SURGENCIAS
SURGENCIAS
Durante las operaciones de perforacin, normalmente la presin
ejercida por la columna del fluido de perforacin es levemente mayor
que la presin de formacin. De esta forma, se evita la entrada de
los fluidos de formacin al pozo. Cuando esa presin hidrosttica cae
por debajo del valor de equilibrio, los fluidos de formacin pueden
ingresar al pozo. Si este flujo es pequeo, causar una disminucin en
la densidad del fluido de perforacin medible en superficie, sin
otros sntomas visibles. En el caso de producirse un incremento del
volumen en las piletas de lodo estamos ante lo que se denomina una
surgencia (kick). Cuando el flujo de los fluidos de perforacin
descontrola el equilibrio de presiones produciendo un ingreso
masivo al pozo de los fluidos de perforacin, se est ante un
blowout.
Esta surgencia se puede originar por lo siguiente:
1. Densidad insuficiente de lodo
2. Llenado insuficiente durante los viajes
3. Efecto de pistoneo al sacar el sondeo rpidamente
4. Contaminacin de lodo con gas
5. Prdidas de circulacin
Indicadores que anticipan una surgencia.
Con una deteccin de la posibilidad de ocurrencia de una
surgencia, pueden evitarse las mismas en un muy alto porcentaje.
Los indicadores de que puede producirse un kick son:
1. Perforando
a. Aumento en la velocidad de perforacin
b. Disminucin de la presin de bombeo y aumento de emboladas
c. Inyeccin contaminada por gas, cloruros, etc.
2. Al sacar o bajar herramienta
a. Aumento de volumen en piletas
b. Flujo sin circulacin
c. El pozo admite menos o desplaza mayor volumen
3. Sin tubera en el pozo
a. Aumento de volumen en piletas
b. Flujo sin bombeo
Segn las estadsticas, la mayora de las surgencias o blow-outs
ocurren durante las maniobras de sacado o bajado de herramienta.
(FIGURA 1)
Desde el momento que la presin hidrosttica controla el pozo, la
circulacin se establece normalmente abierta por la lnea de salida y
el pozo permanece abierto durante los viajes. Si ocurre un
principio de surgencia se debe recurrir a las vlvulas de seguridad
para cerrarlo, lo que puede hacerse con la vlvula anular de
esclusas o la de cierre variable si est el sondeo en el pozo o con
las esclusas de cierre total si no hay herramientas dentro de l.
(FIGURAS 2 y 3)
Adicionalmente ser necesario bombear inyeccin dentro del pozo,
lo que puede ser hecho por el interior de las barras de sondeo o
por alguna de las lneas de ahogo y controlar el retorno por un
orificio colocado en la lnea de surgencia. La lnea de surgencia se
continuar ya sea a la pileta de tierra donde se pueden tirar los
fluidos descartados, o a un golpeador, luego desgasificador y
pileta de inyeccin donde la inyeccin es desgasificada y
recuperada.
Mediante el uso de este equipo, los fluidos de baja densidad son
eliminados y reemplazados con una inyeccin ms pesada capaz de
controlar el pozo. (FIGURAS 4 y 5).
Procedimientos de cierre
Los procedimientos de cierre del pozo varan segn la maniobra que
se est ejecutando en el momento del kick. La explicacin de cada una
de las situaciones se dan mas adelante.
Comportamiento del fluido invasor
Cualquier surgencia requiere de determinadas operaciones para
mantener el control. Debido a que no existe en el caso de agua
salada o petrleo una gran expansin, estos fluidos no presentan gran
problema en una surgencia como en el caso del gas. El gas est
asociado con todas las surgencias. En consecuencia es muy
importante para aquellos que deben intervenir en el control de una
surgencia entender cual es la accin del gas en un pozo.
No todas las situaciones pueden ser previstas y las tcnicas
destinadas a ese control, bajo diferentes circunstancias
particulares deben modificarse. La persona que est controlando un
pozo depender en esos casos de su conocimiento sobre la forma en
que el gas es capaz de expandirse para diferentes condiciones del
pozo.
La expansin del gas con los cambios de presin es algo que puede
predecirse y esto permite conocer las variaciones que se producen
en el volumen de gas entrado al pozo a medida que sube a travs de
la inyeccin. En general si la presin se duplica el volumen se
reduce a la mitad, si la presin se reduce a la mitad el volumen se
duplica.
Aunque aparentemente pueda parecer importante en superficie una
presencia de gas, es indicativa generalmente de solo una pequea
reduccin en la presin de fondo de pozo. En una columna de inyeccin
contaminada con gas, la presin del gas se incrementa rpidamente con
la profundidad, de manera que el volumen disperso en el pozo es muy
pequeo y reduce la densidad de inyeccin muy poco. Una pequea
entrada de gas en el fondo del pozo es potencialmente peligrosa an
si est mezclada con la inyeccin porque se puede expandir mucho
cuando asciende o es bombeada hacia arriba. Bajo la baja presin de
la superficie, desplazar un importante volumen de inyeccin del
pozo, reduciendo grandemente la presin en el fondo, y permitiendo
la surgencia del mismo. Las (FIGURAS 6 y7) muestran la expansin del
gas a medida que sube en el pozo descontroladamente. Esta situacin
puede ocurrir fcilmente en un pozo que es pistoneado al sacar el
trpano. Debido a que el gas es mas liviano que la inyeccin, se
eleva y aliviana la columna por encima, ya que se expande a medida
que sube. Inicialmente esta expansin es muy pequea pero se
incrementa rpidamente cuando el gas se acerca a la superficie.
Debe entonces prestarse especial atencin al pozo, cuando se est
sacando sondeo durante los cambios de trpano, cuando se est
perfilando, etc. aun cuando el pozo haya permanecido quieto hasta
ese momento.
Si se est circulando gas desde el fondo, se produce la misma
expansin pero mucho ms rpido ya que el gas se est moviendo a mayor
velocidad. A bajos caudales de circulacin el gas puede circular
hasta muy cerca de la superficie, con un aumento de volumen casi
imperceptible y luego el pozo comenzar a desplazar repentinamente
debido a la expansin del gas. Esto provocar la reduccin de la
presin en el fondo y permite una ms rpida entrada al pozo.
El gas tambin asciende en un pozo que ha sido cerrado debido a
su ms baja densidad. En estas condiciones no puede expandirse, por
lo tanto la presin no cambia durante su recorrido hacia arriba.
Cuando el gas llega a la parte superior, esta presin est sumada a
la de la columna hidrosttica, lo que da como resultado una presin
excesiva en el fondo. Las (FIGURAS 8 y 9) ilustran estas
condiciones.
Frecuentemente se establece que las surgencias pueden ser
detenidas evitando que haya aumento de volumen en las piletas
mientras se circula. Lo que hemos dicho anteriormente muestra que
en estas condiciones se establece una tendencia a crear presiones
excesivas en el pozo. Si no se permite al gas expandirse cuando se
lo circula a superficie, la presin de fondo estar en la cabeza del
pozo en el momento de llegar el gas a esa parte. Por lo tanto, debe
permitirse algn aumento del volumen de inyeccin de retorno cuando
se est circulando el gas hacia afuera. (FIGURA 10).
Medidas preventivas
La mayora de las surgencias ocurren cuando se est haciendo un
viaje de trpano y por lo general son el resultado de una accin de
pistoneo o de no haber llenado el pozo. Cuando se comienza una
sacada de trpano y se para la bomba, hay una reduccin temporaria de
la presin mientras la columna se est moviendo. Las condiciones se
agravan si la viscosidad de la inyeccin es alta, el revoque es
grueso, si los portamechas son de gran dimetro respecto al pozo o
las barras tienen gomas protectoras, el trpano est embolado, o si
hay una vlvula de retencin en la columna.
Si hubo presencia de gas en la inyeccin, las gomas protectoras
pueden haber aumentado el volumen y esto aumenta la accin de
pistoneo. Por este motivo, conviene usar protectores fabricados de
material resistente a los hidrocarburos. La accin de pistoneo es
mayor cerca del trpano que ms arriba, producindose
proporcionalmente a lo largo de toda la longitud del sondeo. Tambin
se extiende desde el trpano hasta el fondo, pero cuanto ms corta
sea la columna menor ser el pistoneo. El peor efecto tiene lugar en
el momento en que se retira el trpano del fondo del pozo. En este
momento debe controlarse muy cuidadosamente si no se produce ningn
indicio de que los fluidos de formacin estn entrando al pozo.
