Prevencion de Reventones y Control de Pozos Datalog

DATALOG

PREVENCION DE REVENTONESY

CONTROL DE POZOS

Versin 2.1 Marzo 2001

Dave Hawker

M is i n C o rp o ra tiv aSer una com paa lder en el m undo en brindar soluciones de perforacin y m onitoreo geo lg ico a la

industria petrolera y de gas, mediante la utilizacin de una tecnologa innovadora y un servicio al clienteexcepcional.

DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS. Versin 2.1, emitida Marzo. 2001

CONTENIDO

2 GRADIENTES DE PRESIN...........................................................................................................................................................4

2.1 Presiones Relacionadas con las Form aciones........................................................................................................... 42.2 Presiones de Balanceo del Pozo........................................................................................................................................ 5

2.2.1 Hidrosltica del L od o ..........................................................................................................................................................62.2.2 Densidad equivalente de Circulacin............................................................................................................................... 72.2.3 Presiones de Surgeneia (Surge Pressurcs)...................................................................................................................... 82.2.4 Presiones de Pistoneo(Swab pressurcs).......................................................................................................................... 9

3 ARREMETIDAS Y REVENTONES........................................................................................................................................... 10

3.1 D efiniciones...............................................................................................................................................................................103.2 Causas de las A rrem etidas...............................................................................................................................................113.3 Seales de advertencia de una arrem etida ..............................................................................................................123.4 Indicadores de A rremetidas D urante la Perforacin.........................................................................................13

3.4.1 Gas de Conexin..............................................................................................................................................................143.5 Indicadores Durante UN Via je ....................................................................................................................................... 16

3.5.1 Margen del V ia je ............................................................................................................................................................... 173.6 Expansin de Ga s ................................................................................................................................................................... 193.7 REVISION DEL FLUJO......................................................................................................................................................... 20

4 EQUIPO PARA CONTROL DE ARREMETIDAS................................................................................................................. 21

4.1 El Sistema de Prevensin de A rrem etidas................................................................................................................. 214.2 PREVENTORES Y ARIETES.............................................................................................................................................. 22

4.2.1 Preventor de anular............................................................................................................................................................224.2.2 Ariete preventor................................................................................................................................................................. 23

4.3 ConfiguraCcion de afilam iento ..................................................................................................................................... 244.4 Equipo subm arino ...................................................................................................................................................................25

4.4.1 Paquete Submarino Elcvablc...........................................................................................................................................264.5 ESTRANGULADOR MULTIPLE..................i .................................................................................................................. 27

4.5.1 Lneas de Estrangulacin y de M atado......................................................................................................................... 284.6 CERRANDO los PREVENTORES.......................................................................................................................................29

4.6.1 Fuente de presin...............................................................................................................................................................294.6.2 Acumuladores.....................................................................................................................................................................294.6.3 Lnea Mltiple de Control.................................................................................................................................................30

4.7 DIVERSIFICADORES............................................................................................................................................................324.8 Preventor de Reventones INTERNO..............................................................................................................................33

4.8.1 Taladros con sistema rotacional de Kelly......................................................................................................................334.8.2 Taladros con sistema de Control rotacional de Tope (Top D rivc)........................................................................334.8.3 Prcventores Adicionales...................................................................................................................................................34

4.9 PREVENTORES ROTATORIOS.........................................................................................................................................35

5 CALCULOS DE FRACTURA...................................................................................................................................................... 36

5.1 Prueba de Fuga (LEAK OFF TEST)................................................................................................................................. 365.2 Presin de Fractura .............................................................................................................................................................385.3 MAXIMA PRESION DE ANULAR PREMITIDA EN SUPERFICIE.........................................................................415.4 Tolerancia de ARREMETIDA (KICK TOLERANCE)................................................................................................43

6 PRINCIPIOS DE CONTROL DE POZOS Y CALCULOS...............................................................................................48

6.1 BALANCEANDO PRESIONES DE FONDO DE POZO.............................................................................................. 48

DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS. Versin 2.1. emitida Marzo, 2001 1

6.2 Formulas PARA cierre........................................................................................................................................................ 516.3 AFLUENCIA DE POZO. A lt u r a y T ip o ..........................................................................................................................516.4 E s t a b il iz a n d o pr esio n es d e c ie r r e ...................................................................................................................................... 536.5 ARREMETIDAS INDUCIDAS............................................................................................................................................ 546.6 F lo ta d o r e s d e una v a .................................................................................................................................................................546.7 V el o c id a d es de C ir c u la c i n L e n t a ...................................................................................................................................... 556.8 P eso d e l L o d o de D o m in io DE POZO(M ATADO)...........................................................................................................556.9 C ir c u la n d o el L o d o d e D o m in io DE POZO (MAT A D O )......................................................................................... 566.10 R e d u c c i n d e P resi n GRADUAL ....................................................................................................................................586.11 C o n sid er a c io n es EN OPERACINOES COSTA AFUERA ............................................................................................596.12 C o n sid er a c io n es EN POZOS HORIZONTALES............................................................................................................ 59

7 METODOS DE CONTROL DE POZO.......................................................................................................................................60

7.1 T iem po d e E s p e ra y P e s o ............................................................................................................................................................ 607.2 M todo deL PERFORADOR...............................................................................................................................................627.3 M todo Ac t u a l ...................................................................................................................................................................... 647.4 M to d o V o l u m t r ic o .................................................................................................................................................................. 65

8 PROGRAMA (SOFTWARE) Q LOG...........................................................................................................................................67

8.1 P rogram a de F u g a s ................................................................................ ............................................................................. 678.2 P rogram a de In flu jo (ARREMETIDA) /Dominio (MATADO)............................................................................... 68

9 EJERCICIOS.......................................................................................................................................................................................70

DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS. Versin 2.1. emitida Marzo. 2001

DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Versin 2.1. emitida Marzo, 2001 2

1 INTRODUCCIN

DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS. Versin 2.1. emitida Marzo. 2(X)1

M uchos problem as pueden ser encontrados durante la perforacin de pozos, especialm ente en reas que no han sido exploradas anteriorm ente, los cuales pueden ser considerados grandes inconvenientes cuya solucin requiere del em pleo de m ucho tiem po operativo, y por consiguiente de dinero.

Las arrem etidas y los Reventones tam bin son costosos desde el punto de vista del tiem po que se em plea en controlarlos pero, a diferencia de los dem s problem as que puedan surgir, estos se caracterizan por ser una am enaza directa para la seguridad de la plataform a de perforacin y su personal.

Por lo tanto, es de suma importancia que todo empleado que trabaje en el m onitoreo del pozo est en total capacidad de reconocer cualquier indicio de que una arrem etida este sucediendo dentro de ste. El poder identificar dicho suceso en su fase inicial perm ite al perforador cerrar el pozo lo antes posible, poniendo en prctica un procedim iento de control del pozo ms seguro y reduciendo el riesgo tanto para el taladro com o para su personal.

A dic ionalm ente , el Ingen iero de R egistro de Lodos debe com prender las teo ras y proced im ien tos a seguirse en uno evento de control del pozo con el fin de asistir y dar soporte a la operacin .



2 GRADIENTES DE PRESIN

Sin tom ar en cuenta lo que la causa, una arrem etida ocurre cuando la presin del fluido de la form acin excede a la presin h id rost toca equilib ran te en el espacio anular. E sto puede cau sa r un influ jo de los fluidos de la formacin al espacio anular, y por ende, produce una arrem etida que debe ser controlada. Por lo tanto, el control del pozo consiste, en esencia, en elim inar el influ jo y restaurar el balance en el pozo para que la presin anular sea m ayor a la p resin de la form acin.

