WELL CONTROL

INTRODUCCIN.Se ha visto que durante las operaciones de perforacin existen un sin fin de factores que pueden entorpecer la operacin, por lo tanto el equipo que esta trabajando debe contar con la experiencia y preparacin para enfrentar los imprevistos.Uno de los imprevistos y el ms importante es el amago de descontrol o surgencia.Este debe ser tratado con extremo cuidado y los clculos para su deteccin y correccin deben ser exactos ya que un error de clculo o un descuido por parte de los operarios puede ser mortal para la cuadrilla.

QU ES UNA SURGENCIA?Una surgencia es una entrada no deseada de fluidos de formacin en el pozo. Si se la reconoce y trata a tiempo, puede ser manejada y eliminada en forma segura.Pero si se la deja proseguir hasta tornarse incontrolable se puede llegar a un reventn o blowout que no es otra cosa que un surgencia descontrolada.

IDENTIFICACIN DE UN AMAGO DE DESCONTROL...Existen varios parmetros para identificar la surgencia entre los cuales tenemos: Incremento de la velocidad de perforacin rop. Forma y tamao de los recortes. Incremento en el torque y arrastre. Derrumbe de la lutita. Incremento del contenido de gas. Disminucin del exponente dc . Disminucin de la densidad de la lutita. Incremento de la temperatura de la lnea de retorno. Aumento en el contenido de cloruro. Incremento del nivel de lodo en los tanques. . Disminucin de la presin de bombeo. Pozo fluyendo en condiciones estticas. Variacin en el peso de la sarta. Incremento en las emboladas.

CAUSAS QUE ORIGINAN UNA AMAGO DE DESCONTROL.A continuacin se citarn las causas ms importantes que puede producir un descontrol.

Densidad Insuficiente Del Fluido De Perforacin El fluido del pozo debe ejercer suficiente presin hidrosttica para al menos igualar la presin de la formacin. Si la densidad del fluido es menor a la de la formacin se producir una surgencia.

LLENADO DEFICIENTE DEL POZO. Siempre que cae el nivel de fluido en el pozo, tambin cae la presin hidrosttica ejercida por el fluido. Cuando la presin hidrosttica cae por debajo de la presin de formacin, el pozo fluye. Cuando se retira tubera del pozo se retira un volumen del pozo que es el volumen que representa el acero de la tubera, cuando este volumen se saca del pozo se disminuye el nivel de fluido en el pozo y por lo tanto disminuye la presin hidrosttica. Resulta obvio que si se desea mantener una presin constante sobre la formacin, se debe volcar en el pozo una cantidad de fluido igual al volumen de acero que se ha sacado.

PERDIDAS DE CIRCULACIN. Si el nivel de fluido en el pozo baja, tambin disminuye la presin que estaba ejerciendo. Si la presin hidrosttica del fluido pierde nivel por debajo de la presin de formacin, el pozo puede comenzar a fluir. En general, las causas de la perdida de fluido pueden ser:

Fluidos de lodo Versus fluidos de terminacin. Presin de circulacin. Presin de contrapresin.

MTODOS DE CONTROL DE POZO Hay muchos mtodos para controlar y circular un pozo en surgencia. Todos los mtodos comunes de ahogo de pozo so n escencialmente similares.Todos permiten que se circule la surgencia mientras se domina la formacin y se evita la perdida de circulacin. La diferencia entre los mtodos esta en si se aumenta o no el peso del fluido y si se lo aumenta, cuando. Los mtodos ms importantes son:

Espere y Densifique Esperar y pesar. Mtodo del perforador. Bullheading.