Si se saca del pozo una cantidad de barras correspondientes a un
volumen de por ejemplo 5 barriles, la cantidad de inyeccin para
llenarlo debe ser tambin de 5 barriles. Si se llena solamente con
4, esto indica que un barril de fluido ha entrado al pozo, que
puede ser de gas, de petrleo o de agua salada. Esta entrada puede
producir una contaminacin de la inyeccin, desmoronamiento y tapones
en el pozo o la ascensin de un bolsn de gas mientras se est sacando
el sondeo con la posible surgencia posterior debido al aumento de
volumen, como se coment anteriormente. Cuando se advierte que se ha
producido un pistoneo o que ha habido ingreso de fluidos al pozo,
conviene volver con el trpano al fondo, circular y eventualmente
incrementar la densidad de la inyeccin antes de sacar
herramienta.
Un mtodo de control es lo que se llama un viaje corto, que
consiste en sacar el sondeo parcialmente y luego volver al fondo y
circular para observar el retorno de la inyeccin. Esto se hace en
algunas situaciones crticas pero no es necesario si se hace un buen
control antes de sacar y durante el viaje.
El mejor mtodo de control es medir el volumen que se necesita
para llenar el pozo, esto puede hacerse midiendo el nivel de las
piletas, como una precaucin mnima. Sin embargo, como el volumen de
las piletas es grande, pequeos volmenes de afluencia prcticamente
pasarn inadvertidos, por lo que es mucho mejor efectuar esta
medicin en un pequeo tanque calibrado que se instala con este
propsito (trip tank).
Una de las mejores formas de medir el volumen de llenado es
convertir el volumen del sondeo en emboladas de la bomba y contar
stas cada vez que se llena hasta que se advierte la salida de
inyeccin por la salida lateral. Un contador de emboladas en el piso
de perforacin resulta muy conveniente para estas operaciones. De
todas maneras siempre se debe usar alguno de stos mtodos, sobre
todo si se trata de pozos de exploracin o de desarrollo donde se
prevea este tipo de problema.
Como enfrentarse a una surgencia
La mejor forma de enfrentar una surgencia es haber practicado
permanentemente que es lo que debe hacerse en estos casos. Todos
los perforadores experimentados pueden relatar ejemplos de actos
muy tontos ejecutados por personal experimentado, bajo la tensin de
una surgencia real o potencial, realizados por personal
experimentado. Los ejercicios de surgencia, que en largos perodos
sin problemas, podran parecer innecesarios, son en realidad
imprescindibles.
La prctica frecuente en la deteccin de surgencias simuladas y de
los procedimientos de cierre de vlvulas en forma correcta, imponen
una accin refleja ante los problemas, aseguran entrenamiento de
personal nuevo y da como resultado que los perforadores se vuelvan
hbiles en la deteccin de las surgencias en su comienzo, con
sorprendente rapidez. La mayora de los amagos de surgencia que dan
como resultado reales surgencias, podran haber sido controlados de
haber sido descubiertos con mayor rapidez, y el xito del ahogo
siempre depende de su rpido descubrimiento y cierre del pozo. Se
han observado en repetidos simulacros que un perforador, ocupado en
sus actividades normales, adverta un incremento en el nivel de
piletas dentro del minuto siguiente al momento en que se induca ese
incremento. Sin ese entrenamiento, esto toma de 5 a 10 minutos ms o
menos.
A fin de cubrir todas las posibilidades estos simulacros se
suelen dividir en cuatro tipos, requiriendo cada uno de los mismos
un diferente grupo de acciones:
Perforando en el fondo
Durante los viajes del sondeo
Cuando los portamechas estn pasando frente al BOP
Con el sondeo fuera del pozo.
Uno de stos simulacros debera realizarse cada turno en la mayora
de los equipos, a menos que haya circunstancias que no lo permitan.
El tipo de ejercicio realizado, el tiempo que se demora en advertir
el problema y el tiempo para completar la accin, debe registrarse
en el parte diario. Tambin debe dejarse registrado en el grfico que
indica el nivel de pileta, si lo hay.
Este tipo de entrenamiento debera ser responsabilidad del
contratista o del operador, o de ambos. A continuacin se detallan
algunas directivas posibles a usar en los equipos.
Para todos los tipos de simulacros, el procedimiento inicial
puede ser como sigue:
1. En los equipos que tienen flotantes en las piletas de
inyeccin. este flotante puede ser levantado como una indicacin de
que el pozo est surgiendo, y excepto durante el entrenamiento
inicial, debe ser llevado a cabo sin advertir a la dotacin.
2. Se debe cronometrar el tiempo de reaccin del perforador desde
el momento que se levant el flotante hasta que se advierte su
reaccin.
3. El tiempo de reaccin debe anotarse conjuntamente con el
tiempo total necesario para concluir el simulacro.
4. Se anotarn en el grfico de nivel de piletas al lado del punto
que indica el incremento de nivel, los tiempos de reaccin y total y
tambin en el parte diario. Cualquier otro cambio de nivel debido a
surgencias reales, prdidas de circulacin o descargas de inyeccin
deben ser anotados en el grfico.
5. En los equipos que no tienen flotantes o indicadores de nivel
de pileta, el simulacro breve para el caso de "perforando en el
fondo" se elimina, pero pueden efectuarse los otros e iniciarse
mediante una orden verbal.
6. Para los simulacros iniciados mediante una orden de mando,
los tiempos se registran en el parte diario.
Perforando en el fondo:
1. Parar la rotacin y levantar el vstago por encima de la mesa
rotary.
2. A eleccin del jefe de pozo, el simulacro puede detenerse aqu,
registrndose solamente los tiempos de reaccin. Si realmente existe
una surgencia, o si las condiciones del pozo permiten continuar con
el simulacro, los siguientes constituyen los pasos a seguir.
3. Abrir la lnea de surgencia con un orificio abierto.
4. Parar la bomba.
5. Cerrar la vlvula de esclusas anular (o la de cierre
variable). Los puntos 3, 4, y 5 se efectan simultneamente.
6. Cerrar el orificio variable o la vlvula sobre la lnea de
surgencia... (El tiempo total hasta aqu debera ser de 3 minutos o
menos).
7. El perforador debe inspeccionar visualmente todas las lneas y
el cierre del BOP.
Durante los viajes del sondeo
1. Ubicar una cupla por encima de la mesa rotary y colocar las
cuas 2. Instalar una vlvula de apertura total o un BOP interior
para cerrar el interior del sondeo.
3. Abrir la lnea de surgencia manteniendo un orificio
abierto.
4. Cerrar la vlvula de esclusas anular. (puede ser aceptable
cerrar la vlvula de cierre variable).
5. Cerrar el orificio variable o fijo sobre la lnea de
surgencia. 6. Tomar nota de los tiempos de reaccin y total
anotndolos en el parte diario. (El tiempo de reaccin debera ser
menor que un minuto y el total menor que 3 minutos).
7. El perforador debe inspeccionar que todas las lneas y el BOP
estn cerradas.
Cuando los portamechas estn frente al BOP
1. Puntos 1 al 3, dem al caso anterior
4. Cerrar la vlvula de cierre variable (si no se cuenta con este
tipo de vlvula instalada, se agrega una barra o un tiro de barras y
se bajan hasta que se puedan cerrar las esclusas sobre la barra de
sondeo) .
5. Instalar una grampa sobre el portamechas que tenga ojales y
permita atar con cables al piso.
6. Cerrar el orificio fijo o variable en la lnea de
surgencia
7. Anotar tiempos de reaccin y total. (El tiempo de reaccin
debera ser menor que un minuto y el total menor a 5 minutos).
8. El perforador debe controlar que todo ha sido correctamente
cumplido. Si quedara solamente un tiro de portamechas dentro del
pozo, se deben sacar del pozo y tratado como en el 4 caso. En una
emergencia, los portamechas pueden ser dejados caer dentro del
pozo.
Con el sondeo fuera del pozo
1. Abrir la lnea de surgencia a travs de un orificio. 2. Cerrar
las esclusas ciegas. 3. Cerrar el orificio variable o fijo sobre la
lnea de surgencia.
4. Registrar los tiempos de reaccin y total. (El tiempo de
reaccin debera ser menor que un minuto y el total menor que 3
minutos).
5. El perforador debe controlar visualmente que todas las lneas
y el BOP estn cerrados.
Nota:
En todos los casos, si se trata de una surgencia real, no se
debe permitir que la presin exceda del 80% de la presin interna del
casing ni un valor de 80 PSI por cada 100 pies de profundidad.
El menor de estos valores ser el que debe tomarse en cuenta.
Para caeras gua, se tomar el 50% y 50 PSI por cada l00 pies de
profundidad.