D urante este proceso es de vital im portancia asegurar que, m ientras el pozo est cerrado, la presin en el espacio anular no llegue a fracturar la form acin ms dbil en hueco abierto. Si esto sucede durante una arrem etida es porque se ha producido un reventn, lo cual se considera com o el problem a m s difcil de resolver y peligroso de todos los problem as que surgen en una perforacin, ya que se puede llegar incluso a la prdida del taladro y de su personal.

Por lo tanto, para lograr un control de pozo efectivo es m uy im portante tener un buen entendim iento de las presiones de form acin que intervienen y de la presin anular que acta contra estas.

2.1 Presiones Relacionadas con las Formaciones

P resin de S obrecarga La presin ejercida, a determ inada profundidad, por el peso acum ulado de sedim entos superpuestos. Es por consecuencia una funcin tanto de la m atriz de roca com o de fluido de poro.

Presin de F orm acin La presin ejercida por el fluido contenido en los espacios porosos de las rocas. Por lo tanto es equivalen te a la presin h idrosttica del fluido de form acin en la regin; la p resin e je rc id a p o r la co lum na vertical del fluido (o fluidos) de la formacin.

P resin d e F rac tu ra

Presin de Fractura

La presin m xim a que puede soportal- una form acin sin que se produzca la falla. El plano ms dbil de la form acin es siem prehorizontal

ESFUERZO DE SOBRECARGA

Poro de Formacin Presin de Fluido

Presin Hidrosttica del Lodo

DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Versin 2.1, emitida Marzo. 2001 4


2.2 Presiones de Balanceo del Pozo

Presin H idrosttica de Lodo La presin ejercida por el peso de una co lum na vertical de fluido de perforacin esttico o lodo.

D ensidad E quivalen te de C ircu lacin A pesar de expresarse en trm inos de peso de lodo equivalen te ,es en realidad un aum ento en la presin anular- p roducido por las prdidas de presin de friccin que resultan de la circulacin del lodo.

P resin de P istoneo E sta e s una red u cc i n en la p resi n an u la r p rod u c id a p o r las prd idas de p resin de friccin resu ltan tes del m ovim ien to de lodos que se produce al re tira r la sarta. S i la p resin anu lar es m enor a la p resin de la fo rm acin se p ro d u c ir un influ jo .

P resin de S u rgencia A um en to en la p resi n an u la r d eb id o a los in crem en to s de la p resin de friccin cuando se in serta la sarta de tubera en el pozo. Si la presin de surgencia excede a la presin de la friccin se puede producir un derrum bam iento de la formacin.

ProfundidadVertical

> Presin

Sobrecarga (SBC)

Fractura (Pfrac)

Hidrosttica del lodo

Formacin (PF)

ECD

Si la presin de la formacin excede a la presin anular de balance > ARREM ETID A Si la

presin anular excede la presin de fractura > F R A C T U R A



Por esta razn se debe seleccionar el peso del lodo para que sea tan alto com o se requiera para equilibrar la presin de la form acin y prevenir la arrem etida, pero tam poco puede ser m uy elevado porque puede producir la fractura en una form acin m enos profunda y dbil.

Esto puede llevar a la prdida de circulacin de los fluidos a poca profundidad, m ientras se produce la arrem etida en las form aciones ms profundas, lo que se denom ina un reventn subterrneo.

La "Presin Anular es en consecuencia de suma importancia para el balance y control del pozo. Depende del peso del lodo aun cuando sta presin esttica puede incrementarse o disminuirse en ciertas situaciones:

Subir la tubera causa pistoneo lo que reduce la presin anular. Insertar la tubera causa presin de Surgencia, lo cual increm enta la presin anular. La circulacin tambin produce aum entos en la presin anular.

Por lo general se denom ina a las presiones relacionadas con la F orm acin com o peso equivalente de lodo (E M W ), ya que de esta form a se puede v isualizar convenien tem ente las presiones ejercidas dentro del pozo.

2.2.1 Hidrosttica del Lodo

La Presin H idrosttica se define com o aquella presin que ejerce el peso de una co lum na esttica de fluido a de term inada profundidad .

Es po r esto que se p u ed e co n sta ta r que cuando un determ inado flu ido de perfo rac in , o lodo, llena el anulo, la p resin e je rc ida a cualqu ier p ro fundidad equivale a la P resin H idrost tica del Lodo.

A cualquier profundidad: -

HYDm ud (P re s i n H id ro s t tic a ) = peso de lo d o x T V D x g

PSI = PPG x pie x 0.052

KPa = kg/m3 x m x 0.00981

PSI = SG x pie x 0.433

I^ I = libras por pulgada al cuadradoppg = libras por galnKPa = kilo PascalSG = gravedad especfica (gm/cc)

Esto da com o resultado la presin de balanceo dentro del pozo cuando no se est perforando y la colum na de lodo se encuentre esttica.

Al iniciarse los m ovim ientos del lodo, las prdidas de presin por la friccin producirn ya sea aum entos o dism inuciones en la presin de balance, dependiendo de la actividad que se realice al momento.

DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS. Versin 2.1, emitida Marzo, 2001 6


Es necesario conocer, en todo momento, el valor de la presin de balance del anulo y su relacin con las presiones litolgicas que actan en su contra: -

Si se perm ite que la presin de la form acin exceda al valor de la presin del pozo, esto puede orig inar un influjo de fluidos de la form acin al pozo, lo que resu ltara en una arrem etida.

Al perm itir que la presin del pozo exceda al valor de la presin de fractura se puede producir unafractura, lo que provocara a su vez la prdida de circulacin y posiblem ente un reventn.

2.2.2 Densidad Equivalente de Circulacin.

D urante la c irculacin, la p resin ejercida por la colum na de fluido d inm ico en el fondo del pozo aumenta (al igual que la presin equivalente en cualquier punto del anulo), lo que increm enta los resultados de las fuerzas de friccin y las prdidas de p resin anular originadas por el m ovim iento del Huido.

Es de vital im portancia conocer el valor de dicha presin m ientras se ejecuten los trabajos de perforacin ya que la presin de balance en el pozo al m om ento es m ayor que la presin producida por la colum na esttica de lodo.

El aumento de la presin de circulacin originara: -

Un sobre balance en com paracin a la presin de la formacin. Un aum ento del riesgo de invasin de la formacin Una invasin ms severa de la formacin Un aum ento del riesgo de pega diferencial Una m ayor carga sobre el equipo de superficie.

La presin increm entada se denom ina Presin Dinm ica o Presin de C irculacin del Fondo del Pozo. (BHCP).

B H C P = H Y D m u d + PaA en donde Pa A es la sum atoria de las prdidas de presinanular

Al convertir dicha presin a su equivalente en peso de lodo se debe utilizar el trmino Densidad Equivalente de Circulacin (ECD).

ECD = PL + PaA(g x T V D )

PPG = PPG + (PSI / (pies x 0.052))

KPa = kg/m3 + (K p a /(m x 0.00981))

DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS. Vcrcion 2.1. emitida Marzo. 2001 7


Al perforar tam bin debem os tom ar en cuenta el peso de los cortes perforados, ya que el peso de los cortes sobre el nulo, adicional mente al peso del lodo, provocarn siem pre un increm ento de la presin en el fondo del pozo.

Los cam bios de presin, al igual que el incremento en la presin del fondo del pozo debido a la c ircu lac i n (E C D ), son co n sid e rad o s com o el resu ltado del m ov im ien to inducido del lodo , y de las p resiones de fricc in resu ltan tes , al in tro d u c ir o re tira r la tub era del pozo .

2.2.3 Presiones Subientes

Las presiones subientes son el resultado de la inm ersin de la tubera en el pozo, lo que produce un m ovim iento ascendente del lodo dentro del anulo al ser ste desplazado por la sarta de perforacin (tal com o se observa con el lodo desplazado en la superficie dentro del sistem a de pozos), y que resulta en presin de friccin.