MTODO DE ESPERE Y DENSIFIQUEConstituye el mejor equilibrio, este mtodo es el que ahoga el pozo con mayor rapidez, y el que mantiene mas bajas las presiones de pozo y de superficie. Se requieren buenas instalaciones de mezclado para densificar el fluido, una dotacin completa, y ayuda adicional de supervisin. En este mtodo el pozo se cierra luego de una surgencia. Se registran las presiones estabilizadas y el tamao de la surgencia. Se densifica el fluido antes de comenzar la circulacin Espere y Densifique. Luego se circula el fluido por el pozo, manteniendo las presiones y la densidad correctas mientras se lo ahoga.En la prctica, es casi imposible ahogar un pozo con una sola circulacin, porque el fluido no se desplazara eficientemente por el espacio anular. Esto sucede en todos los mtodos de ahogo Procedimiento de Ahogo.1. Se cierra el pozo luego de la surgencia y se registran la presin de tubera (SIDPP) y caera (SICP) estabilizadas y el tamao de la surgencia.2. Se calcula la densidad del fluido de ahogo. Se aumenta el peso del fluido en los tanques hasta alcanzar el valor calculado del fluido de ahogo.3. Mientras se densifica el fluido se llena la hoja de control en el pozo.4. Cuando est todo listo para circular, se lleva la bomba a la velocidad de caudal de ahogo y se mantiene la contrapresin adecuada.5. Se debe mantener la presin de tubera de acuerdo a la tabla de presiones. Todos los ajustes de presin deben comenzar con el ajuste de la presin de casing, desde el estrangulador.6. Cuando el fluido de ahogo llega al trpano se debe mantener la presin de tubera en los niveles de la Presin Final de Circulacin (PFC) hasta que el fluido densificado vuelva a superficie.7. Una vez se estabilizan las presiones, se debe ajustar y mantener la presin de tubera en el valor apropiado hasta que se haya ahogado el pozo.

FORMULAS A EMPLEAR.Altura del Influjo:

Densidad del Influjo:

Densidad del Fluido de Ahogo.

Sacos de Baritina a Agregar.

PRESIONES:

Presin de Formacin:

Presin Inicial y Presin Final de Circulacin:

Considerando la posibilidad de fractura siempre se debe calcular la presin mxima de cierre en funcin al punto ms dbil que generalmente es el zapato de la caera.

Presin mxima de cierre en Superficie:

Presin mxima de cierre en Superficie durante la evacuacin del influjo:

Para calcular las emboladas en los distintos puntos de circulacin se debe tener los datos de bomba para poder calcular el volumen de desplazamiento de la misma.

Volumen de Desplazamiento:

Carta de Presiones:Se emplea para tener un control en superficie de las emboladas bombeadas con respecto a la cada de presin de tubera desde la PIC hasta la PFC:

Las emboladas se calculan asumiendo una cada de presin de 50 psi desde la PIC hasta la PFC.

Ejemplo.Perforando a la profundidad de 3840 m se presento un amago de descontrol que fue detectado por el incremento de 30 bbl en los tanques. Se precedi al cierre del pozo accionando los BOP`s y se registraron presiones estabilizadas en la sarta y el espacio anular de 500 y 700 psi respectivamente. Realizar un programa para sacar el influjo y controlar el pozo mediante los mtodos de espere y densifique y el del perforador.

Datos:Sarta de perforacin: bit 8 + 178 mtrs de Drill Collars 6 x 2.8125 + 84 mtrs de HW`s 5 x 3 + DP`s 4 x 3.826 Ultimo revestimiento: Csg 9 5/8 x 8.535 asentada y cementada @ 3349 m.Prueba de Integridad: gradiente de fractura equivalente a 15.6 lpg @ 3349mDensidad del lodo: 9.7 lpg Presin reducida: 600 psi @ 30 EPM Bomba de lodo: Triplex , Lc = 9 ; Dc = 5 ; Ef = 95% ; Pmax = 3500 psi.

Mtodo de Espere y Densifique.

Volmenes.

Volumen Interior de la Sarta = 173.69 bblVolumen en el Espacio Anular = 628.53 bblVolumen en Agujero abierto (V4, V5, V6) = 67.56 bblVolumen Total = 802.22 bbl

Calculo del Nmero de Emboladas.

Altura del Influjo.

En este caso el aumento en los tanques es de 30 bbl, dicho volumen supera a las secciones 4 y 5 del grafico lo que indica que sobrepasa levemente la altura del heavy weight.

Densidad del Influjo.

De acuerdo con el rango el fluido invasor es GAS.

Densidad Para Matar el Pozo.

Sacos de Baritina requeridos.

PRESIONES.Presin de Formacin:

Presin Inicial y Final de Circulacin:

Consideraciones De Fractura.Presin mxima de cierre en Superficie:

Presin mxima de cierre en Superficie durante la evacuacin del influjo:

Carta de Presiones.

Carta de Presiones.Como se indico antes la carta de presiones mostrara la evolucin de las emboladas desde la PIC hasta la PFC.EmboladasPresin 0 1100 305 1050 610 1000 915 950 1221 900 1527 850 1831 800 2137 750 2442 700 2748 650 276 647En este punto se debe cumplir las emboladas al trepano Presiones

PIC =1100

En este punto la presin Hidrosttica es igual a la de formacin

PFC = 647

Embolada en Sup Bit Emboladas