Debido a que la mayora de las surgencias ocurren cuando se est
haciendo un viaje o cuando el sondeo est fuera del pozo, debe
hacerse entrenamiento sobre estos casos y no dejarlos de lado en
beneficio del caso ms fcil, que es cuando sucede la surgencia
mientras se perfora.
ANALISIS DE LA SURGENCIA
A. Presin de formacin (Pf) con el pozo cerrado en una
surgencia
Pf (psi)
=PCS (psi) + [lodo (lb/gal) x 0,052 x TVD (pies)]
Donde:
Pf:Presin de formacin
PCS:Presin de cierre en el sondeo estabilizada
TVD:Profundidad del pozo
Ejemplo 1:
Determinar la presin de formacin usando los siguientes
datos:
Presin de cierre en el sondeo estabilizada:
500 psi
Densidad del lodo en el sondeo:
9,6 lbs/gal
Profundidad del pozo (TVD):
10.000 pies
Pf=500 psi + (9,6 lbs/gal x 0,052 x 10.000 pies)
Pf=5.492 psi
B. Presin en el fondo del pozo (PFP) con el pozo cerrado en una
surgencia
PFP (psi) = PCS (psi) + [lodo (lb/gal) x 0,052 x TVD (pies)]
Como puede verse, cuando la presin en el sondeo est estabilizada
la presin en el fondo del pozo es igual a la presin de
formacin.
C. Presin de cierre en el sondeo (PCS)
PCS (psi)=Pf (psi) - [lodo (lb/gal) x 0,052 x TVD (pies)]
Ejemplo 2:
Determinar la presin de cierre en el sondeo usando los
siguientes datos:
Presin de formacin:
12.480 psi
Densidad del lodo en el sondeo:
15,0 lbs/gal
Profundidad del pozo (TVD):
15.000 pies
PCS=12.480 psi - (15,0 lbs/gal x 0,052 x 15.000 pies)
PCS=780 psi
D. Presin de cierre en el espacio anular (PCA)
PCA (psi)=Pf (psi) - [(PHL (psi) + PHF (psi)]
Donde:
PCA:Presin de cierre en el anular
PHL:Presin de la columna de lodo en el anular
PHF:Presin de la columna de fluido ingresado en el anular
Ejemplo 3:
Determinar la presin de cierre anular usando los siguientes
datos:
Presin de formacin:
12.480 psi
Densidad del lodo en el anular:
15,0 lbs/gal
Altura de la columna de lodo en el anular (TVD):14.600 pies
Altura de la columna de lodo ingresado en el anular: 400
pies
Gradiente de presin del fluido ingresado:
0,12 psi / pie
PCA=12.480 psi [(15,0 lbs/gal x 0,052 x 14.600 pies) +
(0,12psi/pie x 400pies)]
PCA=1.044 psi
E. Altura de la columna de fluido ingresado (Hf)
Hf (pies) = G (barriles) / CA (barriles/pie)
Donde:
Hf:Altura de la columna de fluido ingresado
G:Ganancia en piletas
CA:Capacidad anular
Ejemplo 4:
Determinar la altura de columna de fluido ingresado usando los
siguientes datos:
Ganancia en piletas (G):
20 barriles
Capacidad anular (CA): (pozo: 8,5 y PM: 6,5)
0,02914 bls/pie
Hf=20 bls / 0,02914 bls/pie=686 pies
Ejemplo 5:
Determinar la altura de columna de fluido ingresado usando los
siguientes datos:
Ganancia en Piletas (G):
20 barriles
Dimetro del pozo (dp):
8
Dimetro de los portamechas (dpm):
6
Longitud de los portamechas (Lpm):
450 pies
Dimetro de las barras de sondeo:
5,0
Hay que calcular las capacidades anulares:
Capacidad del pozo portamechas:(8,5^2 6,5^2)/1029,4 = 0,02914
bls/pie
(Nota: 1029,4 es el factor para convertir unidades)
Volumen de fluido alrededor de los portamechas=450 x 0,02914
bls/pie=
=13,1 bls
Capacidad del pozo barras de sondeo: (8,5^2 5^2)/1029,4 = 0,0459
bls/pie
Volumen alrededor de las barras de sondeo
=20bls 13,1bls = 6,9 bls
Altura de fluido en las barras de sondeo
=6,9bls/0,0459 bls/pie =
=150 pies
Altura total del fluido ingresado
=450 + 150 = 600 pies
F. Estimacin del tipo de fluido ingresado
f (lb/gal) = lodo (lb/gal) [PCA (psi) PCS (psi)] / 0,052 x
Hf
Donde:
f:densidad del fluido ingresado
Cuando el valor de f es de 1 a 3 lb/gal el fluido es gas
Cuando el valor de f es de 4 a 6 lb/gal el fluido es petrleo o
una combinacin
Cuando el valor de f es de 7 a 9 lb/gal el fluido es agua
salada
Ejemplo 6:
Determinar el tipo de fluido ingresado a partir de los
siguientes datos:
Presin de cierre anular (PCA):
1.044 psi
Presin de cierre en el sondeo (PCS):
780 psi
Altura del fluido ingresado (Hf):
400 pies
Densidad del lodo (lodo):
15,0 lbs/gal
f (lbs/gal)=15,0 lbs/gal (1.044 psi 780 psi) / 400 x 0,052
f (lbs/gal)=2,31 lbs/gal
por lo tanto el fluido ingresado es probablemente gas
G. Velocidad estimada de migracin del gas en un pozo cerrado
La velocidad con la cual asciende el gas puede calcularse con la
expresin:
Vg (pies/seg) = 12 x {e [-0,37] x [Densidad del lodo (lb/gal)]}
o Vg = 12 x 0,691lDonde:
Vg:velocidad estimada de migracin del gas
Ejemplo 7:
Determinar la velocidad estimada de migracin del gas utilizando
un lodo de 11,0 lbs/gal
Vg=12 x [2,7183^(-4,07)]=12 x 0,0171=0,205 pies/segundo
H. Velocidad real de migracin del gas en un pozo cerrado
Vmg (pies/hora)= Incremento de la presin anular (psi/hora) /
Gradiente de presin del lodo en uso (psi/pie)
Ejemplo 8:
Determinar la velocidad de migracin del gas con los siguientes
datos:
Presin anular de cierre estabilizada:
500 psi
Presin anular de cierre despus de una hora:700 psi
Densidad del lodo:
12,0 lbs/gal
Gradiente de presin para un lodo de 12,0 lbs/gal:0,624
psi/pie
Velocidad de migracin del gas=(700 500) / 0,624 = 320,5
pies/hora
I. Reduccin de la presin hidrosttica en el fondo del pozo debido
a la oclusin de gas en el lodo (Gas Cut)
Mtodo 1:
RPH (psi)= 100 . (lodo - lodo gasif) / lodo gasifEjemplo 9:
Determinar la reduccin en la presin hidrosttica causada por el
gas usando los siguientes datos:
Densidad del lodo sin gas:
18,0 lbs/gal
Densidad del lodo con gas:
9,0 lbs/gal
Reduccin en la presin hidrosttica=100 x (18,0 9,0) / 9,0 = 100
psi
Mtodo 2:
RPH (psi)= Gl (psi/pie) . G (bbl) / CA (bbl/pie)
Donde:
Gl:Gradiente del lodo
Ejemplo 10:
Determinar la reduccin en la presin hidrosttica causada por el
gas usando los siguientes datos:
Gradiente del lodo:
0,624 psi/pie
Capacidad anular:
0,0459 bls/pie (pozo 8 , barras 5)
Ganancia en piletas:
20 bls
Reduccin en la presin hidrosttica=(0,624 / 0,0459) x 20 = 271,9
psi
J. Mxima presin en boca de pozo con surgencia de gas en lodo
base agua
Mpbp (psi)=0,2 . [ Pf(psi) . G (bbl). lodo ahogue (lbs/gal) / CA
(bbl/pie) ]^1/2
Donde:
Mpbp:Mxima presin en boca de pozo
Ejemplo 11:
Presin de formacin:
12.480 psi
Ganancia en Piletas::
20 barriles
Densidad de ahogo del lodo:
16,0 lbs/gal
Capacidad anular:
0,0505 bls/pie (pozo 8 , barras 4 )
Mxima presin en boca de pozo= 0,2 x [(12.480 x 20 x 16,0)/
0,0505]^0,5 =
= 1.779 psi
K. Mxima ganancia en piletas debido a surgencia de gas en lodo
base agua
Mgp (bbl)= 4 . [ Pf (psi). G(bbl) . CA (bbl/pie) / lodo ahogue
(lbs/gal) ]^1/2
Donde:
Mgp:Mxima ganancia en las piletas
Ejemplo 12:
Presin de formacin:
12.480 psi
Ganancia en Piletas::
20 barriles
Densidad de ahogo del lodo:
16,0 lbs/gal
Capacidad anular:
0,0505 bls/pie (pozo 8 , barras 4 )
Mxima ganancia en piletas=4 x [(12.480 x 20 x 0,0505)/ 16]^0,5
=
= 112 blsL. Presiones mximas cuando se circula para eliminar el
gas de una surgencia (Ecuaciones de Moore)