A l in tro d u c ir la tu b e ra al pozo , la p resin de fr icc i n p ro d u ce un aum ento, o subida, de la presin. El valor del aum ento en la presin depende de varios factores tales com o la d im ensin de la tubera, la v e lo c id ad de inm ersi n de la tubera , el d esfo g u e del n u lo y si la tu b e ra se en cu en tra a b ie rta o ce rrad a .

A dem s de la p resin de friccin, la cual puede calcu larse , es necesario considerar que un m ovim iento dem asiado acelerado de inm ersin de la tubera provocara una ola de reaccin que viajara por el lodo y sera peijudicial para el pozo.

L a P resin de S u rgencia po r lo genera l o casiona da o s en la form acin, tales como invasiones de lodo en form aciones perm eables, condiciones de inestabilidad del pozo, etc.

Sin em bargo, el verdadero peligro que representa la presin de surgencia es que al ser excesiva puede ser m ayor que el va lo r de la presin de fractura de las form aciones m s dbiles o no conso lidadas, lo que p roducira un colapso.

Por lo general se m aneja el concepto equivocado de que si la sarta se encuentra dentro de la tubera de revestim iento (casing, el pozo abierto estar libre de sufrir presiones de surgencia. D efinitivam ente eso no sucede! Sin importar la profundidad de la broca durante la insercin, la presin de surgencia producida por el m ovimiento del lodo a d icha profundidad tambin ejercer presin en el fondo del pozo.

En consecuencia, an cuando la sarta se encuentre dentro de la tubera de revestim iento, si el valor de la presin de surgencia resultante es lo suficientem ente elevado, podra causar el colapso de una formacin en un pozo abierto. Esto es extrem adam ente pertinente cuando la profundidad del pozo no sobrepasa con m ucho al ltim o punto de la tubera de revestimiento.

La introduccin de la tubera de revestim iento es un m om ento m uy vulnerable para experim entar presiones de surgencia, debido al m nim o espacio anular entre la parte externa del revestim iento y las paredes del hoyo, y a que el extrem o de la tubera de revestim iento se encuentra cerrado. Es por esto que



la tubera de revestim ien to siem pre se sum erge a m uy baja velocidad y el desp lazam ien to de lodo se m onitorea constan tem ente.

2.2.4 Presiones de Pistoneo

De igual m anera las presiones de pistoneo son un resultado de la friccin causada por el m ovim iento del lodo, pero a d iferencia de la anterior, se producen al retirar la tubera del pozo. Las prdidas de presin de friccin, con m ovim iento ascendente de tubera, producen una reduccin en la presin hidrosttica del lodo.

El m ovim iento del lodo es el resultado de dos procesos principalmente: -

1. Con un m ovim iento lento de la tubera se puede producir un m ovim iento inicial ascendente del lodo que rodea a la tubera. D ebido a la viscosidad del lodo, ste tiende a adherirse a la tubera y puede ser llevado hacia arriba al subir la tubera.

2. M s importante an, al continuar el ascenso de la tubera, y especialm ente si se lo hace con m ovim ientos rpidos, se dejar un espacio vaco justo debajo de la broca y, lgicam ente, el lodo del anulo descender para llenar este vaco.

Esta prdida de presin de friccin origina una reduccin en la presin hidrosttica del lodo. Si el valor de la presin se reduce hasta ser m enor al valor de la presin de flu ido den tro del poro de la form acin , dos s ituac io n es p u ed en ocurrir: -

1. Con form aciones de lutita im perm eable, la situacin de desequilibrio produce que la form acin se desm orone y ceda la pared del pozo.Esto da origen a los ya conocidos derrum bes de formacin que llegan a sobrecargar el anulo y conducen al em paquetam iento de la sarta de perforacin.

2. Con formaciones perm eables la situacin se vuelve ms crtica an y, sim plem ente, la situacin de desequilibrio originar la invasin de los fluidos de la form acin, lo que puede originar un reventn.

A dem s de estas prdidas de presin de friccin, un proceso tipo pistn puede producir m s influjo de fluido proveniente de las form aciones perm eables. Al arrastrar herram ientas cuyo dim etro se ajusta al dim etro del pozo, tales com o estabilizadores, a travs de formaciones permeables, la falta de desalojo del anulo puede causar un efecto de jeringa, inyectando fluidos en el pozo.

M s del 25% de los reventones son producidos por la reduccin de la presin hidrosttica, causada por el pistoneo.

A d em s de a fec ta r al a sp ec to de seg u rid ad del pozo , lo s H uidos q u e ing resan al p o zo d eb id o al p is to n eo p ueden p ro d u c ir la co n tam in ac i n del lodo y llev a r a la co s to sa lab o r d e re e m p la z a r el

lodo.

L os cam bios de presin experim en tados al cam biar la d ireccin de la tubera , com o p o r e jem plo duran te las conex iones, pueden ser m uy dainas para el pozo porque pueden cau sa r el en lodam ien to

DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS. Versin 2.1. emitida Marzo. 2001 9


de las arcillas o lutitas, form ando puentes o salientes de rocas, y pueden inducir a rellenar el pozo con lodo y rim arlo (repasarlo).

3 ARREMETIDAS Y REVENTONES

3.1 Definiciones

Qu es una arrem etida? Es un influjo de lquido de form acin al pozo, el cual puede sercontrolado desde la superficie.

Qu circunstancias deben existir para que suceda un reventn?

1. La presin de la form acin debe ser m ayor que la presin anular o del pozo. Los lquidos Huyen en la direccin de la presin decreciente o de la presin m s pequea.

2. La formacin debe ser perm eable para que los fluidos de la formacin circulen.

Qu es un reventn? Es un flujo de los fluidos de la formacin que no puede ser controladodesde la superficie.

Qu es un reventn subterrneo?

Un reventn subterrneo ocurre cuando se produce un flujo no controlable de fluidos entre dos formaciones. En otras palabras, una formacin est sufriendo una arrem etida mientras que, al m ism o tiempo, la otra pierde circulacin.

Qu es un reventn en superficie? Se produce un reventn en superficie cuando no es posible cerrarel pozo para prevenir el flujo de fluidos en la superficie.

Es de vital importancia para el control del pozo el prevenir que una arremetida se convierta en un reventn !



3.2 Causas de las Arremetidas

N o m an ten e r el p o zo lleno al re tira r la tubera

A l re tirar la tubera del pozo es necesario bom bear lodo al pozo para reem plazar el volum en del acero re tirado . Si no se s ig u e este p ro c e d im ie n to , el nivel del lodo en el p o zo c a e r lo que p ro d u c ira un descenso en la presin hidrosttica del lodo. Es muy im portante m antener el pozo lleno al retirar los lastra barrenas de perforacin debido a que contienen m ayor volumen de acero.

R educcin de la presin anu lar deb ido al p istoneo .

Las fuerzas de ficc in p ro d u c id as p o r el m ovim ien to del lodo al re tira r la tu b e ra reducen la p resin anular y esto resulta ms crtico al m om ento de iniciar un viaje cuando el pozo est equilibrado gracias a la hidrosttica del lodo y cuando las presiones de pistoneo son m ayores.

P rd ida de C ircu lac i n

Si se pierde el Huido de perforacin a travs de una form acin esto puede producir un descenso del nivel del lodo en el pozo y una reduccin de la presin hidrosttica.

R O P excesivo al perfo rar a travs de arenas gaseosas

Si se perm ite el ingreso de gas al espacio anular en grandes can tidades, especialm ente m ientras ste se e leva y em pieza a expandirse, se p roducir una reduccin en la presin anular.

F o rm ac io n es su bpresu rizadas

Pueden ser propensas a la fractura y a la prdida de circulacin, lo que llevara a una prdida de la cabeza hidrosttica en el anular.

F o rm ac io n es sobre p resu rizad as

Es natural que si la presin de la formacin es superior a la presin del anular, se producir una arremetida.