Se usan las siguientes expresiones:
1) Presin de formacin
Pf = PCS + ( lodo x 0,052 x TVD)Pf = presin de formacin
(psi)
PCS = presin de cierre del sondeo (psi)
lodo = Densidad del lodo (lb/gal)
TVD = profundidad vertical del pozo (pies)
2) Altura de la columna de fluido ingresado
Hf = G / C
Hf = altura columna de fluido ingresado (pies)
G = ganancia en las piletas (barriles)
C = capacidad anular (barriles/pie)
3) Presin ejercida por el fluido ingresado
Pi = Pf [PgL x (TVD D) + PCA]Pi = Presin del fluido ingresado
(psi)
D = profundidad donde se calcula (pies)
Pf, TVD y PCA igual que antes
4) Gradiente de presin del fluido ingresante
gi = Pi / Hf
gi = gradiente del fluido ingresante (psi/pie)
5) Temperatura en la profundidad de inters
TD = 70F + (0,012F/pie x LBS) + 450
TD = temperatura a la profundidad D (R)
LBS = longitud ocupada por las barras de sondeo (pies)
6) Presin en el tope de la burbuja
A = Pf [gi x (TVD D) Pi
A = Presin en el tope de la burbuja (psi)
7) Presin en la profundidad de inters:
PD = A / 2 + [A2 / 4 + (gi . Pf . ZD . TD . Hf) / (ZTVD x
TTVD)]^1/2
Donde:
PD:Presin en la profundidad de inters (psi)
ZD:factor de compresibilidad del gas a la profundidad D
TD:temperatura a la profundidad de inters (R)
ZTVD:factor de compresibilidad del gas a la profundidad TVD
TTVD:temperatura a la profundidad de TVD (R)
8) Densidad del lodo para ahogar el pozo
ahogo=PCS / 0,052 . TVD + 1
Donde:
ahogo:densidad del lodo de ahogo (lb/gal)
1:densidad del lodo en uso (lb/gal)
9) Gradiente del lodo de ahogo
g lodo ahogo= ahogo x 0,052
10) Longitud en el espacio anular que ocupa el volumen interior
del sondeo
L anular=Volumen interior del sondeo (bls) / Capacidad anular
(bls/pie)11) Presin en el tope de la burbuja para lodo
densificado
A = Pf [g lodo x (TVD D) Pi] + [HF x (g lodo ahogo - g
lodo)]
Ejemplo 13:
En un pozo que present una surgencia, para las condiciones dadas
a continuacin, determinar:
A) La mxima presin en el zapato de la caera con el mtodo del
perforador.
B) La mxima presin en superficie con el mtodo del
perforador.
C) La mxima presin en el zapato con el mtodo de una circulacin
(wait & weight)
D) La mxima presin en boca de pozo con el mtodo de una
circulacin (wait & weight)
Datos:
Profundidad del pozo:
10.000 pies
Caera:
9 5/8 a 2.500 pies
Dimetro interior 9 5/8:
8,921
Capacidad 9 5/8:
0,077 bls/pie
Dimetro del pozo:
8
Barras de sondeo:
4 16,6 lbs/pie
Portamechas:
6
Longitud portamechas:
625 pies
Densidad del lodo:
9,6 lbs/gal
Gradiente de fractura a 2.500 pies:
0,73 psi/pie (14,04 lbs/gal)
Capacidades:
Pozo de 8 :
0,07 bls/pie
Anular 8 - 4 :
0,05 bls/pie
Anular 8 - 6 :
0,032 bls/pie
Anular 8,921 - 4 :
0,057 bls/pie
Capacidad barras:
0,014 bls/pie
Capacidad portamechas:
0,007 bls/pie
Factor de compresibilidad (Z):
1,0
Informacin registrada:
Presin de cierre del sondeo:
260 psi
Presin de cierre del anular:
500 psi
Ganancia en piletas:
20 barriles
1)Presin de formacin
Pf=260 psi + (9,6 lbs/gal x 0,052 x 10.000 pies)=
Pf=5.252 psi
2) Altura de la columna de fluido ingresado en el fondo del
pozo
Hf=20 bls / 0,032 bls/pie=625 pies
3) Presin ejercida por el fluido ingresado en el fondo del
pozo
Gradiente del lodo:lodo x 0,052 = 9,6 x 0,052 = 0,4992
psi/pie
Pi=5.252 psi [0,4992 psi/pie x (10.000 pies 625 pies)] + 500 psi
=
Pi=72 psi
4) Gradiente de fluido ingresado
gi=72 psi / 625 pies
gi=0,1152 psi/pie
5) Altura y presin de la columna de fluido ingresado alrededor
de las barras de sondeo
Hfbarras=20 bls / 0,05 bls/pie
Hfbarras=400 pies
Pibarras=0,1152 psi/pie x 400 pies
Pibarras=46 psi
6) Temperatura en el fondo del pozo y en el zapato
TTVD=70*F + (0,012*F/pie x 10.000 pies) + 460
TTVD=650*R
Temperatura a 10.000 pies
TD=70*F + (0,012*F/pie x 2.500 pies) + 460
TD=560*R
Temperatura a 2.500 pies
7) Presin en el tope de la burbuja
A=5.252 psi [0,4992 psi/pie x (10.000 pies 2.500 pies) + 46 psi]
=
A=1.462 psi
A) Mxima presin en el zapato con el mtodo del perforador
PD =1.462/2 + (1.462/4 + 0,4992 x 5.252 x 1,0 x 560 x 400/1,0 x
650)^
PD =1.930 psi
B) Mxima presin en boca de pozo con el mtodo del perforador
Determinacin de A, presin en el tope de la burbuja
A=5.252 psi [(0,4992 psi/pie x 10.000 pies) + 46 psi]
A=214 psi
Temperatura en superficie
T0=70*F + (0,012*F/pie x 0 pies) + 460 = 530*R
Presin mxima en boca de pozo (PS)
PS=214/2 + (214/4 + 0,4992 x 5.252 x 530 x 400 /650)^1/2
PS=1.038 psi
C) Mxima presin en el zapato con el mtodo de una circulacin (w
& w)
1) Densidad del lodo de ahogo
lodo ahogo = 260 psi / 0,052 x 10.000 pies + 9,6 lbs/gal = 10,1
lbs/gal2) Gradiente lodo de ahogo
g lodo ahogo = 10,1 lbs/gal x 0,052 = 0,5252 psi/pie3) Volumen
interno del sondeo
Barras de sondeo = 0,014 bls/pie x (10.000 pies 625 pies) =
131,25 bls
Portamechas = 0,007 bls/pie x 625 pies = 4,375 bls
Volumen total = 135,625 bls
4) Longitud en el espacio anular de las barras que ocupa el
volumen interior del sondeo
L anular = 135,625 bls / 0,05 bls/pie = 2.712,5 pies
5) Determinacin de A, presin en el tope de la burbuja
A = 5.252 [0,5252 x (10.000 2.500) 46] + [2.715,2 x (0,5252
0,4992)]
A = 1337,5 psi
6) Mxima presin en el zapato con el mtodo de una circulacin
(wait & weigth)
PD = 1.337,5 / 2 + (1.337,5/4 + 0,5252 x 5.252 x 1,0 x 560 x
400/1,0 x 650)^1/2
PD = 1.851 psi
D) Mxima presin en boca de pozo con el mtodo de una circulacin
(wait & weigth)
1) Determinacin de A, presin en el tope de la burbuja
A = 5.252 [(0,5252 x 10.000) 46] + [2.715,2 x (0,5252
0,4992)]
A = 24,5 psi
2) Mxima presin en boca de pozo
PS= 24,5 / 2 + (24,5/4 + 0,5252 x 5.252 x 1,0 x 530 x 400/1,0 x
650)^1/2
PS= 961 psi
M. Flujo de gas dentro del pozo
El caudal de gas que ingresa al pozo se incrementa cuando se
incrementa la longitud expuesta de la arena:
Q = 0,007 x md x p x L / x ln(Re / Rw) x 1.440
Donde:
Q = caudal de gas (bls/min)
md = permeabilidad (milidarcys)
p = presin diferencial (psi)
L = longitud de la arena abierta
= viscosidad del gas ingresante (centipoises)
Re = radio de drenaje (pies)
Rw = radio del pozo (pies)
Ejemplo 14: para los siguientes datos
md = 200 md
p = 624 psi
L = 20 pies
= 0,3 cp
ln (Re /Rw) = 2,0
Q = 0,007 x 200 x 624 x 20 / 0,3 x 2,0 x 1.440
Q = 20 bls/min
Esto significa que si se requiere un minuto para cerrar el pozo,
se producir una ganancia en las piletas de 20 bls adems del volumen
que se haya producido mientras se perforaban los 20 pies de
formacinMTODOS DE CONTROL DE SURGENCIAS
En el control de pozos el estudio de los principios bsicos
proporciona los fundamentos, tanto para la solucin de problemas
sencillos como complejos.Para matar un pozo, la presin de fondo
(presin hidrosttica del lodo y gas, mas cualquier presin de
superficie aplicada) se debe mantener constante a un nivel mayor o
igual a la presin de formacin.