3.3 Seales de advertencia de una arremetida

A ntes de que se produzca un influjo o arrem etida, se pueden observar varias seales e indicaciones que logran ad v ertir sob re la po sib ilid ad d e que esto s sucesos o cu rrirn o q u e , d e hecho , estn a p u n to de ocurrir.

Z on as de p rd id a de circulacin

Z onas de T ransicin

Aparece el gas de conexin.

S eales de inestab ilidad en e l p o zo , p o zo ap re tad o , to rque de p erfo rac i n , so b re tensin y arrastre .

Temperatura del lodo en aumento.

Incremento en el volumen de cortes, dernim bes, reduccin de la densidad de la lutita.

Con altas presiones de surgencia es necesario prestar atencin a posibles signos de fractura y de prdida de circulacin.

Las form aciones ms dbiles y fracturadas pueden ser identificadas por experim entar R O Ps y un torque errtico m s elevados.

Los retom os reducidos de lodo, los cuales se identifican por una reduccin en el flujo del lodo y un descenso en el volum en del pozo, indican una prd ida de flu idos de la form acin .

Increm ento en ROP y descenso de la tendencia del exponente de perforacin.

Incremento en los niveles de aas.

C uerpos sellados sobre presurizados

C am bios bruscos en la rata de penetracin, com o consecuencia de las presiones d iferenciales y de alta porosidad.

Cuando ocurre un cambio brusco en la rata de penetracin, revisar el flujo de retorno, para poder determinar si se encuentra asociado con una zona sobre presurizada y con un

posible influjo.



3.4 Indicadores de Arremetidas Durante la Perforacin

Los siguientes indicadores de influjo han sido enlistados en el orden que por lo general son detectados en la superficie.

D escenso gradual de la Presin de B om beo

Podra ser relacionado o asociado a un incremento en la rata de Bombeo.

C ada de la presin de bom beo com o resultado directo del ingreso de fluidos de form acin de baja densidad al pozo, lo que reduce la presin hidrosttica del lodo en general.

El descenso de la presin ser ms significativo por la presencia de gas y podra em peorar debido a la expansin de los gases.

La cada de la presin ser lenta y gradual al inicio, pero m ientras m s tiem po tarde en detectarse la arremetida, el descenso ser exponencial .

A um ento del flujo de lodo desde el anular, seguido p o r ......

Un increm ento en los niveles del lodo en los tanques del sistem a.

M ientras que los fluidos de la form acin ingresan a la boca del pozo, un volumen equivalente de lodo ser, necesariam ente, desplazado del anulo a la superficie, el cual ser adicional al volumen del lodo que circula y m ostrar un increm ento en el valor del flujo del lodo.

En caso de experimental- un influjo de gas, el desplazam iento del lodo se increm entar de forma dram tica mientras se produce la expansin del gas.

M ientras contina el influjo.........

V ariaciones en la carg a del gancho / Peso en la B roca

Al pesar de no ser un indicador primario, estas seales pueden ser observadas mientras se modifica el efecto de fluctuacin en la sarta.

Si el influjo llega a la superficie....

Lodo contam inado, especialm ente lodo cortado con gas

Densidad del lodo reducida.Cam bio en el contenido o concentracin de cloruro (por lo general aumenta).Respuesta de gas asociada al evento.Indicadores de presin com o desmoronamientos, temperatura del lodo elevada.

Siempre debe detectarse la arremetida antes de que el influjo llegue a la superficie!!

DETECCIN TEM PRANA......REVISIN DEL FLUJO......CIERRE DEL POZO SI FLUYE



3.4.1 Gas de Conexin

Los gases de conexin son un indicador exacto del aum ento en la form acin (y por lo tanto una advertencia de que un reventn podra suceder) com o consecuencia de un desequilib rio tem poral en el pozo.

L os gases d e co n ex i n ap a recern com o una respuesta claram ente defin ida y de corta duracin, con una respuesta de gas abrupta, la duracin de un tiempo fondo - arriba luego de reencender las bom bas despus de la conexin.

Este desequilibrio tem poral puede resultar de la siguiente manera:

Una reduccin de presin (en la ECD) debido al p istoneo p roducido po r el levan tam ien to de la tubera.

Una reduccin de la hidrosttica del lodo cuando se detiene el bom beo y se coloca la sarta en los soportes o cuas.

U na succin tipo pistn ejercida por las herram ientas de d in e tro sim ilar al dim etro del pozo, tales com o los estabilizadores y las brocas, mientras se arrastran a travs de formaciones permeables.

El p is toneo es el resu ltad o del arrastre in icial del lodo junto con la sarta debido a su viscosidad. El m ovim iento del lodo produce prdidas de presin de fricc in q u e d ism in u y en la p resin del anu lo . E sto ocu rre a lo largo de to d a la tubera . A dem s, el m ovim iento del lodo tambin ocurre hacia abajo, como resultado de la llenada de lodo a travs de la sarta para cubrir el espacio dejado por la tubera.

Si la Presin Anular < la Presin de la Formacin, se producir un influjo

La reduccin en la presin originada por el pistoneo aumenta con:

La velocidad de subida de la tubera La longitud de la sarta de perforacin La viscosidad del lodo Espacio anular reducido

Un influjo puede originarse en cualquier punto en el pozo abierto si la formacin es perm eable y el pozo sea llevado a una condicin de desbalance o desequilibrio.

DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Versin 2.1, emitida Marzo, 2001 14


En todo caso, es ms probable que aparezcan los gases de conexin desde el fondo del pozo:

A qu es cuando la cada de presin es m ayor A qu ocurre que el espacio anular en la zona donde estn ubicados las herram ientas de ensam blaje de

fondo y lastra barrenas es reducido. Lo contrario ocurre con la tubera de perforacin. N o ex istir ninguna costra para pro teccin con tra pequeos influ jos desde las form aciones

perm eables.

L as a rc illas im p erm eab les tam bin estn en capacidad de p ro d u c ir gas de co nex in a travs de las fracturas y los deslizam ientos (izquierda) y no del influjo com o sucede con las form aciones perm eables. Cuando las paredes del pozo producen derrum bes se llega a exponer la porosidad y, durante este proceso, se liberan los gases.

Por lo tanto, los gases de conexin indican claram ente que se ha producido un influjo de los Huidos de la formacin al reducirse tem poralm ente la presin anular. Una vez que se ha registrado el gas de conexin, se deber observar detenidam ente las conexiones subsiguientes para determ inar seales de aum ento de

presin y/o de pistoneo. Una tendencia al alza indicar que el pozo se acerca cada vez

ms al equilibrio y que una arrem etida podra ocurrir eventualm ente en lugar de un influjo temporal.

Esta reduccin en la p resin diferencial podra originarse por:

El aum ento de la presin de la form acin a travs de una zona de transicin,

O

Una reduccin en la p resin del anu lo al perm itir el ingreso de m s gas al anu lar debido al incremento en el pistoneo.

DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Versin 2.1. emitida Marzo. 2001 15


Si los gases del entorno y los de conexin van en aum ento, el peso del lodo tam bin debe ser increm entado para que el pozo vuelva al equilibrio.

3.5 Indicadores Durante el Viaje

Relleno insuficiente del fluido de perforacin al pozo

Al retirar la tubera del pozo, el pozo no recibe el suficiente lodo de relleno para com pensar el volum en de la tubera retirada. Esto indica que:

Una arrem etida ha sido succionada de alguna formacin a la boca del pozo, o q u e ... Se

est perdiendo el lodo a travs de la formacin

Un v ia je h m ed o

En el cual el in flu jo y la presin bajo la sarta p rev ienen que el lodo se escurra desde la sarta, m ientras sta se retira.

P istoneo

El pistoneo excesivo se puede identificar en el cam bio en el volumen del tanque de viaje al retirar distintas paradas de la tubera. Se podr conservar que el tanque de viaje aum enta su volum en de lodo antes de que el nivel del lodo descienda al pozo para el proceso de llenado.

A um ento en el pozo

Un increm ento continuo en el nivel del tanque de viaje m uestra claram ente que una arrem etida est sucediendo.

G anancia de volum en en los tanque s de lodo

De igual manera, el lodo que fluye a la superficie revela un influjo.

El flujo tam bin puede resultar de los Huidos de pistoneo que m igran y se expanden en el anulo. Este proceso por si m ism o puede ser suficien te para reduc ir la h id rost tica hasta el punto de producir un influjo.

Relleno del pozo

Un relleno excesivo del pozo (en el fondo del pozo) luego de un viaje puede presentar derrum bes en un pozo sobre presurizado o inestable.

Broca apretada

Esto es m s una advertencia que un indicador, una broca apretada es una seal de estar trabajando en un pozo apretado com o resultado de altas presiones.



Cada precaucin (es decir, el observar el pozo antes de sacar la tubera, el minimizar el pistoneo, las revisiones del flujo de retomo) debe ser tomada para evitar el riesgo de una arremetida durante el viaje:

El control del pozo ser ms difcil si la broca se encuentra fuera del pozo o sobre la profundidad del influjo.

N o se puede c e n a r el pozo (los ram ales de la tubera o del anulo) si los collares (lastra barrenas) de perforacin estn pasando a travs de los B O Ps.

3.5.1 Margen del Viaje

La reduccin de la presin durante el pistoneo es de vital im portancia durante el viaje (a diferencia de lo expuesto sobre las conexiones), debido a que:

La presin de equilibrio es la hidrosttica en lugar de una ECD m s alta.

Al retirar cada parada de la sarta se produce un pistoneo recurrente.

El efecto pistn afecta a todas las formaciones perm eables dentro del pozo.

Para m inim izar la reduccin en la presin es necesario:

Retirar lentam ente la sarta de la tubera.

M an tener la viscosidad del lodo lo m s baja posible (siem pre ten iendo en cuen ta que se debem antener las propiedades de lim pieza y de levantam iento de cortes del lodo durante la perforacin).

Para asegurarse que la reduccin en la presin no p rovocar un desequilib rio , es posib le ca lcu lar un m argen de seguridad o viaje:

a rra s tre



Podem os crear un grfico que dem uestre, para un determ inado perfil del pozo, sistem a del lodo, etc., las cadas de presin (Y) resultantes para determ inado tram o de tubera, siendo levantada a varias velocidades de viaje (X).

Para este grfico:

Para una velocidad determ inada, es posible calcular el peso del lodo adicional que proporcione un m argen de viaje especfico sobre la presin de la formacin.

Para una situacin de sobre equilibrio, es posible calcular la velocidad m xim a de funcionam iento con el fin de evitar la creacin de un desequilibrio.

Ejemplo:

Se an tic ipa un cam bio en la form acin a 3400m , cul es el peso del lodo requerido para ob tener un m argen de v iaje de 500K pa? La presin estim ada de la form acin es de 1045 kg/m 3 (em w ).

Presin de la Formacin = 1045 x 3400 x 0.00981 = 34855 KPa

BHP requerido = 34855 + 500 = 35355 KPa

M W = 35355 / (3400*0.00981) = 1060 kg/m3

Si se conoce que el va lo r actual del peso del lodo se estab iliz en 1060 kg/m 3, es posib le u tilizar el Programa Swab/Surge (P istoneo /S urgenc ia ) para determ inar la velocidad m xim a de arrastre de la tubera y no sobrepasar el lmite de 500KPa de cada de presin.

De este m odo, an cuando se produzca el pistoneo, la presin anular nunca podr descender debajo del valor de la presin de la formacin.



3.6 Expansin de Gas

Segn la ley de Boyle, la relacin entre la presin, el volumen y la tem peratura (PV/T) es una constante.

Las burbujas de gas se expanden m ientras suben por el nulo y la p resin h idrosttica del lodo (la cual acta en con tra de las burbujas) dism inuye.

Al d ividir en dos la profundidad vertical, la presin hidrosttica tam bin se divide en la m ism a proporcin. Por lo tanto, de acuerdo con la Ley de Boyle, las burbujas de gas duplican su tam ao.

Al u tilizar sistem as de lodos con base de agua, el gas m etano por lo general se presen tar com o un gas libre, en lugar de aparecer com o un gas d isuelto (A condiciones norm ales, m xim a cantidad de C 1 en solucin es 3%).

Por lo tanto, cuando un influjo de gas suba por el nulo se podr observar una expansin incrementada:

p r o f u n d id a d

Para ilustrar cuan im portante puede ser la expansin de gas, asum am os que V2 m3 (500 litros) de gas ingresan al pozo a 4000m .

A .... 2000m V = 1 m3lOOOm V = 2 m3500m V = 4 m3250m V = 8 m3125m V = 16 m360m V = 32 m3



Por el contrario , los lodos con base en aceite (aprox. 10% de C l so luble a C ondiciones norm ales), y peo r an , en aceites m inerales (-15% ), tienen puntos de burbujas ms elevados y es posible que las burbujas de gas no aparezcan

h asta q u e el in flu jo se e n cu en tre m uy ce rc a de la superficie.

Es por esto que SPP, M FO y los indicadores del nivel de tanques pueden no ser sign ificativos hasta que el influjo est cerca, o y a en la su p erfic ie , en d o n d e la expansin sera casi inm ediata al liberarse el gas de la solucin.

Es verdaderam ente im portante tratar de identificar el influ jo p rop iam en te d icho en una pequea variacin de volumen.

Existen dos form as de realizar un anlisis de fluido que determ ine si el pozo se encuentra esttico o est fluyendo:

M irar debajo de la m esa rotara en la cabeza del pozo, determ inar visualm ente si hay Alujo dentro del pozo.

D irigir el flujo del pozo hacia el tanque de viaje y m onitorear el nivel para observar si ha sufrido cambios.

Estos mtodos por lo general se realizan en los siguientes casos:

Cuando existen cam bios significantes en la rata de penetracin (drilling breaks) C undo se observa cualqu ier ind icador de reventn duran te la perfo rac in , especia lm en te los

cam bios en el flujo de re to rno del lodo. Antes de lim piar la tubera en su parte interna antes de retirarla del pozo. D espus de retirar las prim eras paradas de tubera para verificar que el pistoneo no haya

provocado un flujo. Cuando la broca se encuentra al nivel de la zapara del revestidor. Antes de sacar los collares o lasa barrenas de perforacin a travs de los Sistem as de Prevencin

de A rrem etidas ( BOP). M onitoreo constante (tanque de viaje) mientras se encuentre fuera del pozo.

Si el pozo fluye, debe cerrarse.

3.7 Anlisis de Fluido



4 EQUIPO PARA CONTROL DE ARREMETIDAS

4.1 El Sistema de Prevencin de Arremetidas

Para prevenir una arrem etida es necesario contar con un sistem a para cerrar o sellar el pozo que perm ita m antener bajo control el flujo de Huidos de la form acin. Esto se logra a travs del sistem a de Prevencin de A rrem etidas (BO P), un arreglo o conjunto de preventores, vlvulas y bobinas colocados a la cabeza del pozo.

Com nm ente se lo conoce com o el arreglo apilado (stack), y su propsito es: -

Sellar el pozo para m antener bajo control el flujo de Huidos de la formacin. Evitar que los Huidos escapen hacia la superficie. Perm itir el desalojo de fluidos del pozo de una m anera controlada. Perm itir de una m anera controlada el bom beo de fluido de perforacin al pozo para equilib rar la

presin de la form acin y prevenir influjos posteriores. Permitir el m ovim iento de ingreso o salida de la tubera en el pozo.