Para fines prcticos tngase en cuenta el tubo U (FIGURA 11) y
estudie las presiones del espacio anular de la tubera de perforacin
y la presin de fondo constante, lo que sucede en un lado del tubo
U, no tendr efecto sobre el otro lado y cada uno puede estudiarse
por separado.
Caudal Reducido (Rata de Bombeo Reducida)
Sabemos que la presin del fondo del pozo se puede controlar en
cualquier momento si se conoce la perdida de presin en el sistema y
la presin hidrosttica ejercida por el lodo dentro de la tubera de
perforacin. La prdida de presin en el sistema se debe registrar en
cada turno previendo que aparezca una kick. Y se debe registrar mas
a menudo si se esta perforando bastante rpido o si el peso del lodo
o las propiedades del lodo se cambian.
Las ratas de bombeo a las cuales se toma la cada de presin en el
sistema van normalmente de uno a tres barriles por minuto. Las
perdidas de presin en el sistema generalmente no se toman a la rata
de circulacin normal por varias razones. Estas razones son las
siguientes:
1. Las perdidas de presin en el sistema a una rata de circulacin
normal mas cualquier presin de cierre pueden resultar en un valor
excesivo para la bomba y para las conexiones de superficie en
uso.2. Cualquier cambio en el tamao de la abertura del
estrangulador (choke) a ratas de bombeo normal pueden causar
cambios drsticos en la perdida de presin a travs del estrangulador
lo cual hace difcil el control del estrangulador.
3. El lodo que se desplaza en el anular durante la operacin de
matar el pozo necesita ser pesado antes de ser bombeado nuevamente
al pozo. Puede que tambin el lodo se haya contaminando y es
necesario hacerle tratamiento. La mayora de los equipos de
perforacin no tienen equipo suficiente para tratar y pesar el lodo
suficientemente rpido como para bombearlo a ratas de bombeo
normales.
4. Ratas de bombeo muy rpidas resultan en perdidas de presin muy
altas. Perdidas de presin altas aumentan la posibilidad de perdida
de circulacin.La rata de bombeo a la cual se registra la cada de
presin en el sistema para propsitos del control de pozos se le
llama caudal reducido, rata de bombeo disminuida, rata de bombeo
reducida, presin de bombeo disminuida, rata de matar el pozo o
presin de circulacin reducida. Todos estos trminos se pueden usar
en la misma forma.
Una rata de bombeo disminuida de uno a dos barriles por minuto
se considera optima en muchos casos porque la perdida de presin en
el sistema a esa rata es relativamente baja, el lodo se puede pesar
y tratar y la resistencia mecnica en las bombas no es demasiado
grande. Ratas de bombeo mas bajas son a menudo impracticas porque
los motores de la bomba puede que no tengan suficiente potencia
para impulsar la bomba con bajas revoluciones por minuto (RPM).
Si la bomba en el equipo de perforacin no se puede operar a la
rata de bombeo y presin deseadas, una reduccin de eficiencia se
puede conseguir sacando varias vlvulas de succin de la bomba. Se
deben seguir las recomendaciones del fabricante con relacin a
cuales vlvulas se sacan para obtener una reduccin deseada en la
eficiencia de la bomba. Una bomba de alta presin bajo volumen
(ejemplo las bombas para cementacin) se pueden usar si la rata de
bombeo deseada no se puede alcanzar con las bombas del equipo de
perforacin.
Si la rata para matar el pozo no se conoce antes de que suceda
la arremetida, una presin de rata de bombeo para matar el pozo se
puede obtener usando el procedimiento siguiente:
1. Cierre el pozo y registre la presin de cierre de la tubera de
perforacin y la presin de cierre del casing.
2. Mantenga constante la presin de cierre del casing con el
estrangulador y aumente la rata de bombeo hasta un valor
deseado.
3. Observe la presin de circulacin que se obtiene despus que las
bombas se han llevado hasta la velocidad de la rata para matar el
pozo.4. La presin de la rata para matar el pozo es igual a la
presin de circulacin observada menos la presin de cierre de la
tubera de perforacin.Obtencin de las Presiones de Cierre y los
Efectos de la Migracin del Gas
Despus de que se ha descubierto un kick y el pozo se ha cerrado
es necesario determinar la presin de cierre de la tubera para poder
determinar la presin de formacin y el peso del lodo necesario. La
presin de cierre de la tubera de perforacin es la cantidad por la
cual la presin de formacin excede a la presin hidrosttica del lodo
dentro de la tubera de perforacin.
La cantidad de tiempo que se requiere para que la presin de
cierre se estabilice depende de la permeabilidad de la roca, el
grado de desbalance, el tipo de influjo al hueco, y la profundidad
del pozo. En reas donde la permeabilidad de la roca es baja se
requiere una cantidad de tiempo considerable para que la presin de
cierre se estabilice.
En algunas situaciones, el gas puede que tienda a migrar hacia
arriba por el anular puesto que es ms liviano que el lodo. La
migracin del gas causara que las presiones tanto dentro de la
tubera de perforacin como del revestidor aumenten. El aumento de la
presin que ocurre debido a la migracin de gas es una falsa
indicacin de la cantidad de presin de formacin que hay
presente.
La presin registrada en el lado del revestidor o de la tubera de
perforacin que se encuentra en exceso con relacin a la presin
requerida inicialmente para balancear la presin de formacin se le
llama presin atrapada. La presin atrapada puede resultar debido a
que el pozo se cierre sin parar completamente las bombas o por la
migracin del gas. La presin atrapada har que todos los clculos sean
incorrectos.
Aunque la presin atrapada puede que no resulte aparente en un
examen de rutina de las presiones de cierre, se puede seguir un
procedimiento para encontrarla en caso de que se sospeche su
existencia
Un procedimiento recomendado para inspeccionar las presiones
atrapadas es el siguiente:
1. Libere pequeas cantidades de lodo (menos de un barril) en el
lado del revestidor, entonces cierre el pozo. Si la presin de la
tubera de perforacin continua disminuyendo cada vez que se libera
lodo a travs del estrangulador (choke), contine repitiendo el
procedimiento de liberar lodo y luego cerrar bajo la misma
secuencia.
2. Si la presin de cierre de la tubera de perforacin permanece
constante despus de dos liberaciones sucesivas de lodo, use estos
valores como la verdadera presin de cierre de la tubera de
perforacin. Si se contina liberando lodo lo nico que se consigue es
permitir una mayor entrada de fluidos de la formacin al pozo.
3. Purgue el lodo en el lado del revestidor solamente en pequeas
cantidades (de 1/4 a 1/2 barril si es posible). Si se liberan
grandes cantidades de lodo esto puede permitir una entrada
adicional de los fluidos de la formacin al pozo.
Hay casos en que una vlvula flotadora se encuentra instalada en
la sarta de perforacin. Una vlvula flotadora es una vlvula que
permite la circulacin del lodo en una sola direccin. Cuando hay una
vlvula flotadora presente en la sarta, naturalmente evita que la
presin de la arremetida se registre en la parte superior de la
tubera de perforacin. En estos casos la presin de cierre de la
tubera de perforacin se debe encontrar de otra forma.
La presin de cierre de la tubera de perforacin se puede
encontrar de dos maneras si la vlvula flotadora esta en uso. Uno de
los mtodos que se sugieren es el caso en el cual la rata para matar
el pozo se conoce anteriormente a la arremetida. El segundo mtodo
sugiere el procedimiento que se puede seguir si las perdidas de
presin en el sistema no eran conocidas antes de la arremetida.