La distribucin y el tam ao del sistem a de preventores (BO P) se determ inan de acuerdo con el peligro esperado y la proteccin requerida, adem s del tipo y tam ao de la tubera a utilizarse. Existen varios rangos de presin de trabajo para Prevencin de Arrem etidas establecidas por el Instituto A m ericano de Petrleo (API), las cuales se basan en el rango ms bajo de presin de uno de los artculos instalados en el sistem a de arreglo de preventores, los cuales pueden ser, los preventores en si, el cabezal del revestidor, u otro acople. Dependiendo del rango de la tubera de revestimiento y las presiones de formacin esperadas debajo del punto de asentam iento del revestidor se puede instalar un BO P graduado apropiadam ente. Por lo general los B O P s tienen graduaciones de 5,000, 10,000, o 20,000 psi.

Los requerim ientos para un sistem a de arreglo de preventores son:

Debe existir la tubera de revestim iento suficiente para asegurar un anclaje firme para el arreglo apilado de preventores.

Debe ser capaz de cerrar y sellar el pozo com pletam ente, con o sin sarta en el pozo.

Debe contar con un procedim iento de cierre simple y rpido.

Debe contar con lneas controlables para desfogar la presin.

Debe facilitar la circulacin de fluidos tanto a travs de la sarta como del anular.

Debe contar con la habilidad de colgar o cortar la tubera, ser cerrardo en caso de que lainstalacin sea submarina, desm ontar el elevador y abandonar el sitio.

L as in sta lac iones su b m arin as no deben ser a fec tados p o r el m o v im ien to lateral del e lev ad o rprovocado por el m ovim iento existente y las variaciones de la marea. Esto se logra a travs de una conexin de bola.



4.2 Preventores y arietes

Se aplica estos nom bres a varias em pacaduras que pueden ser cenadas para sellar la cabeza del pozo. A continuacin se m uestra un arreglo pequeo de BOP para un pozo poco profundo en tierra.

C ierre m anual posible en

tierra

P rev en to r de anu lar

A riete

4.2.1 Preventor de anular

Este grfico m uestra un em paquetador reforzado (sello de caucho) que rodea al pozo.

Al aplicar presin puede cerrarse alrededor de una tubera de cu a lq u ie r tam a o y, de este m odo , c e rra r el anu la r. Con el aum ento de presin tam bin puede cerrar tubera de mayor dim etro incluyendo a la tubera de perforacin, tubera pesada no m uy rgida (collares) y el kelly.

S in em bargo no se lo puede u tilizar en tubera de form a irreg u la r o en h erram ien tas ta les co m o co lla res de perforacin espirales o estabilizadores.

Este sistem a perm ite reducir la velocidad de la rotacin y el m ovim iento vertical de la tubera m ientras que el pozo se encuentre sellado.

A l v ia je q u e se re a liz a en el p o z o c u a n d o se tie n e un preventor anular cen ado se lo conoce com o .

Se conoce com o al proceso de retirar la tubera del pozo cuando el preventor anular se encuentre

cerrado.


T am b in se puede c e rra r un p o zo ab ierto con un p rev en to r an u la r cuando no h ay a tu b era d en tro del m ism o.

4.2.2 Preventores de Ariete

Los preventores de ariete tienen un sello de caucho ms rgido que calza alrededor de form as especficas y pre diseadas.


A rietes de tubera/ revest. En este caso el sello de caucho coincide, exactam ente, con el dim etroespecfico de la tubera para que el anu lar se encuentre com pletam ente sellado cuando la tubera se encuentre dentro del pozo.

Es p o r esto que el arreglo de BO Ps debe inclu ir arietes de tubera para cada tamao de tubera que ingrese en el pozo.

A rietes C iego/de Corte Se utiliza arietes ciego o de Corte para cerrar un anulo abierto, es decir,cuando no hay tubera dentro del pozo.

Si hay tub era dentro del pozo, los arietes c iegos co rtarn la tu b era al cen ar el pozo.

Si est equipado con hojas m etlicas cortantes, la tubera se cortar. Este tipo es m s com n en aneg los m arinos porque perm ite que la tubera se soporte en los arietes de tubera y se corte por m edio de las hojas cortantes, lo que pennite que el taladro desaloje el sitio.

DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Versin 2.1, emitida Marzo, 2001 23


4.3 Configuracin de apilamiento

El preventor anular sim ple ir posicionado sobre el apilam iento de los BOP.

L a ub icac in de las d istin to s a rie te s y lneas depende del tip o de las operac iones. A co n tin u ac i n se detallan los beneficios o desventajas que brinda el colocar los arietes ciegos o de corte sobre o debajo de los arietes de tubera.

A rie tes c iegos in feriores

Se puede cerrar el pozo con el fin de perm itir la reparacin o el reem plazo de otros arietes, es decir, funcionara com o una vlvula maestra.

La sarta no puede ser suspendida sobre arietes de tubera.

A rie tes c iegos superio res

La sarta puede ser suspendida en los arietes de tubera y retirada y posteriorm ente se podr cen ar el pozo con el ariete ciego.



Los arietes de tubera pueden cerrarse cuando la tubera se encuen tre dentro del pozo y los arietes ciegos pueden ser reem plazados con los arietes de tubera. Esto m inim iza el desgaste y perm ite que se pueda efectuar la operacin de la tubera.

4.4 Equipo Submarino

t Tubera de elevacin marina. Vlvula y lnea de dominio

I i

Bases Guas

Tunen

hlcvaci Lneas flexibles o anillos (vlvula +

Preventor anular, generalmente dos

Tubera y Arietes empaquetadores de proteccin

Temporales y Permanentes



4.4.1 Paquete submarino Elevable

DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Versin 2.1. emitida Marzo, 2001


4.5 Estrangulador Mltiple

Se a p lic a u n a p re s i n d e re to rn o lu eg o de un in flu jo y c ie rre de p o z o , p a ra a s lo g ra r b a la n c e a rlo , cam biando la ru ta del flujo a travs de vlvulas ajustables (estrangu ladores m ltip les). E ntonces, se puede con tro lar la fuga de fluidos y p resin en form a segura.

Un cierre suave se realiza cuando una vlvula se abre antes de que se cierren los arietes, para m inim izar el choque o impacto sobre la formacin.

Un cierre fuerte ocurre cuando la vlvula se ajusta antes del cierre.

Las v lvu las se conectan a la base del B O P a travs de una serie de lneas y vlvulas que proveen un nm ero diferente de rutas de fluido as com o la habilidad de detener com pletam ente el flujo de fluidos. Este arreglo se lo conoce com o estrangulador m ltiple (choke m anifold).

Nuevam ente, la lnea de estrangulacin m ltiple debe cum plir con requerim ientos especficos:

La lnea tiene una capacidad de presin igual a la velocidad de la presin de la operacin de la base BO P (igual al com ponente m s dbil).

L a lnea de vlvulas que conectan el m ltiple al arreg lo de p reven to res deben esta r tan rectas com o sea posible y ancladas firm em ente.

D eben ex istir rutas de fluido y teas alternativas en la parte baja de la lnea de vlvulas para as aislar el equ ipo que requiera reparacin.



4.5.1 Lneas de estrangulacin y de matado

Las lneas de estrangulacin se utilizan generalm ente para dejar escapar fluidos del anular.

Las lneas de m atado se utilizan generalm ente para bom bear lodo al pozo si no se lo puede hacer a travs de la sarta de perforacin.

La colocacin o configuracin de los arietes apilados determ inan la posicin de las lneas de matado. Se localizarn d irectam ente bajo uno o m s arietes para que cuando se c ierren , el fluido y la p resin se mantengan bajo control (lnea de estrangulacin). El estrangulado!" tiene una ruta hacia el m ltiple, sitio donde pueden ser m onitoreadas las presiones. Un estrangulado!' ajustable perm ite que la presin de retorno que se aplica al pozo se ajuste para m antener el control.

Tam bin perm iten una va alterna para el bom beo del lodo de perforacin o cem ento dentro del pozo, si no es posible que circule a travs de la barra o de la sarta de perforacin (lnea de m atado). La lnea de m atado se alinear generalm ente con las bom bas del taladro pero, m uchas veces se puede utilizar una lnea de m atado rem ota com o una bom ba auxiliar de alta presin.

Aun cuando los preventores pudiesen tener salidas para adjuntar el estrangulador y las lneas de matado, se usa bobinas para perforacin separadas. Esto es un acople de ruptura que se fija entre los preventores creando un espacio extra (el cual sera requerido para para colgar la tubera y tener suficiente espacio para las uniones entre arietes ) para pennitir anexar las lneas de matado.

En taladros flotantes, cuando la base del BOP est en el fondo marino, el mltiple y la lnea de m atado se adhieren en el lado opuesto al elevador subm arino. Las lneas deben ser flexibles en la parte superior e inferior del elevador para perm itir m ovim ientos y levantamientos.



4.6 Cerrando los Preventores

Los preventores se cierran hidrulicam ente, con un fluido que se suple bajo presin. El cierre m anual es posible solo si el arreglo de preventores es accessible.

Hay tres com ponentes principales en el sistem a para cerrar los preventers:-

1. Fuente de presin2. A cum uladores3. M ltiple de Control

4.6.1 Fuente de presin

El flu ido h idru lico debe ser adm in istrado bajo una p resin suficien te para que se cierren los arietes.

L as b o m b as e lc tricas y n eu m ticas se u tilizan p a ra ad m in is tra r el flu ido h id ru lico bajo la p resin an tes m encionada.

A dicionalm ente, siem pre deben haber bombas de repuesto y fuentes de electricidad alternativas o aire para prenderlas.

4.6.2 Acumuladores

Las botellas de acumulacin son una serie de botellas precargadas de nitrgeno que alm acenan y administran Huido hidrulico bajo presin, necesaria para cerrar los preventores.

Los d iversos tipos de p reven to res tienen un am plio rango de presiones opera tivas y requieren volm enes d iferentes de flu ido h id ru lico para su funcionam iento .

Se debe conocer el volum en total de Huido hidrulico requerido para operar todo el conjunto de arreglos apilados de preventores.

Las botellas de acum ulacin estn unidas para alm acenar el volumen necesario.

Las botellas estn cargadas previam ente de nitrgeno (generalm ente entre 750 - 1000 psi)

El Huido hidrulico se bom bea hacia adentro de las botellas, com prim iendo el nitrgeno eincrem entando la presin en la botella.

La presin operativa (m nim a requerida 1200 psi, m xim a generalm ente 3000 psi) determ ina lacantidad de Huido hidrulico disponible de cada botella y por lo tanto, el nm ero total de botellas requerido.

Por ejemplo: -



A Pre-cargadas P = 1 OOOpsi V = 401itros

B Cargo de Fluido M xim o P = 3000psi N2 volum en = (1000*40)/3000 = 13.331itros

C Presin M nim a O perativa P = 1200psi N2 volum en = (1000*40)/1200 = 33.331itros

Por lo tanto, el fluido hidrulico utilizable, por cada botella, es de 20 litros.

Com nm ente, la operacin neum tica se utiliza p a ra a b r ir y c e rra r el p re v e n to r, lo s estranguladores, y las lneas de matado y regula las presiones.

4.6.3 Mltiple de Control

E ste es b sicam en te el cen tro de o p erac io n es p a ra el co n tro l del pozo.

El M ltiple de control dirige el flujo del lquido hidrulico hacia el ariete o preventor correcto.

Los reguladores reducen la presin desde el valor de la presin operativa del acum ulador hasta la p resin operativa del preventor, generalm ente 5 0 0 -l5 0 0 p si.

El pan e l m aes 'o d e co n tro l se s it a generalm ente en la caseta de perro , con un segundo panel en o tra rea segura.


Los arreglos de preventores subm arinos requieren de una operacin un poco diferente desde el panel de control, por lo tanto:-

Se requieren tambin lneas de seal o lneas piloto adicionales a las lneas de Huido hidrulico.

Los reguladores bajo el agua y las vlvulas controlan el flujo y presin del fluido hidrulico luego de recibir una seal desde la superficie.




4.7 Diversificadores

El d iversificador en un que trabaja a baja presin, instalado bajo el neplo de cam pana y la lnea de flujo. Dirige el fluido del pozo para que no llegue al taladro y al personal.

C om nm ente se los utiliza antes de instalar el arreglo de BOPs para dar seguridad en el evento de que se encuentre gas en zonas superficiales.

Los d iversificadores son esencia les en la perforacin costa afuera pero estn d iseados para m anejar presiones bajas. Est diseado para em paquetar o encerrar el cuadrante o N elly, o la tubera de perforacin y d irig ir el flu jo hacia o tro lugar. Si se qu iere con tro lar p resiones altas o cerrar co m p le tam en te el pozo , los re su ltad o s se rn u n a falla o un d esco n tro l en el flu jo , o cas io n an d o u n a frac tu ra en la fo rm aci n a lred ed o r d e l rev es tid o r superfic ia l o del tu b o co n d u c to r.

Generalm ente se instalan dos lneas de diversificadotes y en el caso de una arrem etida:-

Se abrirn una o am bas lneas de diversificador

Se cierra una em pacadura alrededor de la tubera de perforacin, o cuadrante (Kelly) para aislar el espacio anular

El gas se lo conduce en una direccin lejos del taladro hasta que pierda su presin

La respuesta debe ser rp ida ya que con gas p o co p ro fu n d o la ca b e z a h id ro s t tic a es m n im a y el gas llegar rpidam ente a la superficie. Se debe abrir una lnea de viento antes de cerrar el em paque para p revenir que el gas salga a travs del tubo conductor.

E ste esquem a m uestra una instalacin tpica para barcazas de perforacin y plataform as semi sumergibles.

Se lo ensam bla en la subestructura del piso de p erfo rac i n sobre la tubera subm arina autoelevable.

El m ovim iento relativo entre el arreglo de p rev en to res y el ta lad ro se con tab iliza m ediante una unin flexible/circular ubicada bajo el arreglo.

U na segunda unin flexible se instala entre el d iversificador y la unin telescpica de la tubera autoelevable.

Estructura del taladro



4.8 Preventor de Reventones Interno

Esto se refiere al equipo que se puede u tilizar para aislar totalm ente la sarta de perforacin con el fin deproveer control adicional.

Pueden ser vlvulas de cierre manual que se insertan en la sarta de perforacin en superficie o pueden servlvulas unidireccionales autom ticas ubicadas dentro de la sarta de perforacin en el hoyo.

Hay ciertas diferencias en el equipo, dependiendo del sistem a rotatorio del taladro:-

4.8.1 Taladros con sistema rotacional de Kelly (Cuadrante)

Vlvula o grifo superior parakelly Esta vlvula se localiza entre el Kelly y la unin giratoria(sw ivel) para aislar el fluido de perforacin en la sarta de perforacin.

Valvula o grifo inferior para Nelly Esta se instala en la base del Kelly y generalm ente se utilizar si lavlvula para Kelly superior est daada o es inaccesible.

V lvula de seguridad Esta vlvula es casi idntica a la vlvula inferior para kelly. En lugar dese r in s ta lad a c o m o p arte de la sarta , s ta se m an tien e en el p iso del ta lad ro p a ra se r co n e c ta d a en la p a rte su p e rio r de la tu b e ra de perforacin por si hay una arrem etida durante el viaje m ientras el kelly est colgado.

4.8.2 Taladros con sistema de Control Rotacional de Tope (Top Drive)

Este tipo de ta lad ros utilizan una V lvu la S uperior de S eguridad R em ota y una V lvu la In ferio r de Seguridad , estando am bas conectadas en tre s.