Caso 1
La obtencin de la presin de cierre en la tubera cuando la rata
para matar el pozo es conocida - vlvula flotadora en uso.
A. Cierre el pozo, registre la presin de cierre del revestidor y
obtenga la presin de la rata de bombeo para matar el pozo del
registro del perforador.
B. Mantenga la presin del revestidor constante con el
estrangulador y aumente la rata de bombeo hasta la velocidad
establecida para matar el pozo.
C. Anote la presin de circulacin obtenida con la bomba a esa
rata de circulacin para matar el pozo.
D. Pare la bomba y cierre el estrangulador. La presin de
circulacin obtenida con la bomba a la rata para matar el pozo menos
la presin de circulacin preregistrada a la misma rata de bombeo es
la presin de cierre en la tubera de perforacin.
Caso 2
La obtencin de la presin de cierre de la tubera de perforacin
cuando la rata de bombeo para matar el pozo es desconocida - vlvula
flotadora en uso.
A. Cierre el pozo y conecte a la tubera una bomba de bajo
volumen y alta presin (una bomba del tipo Halliburton).
B. Comience el bombeo y llene todas las lneas con lodo.
Cualquier cantidad de aire que se quede en las lneas causara una
falsa lectura de la presin.
C. Aumente la presin de la bomba. Registre la presin obtenida
cuando el fluido empieza inicialmente a moverse. El fluido es
incompresible, de tal manera que no puede haber ningn movimiento
hasta vencer la presin ejercida en el fondo de la vlvula
flotadora.
D. La presin que se obtiene cuando el fluido inicialmente
comienza a moverse es la presin de cierre en la tubera de
perforacin.Mtodo del perforadorSe basa en el principio bsico de
control. Requiere de un ciclo completo para que los fluidos
invasores circulen fuera del espacio anular, utilizando el lodo con
densidad original a un caudal y presin constante y un estrangulador
ajustable (FIGURA 12).
La secuencia de eventos para el mtodo del perforador son:
1. Cierre del pozo
2. Abrir el estrangulador y acelerar la bomba hasta que alcance
la velocidad adecuada
3. Ajustar el estrangulador hasta que la presin anular sea igual
a la presin de cierre en la tubera de revestimiento, manteniendo
constante el caudal reducido de circulacin.
4. Registrar la presin en la tubera de perforacin igual a la
inicial de circulacin.
5. Manteniendo constante el bombeo, abrir o cerrar el
estrangulador para mantener una presin constante en el sondeo.
6. El lodo de control alcanza el trpano, el lodo de control
retorna a superficie, pozo controlado.
Descripcin de los eventos
En el espacio anular la presin no vara significativamente,
durante la etapa de desplazamiento de la capacidad del sondeo
Slo se observar una pequea disminucin de presin al pasar el
fluido invasor del espacio anular en los portamechas al espacio
anular en las barras.
Con respecto al volumen en piletas y al caudal, se observar que
al circular el kick, ambos se incrementan. El incremento es similar
a la expansin que sufre el gas en su viaje a superficie.
Conforme la burbuja de gas se acerca a superficie, la presin en
el espacio anular se incrementa.
La decisin de abrir el estrangulador para abatir esta presin
complicar el problema, ya que permitir la introduccin de otra
burbuja. Debe comprenderse que el incremento de la presin en el
espacio anular sirve para compensar la disminucin de la presin
hidrosttica en el mismo, como resultado de una menor columna de
lodo de perforacin.
Al momento de desalojar la burbuja de gas es conveniente cerrar
el estrangulador ligeramente ya que el gas sufre una expansin
sbita, al no tener la carga hidrosttica de un fluido. Esto
provocara una disminucin en la presin de fondo que puede permitir
la entrada de una nueva burbuja.
Cuando el lodo de control alcanza la superficie y las presiones
en el sondeo y en el casing son iguales a cero el pozo estar
controlado, ya que la densidad original fue suficiente para
equilibrar la presin, de lo contrario, utilice el llamado mtodo del
ingeniero.
Mtodo de densificar y esperar (del ingeniero)Este mtodo implica
cerrar el pozo mientras se espera la preparacin de un lodo con
densidad adecuada para equilibrar la presin hidrosttica con la
presin de formacin. Sobre todo se recabarn los datos necesarios
para efectuar el clculo de control (FIGURA 13).
Secuencia de control:
1. Abra el estrangulador y simultneamente inicie el bombeo de
lodo con densidad de control a caudal reducido.
2. Ajustando el estrangulador, iguale la presin en el espacio
anular a la presin de cierre de la tubera de revestimiento.
3. Mantenga la presin en el espacio anular constante, con la
ayuda del estrangulador, hasta que la inyeccin de control llegue al
trpano.
4. Cuando llega al trpano lea y registre la presin en el
sondeo.
5. Mantenga constante la presin en el sondeo. Si aumenta, abra
el estrangulador, si disminuye cirrelo.
6. Contine circulando, manteniendo la presin en el sondeo
constante hasta que la inyeccin de control llegue a superficie.
7. Suspenda el bombeo y cierre el pozo.
8. Lea y registre las presiones en el sondeo y el casing.
9. Si las presiones son iguales a cero, el pozo est controlado.
Si no es as es porque el lodo bombeado no tiene densidad suficiente
para igualar la presin de formacin. Se repetir el
procedimiento.
Descripcin de los eventos
Una vez que la inyeccin est preparada y se empieza a bombear a
caudal reducido, la presin que se registre en el sondeo, ser
similar a la inicial de circulacin slo en el momento de igualar la
del espacio anular con la presin de cierre del sondeo.
Al bombear inyeccin con densidad de control a travs del sondeo,
la presin en ste disminuir paulatinamente hasta un valor denominado
presin final de circulacin. Ser cuando la inyeccin llegue al
trpano.
Una vez que el lodo ha llegado al trpano, la Pfc deber
mantenerse constante hasta que la inyeccin llegue a superficie. En
ese momento la presin en el espacio anular debe ser cero. Se para
el bombeo para comprobar si no hay flujo.
Cuando se tiene la presencia del gas expandido cerca de la
superficie, la declinacin en la presin en el casing cesar y
comenzar a incrementarse hasta alcanzar su mxima presin. Esto
ocurre cuando la burbuja llega a superficie. Durante el desalojo de
la burbuja se observa una disminucin en la presin del casing
originada por la sbita expansin de sta. Por ello se recomienda
cerrar ligeramente el estrangulador.
A medida que se circula el lodo por el espacio anular, la presin
en el sondeo disminuir hasta alcanzar un valor cercano a cero
momento en que el lodo de control lleg a la superficie con el
estrangulador totalmente abierto. Esta presin registrada en el
sondeo ser igual a las prdidas por friccin.
La prdida inicial de friccin debida al caudal reducido ser igual
a la presin reducida en el inicio del desplazamiento. Este valor se
mantendr hasta que el lodo de control entre en el sondeo e irn
aumentando conforme el lodo desciende por el sondeo. Cuando el lodo
salga del trpano nuevamente se tendr un incremento en la cada de
presin que nuevamente se incrementar hasta que el lodo alcance la
superficie. Las prdidas por friccin estarn presentes siempre
durante el bombeo.
Mtodo concurrenteEste mtodo se inicia al circular el lodo con la
densidad inicial. Se adiciona densificante para que la inyeccin
alcance el peso de control. Este mtodo requiere circular varias
veces el lodo para completar el control del pozo.
Secuencia de control:
1. Registre la presin de cierre en el sondeo y el casing.
2. Iniciar el control a una presin reducida de circulacin
constante, hasta totalizar las emboladas necesarias para llenar el
interior del sondeo.
3. El operador del estrangulador debe controlar y registrar las
emboladas de la bomba y graficar la densidad del lodo a medida que
se va densificando.
4. Al llegar al trpano, se tiene la Pfc, por lo que se debe
mantener constante hasta que el lodo densificado llegue a la
superficie.
Descripcin de los eventos
Este mtodo puede utilizarse inmediatamente al conocer las
presiones de cierre y sobre todo es recomendable cuando se requiera
una densidad de inyeccin muy alta.
El nmero de circulaciones ser funcin del aumento de la densidad
de la inyeccin, el volumen activo y las condiciones del fluido en
el sistema, as como la capacidad de los accesorios y equipos de
agitacin para preparar grandes cantidades de inyeccin.
PRUEBAS DE FORMACION
Se pueden usar dos mtodos de prueba:
Prueba de la densidad del lodo equivalente
Leak Off Test
Precauciones a tomar antes de la prueba:
1. Circular y acondicionar el lodo para asegurar que la densidad
del lodo es homognea.
2. Cambiar el manmetro si es posible a uno de escala con
graduaciones menores, para poder de esta forma tener una lectura
mas precisa de las presiones.
3. Cerrar el pozo.
4. Comenzar a bombear a un rgimen muy reducido, a barril por
minuto.
5. Registrar presin, tiempo y volumen bombeado.
6. Algunos operadores tienen diferentes procedimientos para
correr esta prueba, otros pueden incluir:
a) Incrementar la presin de a 100 lb/pulg2, esperar unos pocos
minutos, despus incrementar otros 100 lb/pulg2 y seguir as hasta
que se alcance ya sea la densidad equivalente o el punto de
LOT.
b) Algunos operadores prefieren no bombear a un sistema cerrado.
Prefieren circular a travs del orificio del manifold y dar
contrapresin ajustando el orificio. En este mtodo se debe calcular
la perdida de carga anular y sumarla al resultado del test.
A) Prueba a una densidad de lodo equivalente:
1) Esta prueba se hace fundamentalmente en pozos de desarrollo,
cuando es conocida la mxima densidad de lodo a usar en el siguiente
intervalo.
2) Determinar la densidad de lodo equivalente en lb/galn. Se
usan normalmente dos mtodos:
Mtodo 1: Adicionar un valor a la densidad mxima necesaria para
perforar el intervalo.
Ejemplo 1: Determinar la densidad mxima necesaria para perforar
el prximo intervalo
=11,5 lb/gal mas un factor de seguridad = 1,0 lb/gal.
Densidad de lodo equivalente (lb/galn) = Densidad mxima (lb/gal)
+ Factor de seguridad
Densidad de lodo equivalente (lb/galn) = 11,5 lb/gal + 1,0
lb/gal
Densidad de lodo equivalente (lb/galn) = 12,5 lb/galMtodo 2:
Restar un valor al gradiente estimado de fractura en el zapato de
la caera.
Densidad de lodo equivalente (lb/galn) = Gradiente de fractura
estimado (lb/gal) Factor de seguridad (lb/gal)
Ejemplo 2: El gradiente de fractura estimado es = 14,2 lb/gal,
Factor de seguridad = 1,0
Densidad de lodo equivalente (lb/galn) = 14,2 lb/gal 1,0 lb/gal
= 13,2 lb/gal
B) Determinacin de la presin en superficie que se usar:
Presin en superficie (psi) = [Densidad de lodo equiv. Densidad
del lodo en uso (lb/gal)] x 0,052 x TVD* del zapato (pies)
Ejemplo 3:
Densidad del lodo
= 9,2 lb/gal
Profundidad del zapato
= 4.000 pies
Densidad de lodo equivalente= 13,2 lb/gal
Presin en superficie
= (13,2 9,2) x 0,052 x 4.000
Presin en superficie
= 832 psi
*TVD: es la profundidad vertical del pozo
C) Prueba de Leak Off Test (LOT):
1) Esta prueba se usa bsicamente en pozos exploratorios o donde
las presiones de fractura no son conocidas.
2) Determinar los gradientes estimados de fractura de una carta
de gradientes.
3) Determinar la presin estimada de LOT.
Presin estimada de LOT = (Gradiente estimado de fractura -
Densidad de lodo en uso) x 0,052 x TVD del zapato caera
Ejemplo 4: densidad del lodo
= 9,6 lb/gal
Profundidad del zapato
= 4.000 pies
Gradiente estimado de fractura= 14,4 lb/gal
Presin estimada de LOT
= (14,4 9,6) x 0,052 x 4.000 = 998 lb/gal
D) Densidad mxima admisible de lodo a partir del LOT:
Densidad mxima admisible = (presin LOT / 0,052 x TVD del zapato
caera) + densidad lodo en uso
Ejemplo 5: Determinar la densidad mxima admisible a partir de
los datos siguientes,
Presin LOT
= 1.040 psi
Profundidad del zapato = 4.000 pies
Densidad lodo en uso = 10,0 lb/gal
Densidad mxima admisible
= (1040 / 0,052 / 4000) + 10,0 = 15,0 lb/gal
E) Mxima presin anular de cierre (MPAC):
MPAC = (Densidad mxima admisible Densidad lodo en uso x 0,052) x
TVD del zapato caera
Ejemplo 6: determinar la mxima presin de cierre anular con los
siguientes datos:
Densidad mxima admisible
= 15,0 lb/gal
Densidad lodo en uso
= 12,2 lb/gal
Profundidad del zapato
= 4.000 pies
MPAC
= (15,0 12,2) x 0,052 x 4000 = 582 psi
F) Factor de tolerancia a la surgencia (FTS):
FTS = TVD del zapato caera / prof. del pozo x (Densidad mxima
admisible - Densidad lodo en uso)
Ejemplo 7: determinar el factor de tolerancia (FTS) para el
siguiente caso:
Densidad mxima admisible (LOT)= 14,2 lb/gal
Densidad lodo en uso
= 10,0 lb/gal
Profundidad del zapato
= 4.000 pies
Profundidad del pozo
= 10.000 pies
FTS
= (4000 / 10.000) x (14,2 10,0) = 1,68 lb/gal
G) Mxima presin de formacin (Pfmax) que puede controlarse cuando
se cierra el pozo:
Pfmax = (FTS + Densidad lodo en uso) x 0,052 x TVD
Ejemplo 8: determinar la mxima presin de cierre para los
siguientes datos:
FTS
= 1,68 lb/gal
Densidad del lodo= 10,0 lb/gal
TVD del pozo
= 10.000 pies
Pfmax
= (1,68 + 10,0) x 0,052 x 10.000 = 6.074 psi
H) Altura mxima posible de la columna del fluido ingresado
(Hmax) para equilibrar la presin anular mxima de cierre:
Hmax = Mxima presin anular de cierre (MPAC) / (Gradiente del
lodo en uso - Gradiente del fluido ingresado)
Ejemplo 9: determinar la altura mxima posible de fluido
ingresado necesario para igualar la mxima presin de cierre anular,
usando los datos siguientes:
MPAC
= 874 psi
Gradiente del lodo (10,0 x 0,052)= 0,52 lb/gal/pie
Gradiente del fluido ingresado= 0,12 lb/gal/pie
Hmax
= 874 / (0,52 0,12)= 2.185 pies
I) Mximo volumen posible de la columna del fluido ingresado
(Vmax) para equilibrar la presin anular mxima de cierre:
Ejemplo 10: determinar el volumen mximo para el caso anterior y
la siguiente geometra del pozo:
Dimetro del pozo
= 12 1/4 pulg
Dimetro de las barras
= 5 pulg
Dimetro de los portamechas
= 8 pulg
Longitud portamechas
= 500 pies
Capacidad anular pozo-portamechas= 0,0836 barriles/pie
Capacidad anular pozo-barras de sondeo= 0,1215 barriles/pie
Paso 1: determinar el volumen alrededor de los portamechas
(Vpm)
Vpm = 0,0836 bls/pie x 500 pies = 41,8 barriles
Paso 2: determinar el volumen alrededor de las barras (Vbs)
Altura sobrante para las barras = 2.185 500 = 1.685 pies
Vbs = 1.685pies x 0,1215 bls/pie = 204,7 barriles
Paso 3: determinar el volumen mximo total para equilibrar la
mxima presin anular
Vmax = 41,8 + 204,7 = 246,5 barriles
J) Ajuste de la mxima presin de cierre anular para un aumento en
la densidad del
lodo
Mxima presin anular de cierre = Presin LOT - TVD zapato caera x
(Nueva densidad del lodo - Densidad lodo en uso) x 0,052
En smbolos:
MPAC = PLOT [D x (2 1)] x 0,052
Ejemplo 11: para las condiciones del Ejemplo 5, determinar la
mxima presin de cierre anular para un lodo incrementado a 12,5
lb/gal:
Datos:
Presin LOT (PLOT)= 1.040 psi
Prof. del zapato (D)= 4.000 pies
Dens. lodo en uso (1)= 10,0 lb/gal
Dens. lodo nuevo (2)= 12,5 lb/gal
MPCA
= 1040 psi [4.000 pies x (12,5 lb/gal 10,0 lb/gal)] x 0,052
MPAC
= 520 psi
Apndice A
API PRACTICA RECOMENDADA RP53
8 MANIFOLD Y LINEAS DE SURGENCIA
(CHOKE MANIFOLD Y CHOKE LINES)
8.1 GENERAL
El manifold de surgencia est compuesto por tuberas de alta
presin, conectores, bridas, vlvulas y orificios ajustables manuales
o hidrulicos. Este manifold puede purgar la presin del pozo a un
rgimen controlado o puede detener completamente el flujo de fluido,
segn se requiera.
8.2 LINEAMIENTOS PARA LA INSTALACION MANIFOLD DE SURGENCIA
Las prcticas recomendadas para la instalacin del manifold de
surgencia incluyen:
a) El equipamiento del manifold sujeto a presin del pozo o de
bombeo (normalmente antes de los orificios e incluyendo a stos)
debe tener una presin de trabajo igual o mayor que la presin de
trabajo de la BOP de esclusas en uso. Este equipamiento debe
probarse cuando se instala de acuerdo con lo previsto en la Seccin
17.
b) Para presiones de trabajo de 3.000 psi (20,7 MPa) y mayores,
pueden usarse en componentes sujetos a la presin del pozo
conexiones bridadas, soldadas, con grampas u otras de acuerdo a
especificacin API 6A.
c) El manifold de surgencia debe emplazarse en una posicin
fcilmente accesible, preferentemente fuera de la subestructura del
equipo.
d) Aunque no se muestra en la ilustracin del ejemplo, algunas
veces se instalan tanques de descarga en la salida del manifold a
fin de purgar las lneas conjuntamente. Cuando se hace esto se debe
tener cuidado en evitar fallas o funcionamiento defectuoso.
e) Todas las vlvulas del manifold deben ser de pasaje completo
(full bore). Se recomienda colocar dos vlvulas entre el BOP y el
manifold para las instalaciones con presiones de trabajo de 5.000
psi (34,5 MPa) y mayores. Una de estas vlvulas debe ser de
accionamiento remoto. Durante la operacin, todas las vlvulas deben
estar totalmente abiertas o totalmente cerradas.
f) En los manifolds con presiones de trabajo de 10.000 psi (69,0
MPa), 15.000 psi (103,5 MPa) y 20.000 psi (138,0 MPa) se debe
instalar como mnimo un orificio de accionamiento remoto.
g) La configuracin del manifold de surgencia debe permitir el
desvo del flujo (en el caso de erosin, taponamiento o mal
funcionamiento de alguna parte) sin interrumpir el control del
flujo.
h) Se debe tener especial cuidado con las propiedades del
material en bajas temperaturas en aquellas instalaciones que estarn
expuestas a temperaturas inusualmente bajas y deben protegerse del
congelamiento con calentamiento, drenndolas, llenndolas con fluidos
apropiados u otros medios adecuados.
i) Se deben instalar manmetros adecuados a las presiones de la
operacin y a los fluidos usados, de forma que las presiones del
sondeo y anular puedan registrarse con precisin y fcilmente
observados en el lugar donde las operaciones del control del pozo
se llevan a cabo.
j) La unidad de control del pozo, ya sea que est en el manifold
de surgencia o alejado del piso de perforacin, debe estar en una
posicin lo mas cmoda posible e incluir todos los monitores
necesarios para dar una visin general de la situacin de control del
pozo. La posibilidad de monitorear y controlar desde la misma
ubicacin tems tales como la presin en el standpipe, la presin en el
casing, las emboladas de la bomba, etc. Incrementan en gran medida
la eficiencia del control del pozo.
k) Se debe controlar el sistema de aire del equipo para asegurar
la provisin del volumen y presin necesarios para controles y
orificios. Los orificios operados a distancia deben estar equipados
con un sistema adicional de emergencia tal como una bomba manual o
nitrgeno para usar en el caso que el aire del equipo se
interrumpa.
8.3 LINEAMIENTOS PARA LA INSTALACION MANIFOLD DE SURGENCIA
8.3.1 La lnea y manifold de surgencia proveen un medio de
aplicar una contrapresin sobre la formacin mientras se desaloja un
fluido de formacin ingresado al pozo despus de un principio de
surgencia (kick). Consultar la especificacin API 16C para los
requerimientos especficos de equipamiento del manifold de
surgencia, lneas flexibles de surgencia y lneas articuladas. La
lnea de surgencia (que conecta el BOP con el manifold) y las lneas
despus de los orificios, deben ser:
a) Tan rectas como sea posible
1. Debido a que puede producirse erosin en las curvas durante la
operacin, se debe considerar el uso de protectores de flujo en las
curvas y en los bloques ele y tes.. El grado en el cual la curva de
la tubera es suceptible de erosin depende del radio de la curva,
del caudal, del medio fluido, del espesor de pared de la tubera y
del material de la misma. No obstante, en general, las curvas de
radio corto (R/d < 10) deben protegerse en la direccin esperada
del flujo. Para curvas de radio grande (R/d >10), los
protectores son generalmente innecesarios. Las curvas en el sistema
del manifold algunas veces tienen espesor de pared mayor que en la
parte recta de la tubera (tal como el siguiente Schedule de mayor
grado) para compensar el efecto erosivo. Los bloques ele y te a 90
grados deben protegerse en la direccin del flujo.
R = Radio de la curva del tubo medido en su eje central
d = Dimetro nominal de la tubera
2. Para lneas flexibles, consultar al manual del fabricante
sobre el radio de curvatura mnimo de trabajo para determinar la
longitud apropiada y la configuracin de trabajo segura.
3. Para lneas articuladas, consultar las especificaciones
escritas del fabricante para determinar el grado de movimiento
relativo permisible entre puntos extremos.
b) Deben estar firmemente ancladas para evitar movimientos o
vibraciones.
c) Deben tener un pasaje de suficiente dimetro para evitar
excesiva erosin o friccin del fluido.
1. El tamao mnimo recomendado para lneas del manifold es 2 pulg.
(5,08 cm) de dimetro nominal para 3K y 5K y 3 pulg. (7,62 cm) de
dimetro nominal para 10K, 15K y 20K.
2. El dimetro nominal mnimo interior para las lneas aguas abajo
de los orificios que se recomienda debe ser igual o mayor que el de
la conexin nominal de los orificios.
3. Las lneas aguas abajo de los orificios no estn normalmente
presurizadas (ver Tablas 1 y 2 en referencia a las pruebas).
4. Para perforacin con aire o gas, se recomienda un dimetro
nominal mnimo de 4 pulg. (10,16 cm).
5. La lnea de purga (la lnea que no pasa por los orificios) debe
ser igual en dimetro al menos a la lnea de orificio. Esta lnea
permite circulacin del pozo con los BOP cerrados mientras se
mantiene un mnimo de contrapresin. Tambin permite alto caudal de
purga del fluido del pozo, para relevar presin del espacio anular
con los BOP cerrados.
8.3.2 Las (FIGURAS 14, 15 y 16) ilustran ejemplos de manifolds
de surgencia para varias presiones de trabajo. Mejoras o
modificaciones tales como vlvulas hidrulicas adicionales, niples de
desgaste aguas abajo de los orificios, manmetros redundantes, y/o
derivadores de las lneas de venteo, sern consecuencia de las
condiciones que se anticipan para un pozo particular y del grado de
proteccin deseado. Los lineamientos discutidos e ilustrados
representan ejemplos de prcticas de la industria.
8.4 MANTENIMIENTO
El mantenimiento preventivo del conjunto del manifold de
surgencia y sus controles debe llevarse a cabo regularmente,
controlando particularmente el desgaste y taponamiento o el dao en
las lneas. La frecuencia del mantenimiento depender del uso.
Referirse a la Seccin 17 para las recomendaciones para prueba,
inspeccin y mantenimiento general de los sistemas de manifold de
surgencia.
8.5 REPUESTOS
Es importante un adecuado suministro de repuestos para los
componentes sujetos a desgaste o dao o cuya falla reducir
seriamente la efectividad del manifold o de la lnea de surgencia.
Se recomienda la estandarizacin de los componentes para minimizar
los inventarios. Aunque el stock vara de equipo a equipo, una
recomendacin general de una lista de repuestos mnimos incluye:
a) Una vlvula completa para cada tamao de vlvula instalada.
b) Dos juegos de reparacin para cada tamao de vlvula
utilizada.
c) Partes para los orificios ajustables manuales, tales como
agujas de flujo, insertos, empaquetaduras, o-rings, conjuntos de
disco y camisas de desgaste.
d) Partes para orificios de control remoto.
e) tems varios tales como mangueras, tubing flexible, cables
elctricos, manmetros, vlvulas pequeas de control de lneas,
reducciones y componentes elctricos.
1