La vlvula superior se opera en base a control rem oto ya que la ubicacin del control rotacional de tope es m uchas veces inaccesible (altura) en caso de una arrem etida.

La ventaja de este arreglo es que hay una proteccin inm ediata en caso de una arrem etida, si sta llega a ocurrir durante un viaje.



4.8.3 Preventores Adicionales

B O P In te rn o Esta es una vlvula de control unidireccional que se la utiliza para cerrarel tope de la tubera de perforacin.

Permite que la sarta de perforacin se m ueva en el pozo, bajo presin, en el caso de que ocurra una arrem etida m ientras la sarta no se encuentre en el fondo.

Fsicam ente es difcil estabilizar la vlvula contra el flujo de lodo proveniente de la tubera de perforacin, as que generalm ente se instala primero la vlvula de seguridad.

V lvula D escendente unidireccional

Esta vlvula se bom bea o se deja caer dentro de la tubera de perforacin, a sen tn d o se en la base s itu ad a en o ce rc a del en sa m b la je d e fondo (BHA).

A lgunos m odelos de este tipo de vlvu la pueden ser recuperados con cab le ya que, de otra m anera, la sarta de perforacin debe ser levantada para sacar la vlvula.

G eneralm ente se los utiliza en operaciones de v iaje por m aniobra forzada.

Si se ab an d o n a una lo cac in co s ta a fu era , se deben in sta la r an tes de cortar la tubera.

V lvula F lo tan te Esta vlvula de control se instala en el acople entre la broca y el m otor de fondo (bit sub) para p reven ir el flu jo de re to rno del lodo a travs de la sarta de perforacin.

Los m odelos simples son vlvulas de una va que previenen que la p resi n se tran sm ita al p o zo m ien tras fluye el flu ido. Desafortunadam ente, esto tiene com o resultado una desventaja ya que no se conocer la presin de la tubera de perforacin al m om ento de cerrar el pozo.

Una vlvula tipo ranurada o vlvula venteadora m inim izan los reflujos pero permiten registrar la presin de c iee estable.



4.9 Preventores Rotatorios

Se los conoce tam bin com o cabezas rotatorias o BOPs rotartorios.

Se encuentran ensam blados sobre los BO Pestndar y acta com o un diversificador de flujo rotatorio.

Esto perm ite m ovim ientos de rotacin yverticales a la tubera de perforacin al m ism o tiem po que los sellos de caucho se c ie rran a lre d e d o r y ro ta c o n la tu b e r a o kelly.

P o r lo tanto, se logra co n ten er el flu jo dellodo y ser dirigido hacia otro lugar a travs de los ensam blajes del tazn y cojinete.

Con este equipo se pueden contro lar laspresiones anulares hasta 3,500 lppc

L as a p lic a c io n e s in c lu y en c a so s deperfo rac in bajo balance y h asta facilitan la perforacin en zonas de altas presiones mientras fluye el pozo.

M ientras que el sello de caucho contiene las presiones alrededor de la sarta o kelly de perforacin, el flujo se lo dirige mediante el tazn y cojinete. El ensam blaje del cojinete permite que la parte interna rote con la sarta de perforacin m ientras la parte extem a se mantiene estacionaria, jun to con el tazn.

Los sellos son generalm ente de dos tipos:-

1. Un caucho con fo rm a de cono que se sella alrededor de la sarta de perfo racin . El d im etro in terno del se llo es m s pequeo que el d im etro ex terno de la tubera po r lo que el se llo se estrecha para lograr que se cierre perfectam ente alrededor de la tubera. No se requiere presin hidrulica adicional para com pletar el proceso de sellado ya que la presin real proviene de las presiones existentes en el pozo y que actan sobre el caucho en forma de cono. Por lo tanto, el caucho se sella solo y m ientras m ayor sea la presin del pozo, m ejor ser el sellado.

2. Un sellado tipo em paque que requiere presin hidrulica externa para inflar el caucho y lograr el sellado. Habr sellado siem pre y cuando la presin hidrulica sea m ayor que la presin del pozo.

Cabeza de Kelly

Caucho superior

Ensamblaje de cojinete

Caucho inferior

Tazn



5 CLCULOS DE FRACTURA

5.1 Prueba de Fuga

E sta e s una p ru eb a de p resin q u e se la rea liza g en era lm en te lu eg o d e h ab er p e rfo rad o el zap a to de revestidor y cem ento y nueva form acin, antes se seguir perforando la siguiente seccin del pozo. Esta prueba tiene dos razones principales.

Integridad del Cem ento Antes de perforar la siguiente seccin del pozo, es crtico determ inar si laadhesin del cem ento es su fic ien tem ente fuerte para p reven ir que los flu idos de a lta p resin fluyan a fo rm acio n es m en o s p ro fu n d as o a la superficie

Presin de Fracturas Si, com o se supone, el cem ento retiene la presin que se ejerce durante laprueba, habrn fracturas en la fonnaciones, en condiciones controladas. A esta profundidad, se asum e que la form acin ser m s dbil ya que es el punto m enos profundo jun to a la siguiente seccin del pozo.

Por lo tanto, la presin de la form acin determ inada en la prueba ser la presin m xim a aplicable al pozo sin causar fracturas.

Se pueden realizar dos tipos de pruebas

M uchas veces se realiza una Prueba de Integridad de la Form acin cuando hay un buen conocim iento de las p resiones de fo rm acin y frac tu ra en una regin determ inada. En lugar de in d u c ir fractu ras, la prueba de presiones se la tom a en una presin m xim a pre-determ inada, considerada lo suficientem ente alta com o para perforar en form a segura la siguiente seccin.

Una Prueba de Fuga com pleta lleva una fractura de la formacin.

Procedim iento:-

L uego de p e rfo ra r el rev es tim ien to del zap a to , se p e rfo ra u n a p eq u e a secc i n de la n u ev a fo rm acin , a lred ed o r d e lOm.

C errar el pozo Bom bear el lodo a una velocidad constante, hacia dentro del pozo de m anera que la presin en el

anular se incremente. M onitorear la presin por indicaciones de que el lodo ha sido inyectado a la form acin.

Primeramente se ver un incremento linear con una cada de presin que ocurre cuando se llega al punto de fu g a En este punto se detiene el bombeo.

El grfico que representa la presin en funcin del tiem po o el volum en de lodo bom beado m uestra 3 etapas principales para una Prueba de Fuga com pleta. El operador debe decidir qu valor particular de la presin de fuga se to m a pero evidentemente, se tomar el valor menor. De esta manera este ser el punto inicial de la Presin de Fuga, si el desarrollo de la prueba no causa una ruptura com pleta. Si hay una, la Presin de Propagacin debe ser la m enor, indicando que la form acin se encuentra m s dbil com o resultado de la prueba.



Presin Superficial

de Cierre

P resin de R u p tu ra

Ha ocurrido una falla com pleta . / e irreversible con la cada de la

presin- parar el bom beo

P resin de Fuga Incremento lento de la presin - reducir la velocidad de bombeo mientras el lodo comienza a inyectarse en la formacin

Presin de P ropagacin Si para el bom beo en el punto de falla, la formacin puede recuperarse pero estar ms dbil

Volumen de Lodo bombeado

Con una p rueba de fuga (L O T , Leak O ff T est) el lodo se inyecta en la form acin h asta que hay una fractura. Por lo tanto, la formacin se debilitar permitiendo una tolerancia m enor en la siguiente seccin del hoyo. U na fuga com pleta debe conducirse en pozos explo ra to rios donde no se tiene in form acin sobre la presin de fractura.

Si se co n o ce sob re la p res i n reg iona l y los g rad ien tes de frac tu ra , se debe c o n d u c ir una P ru eb a de Integridad de la form acin (FIT, Fonnation Integrity Test) a una presin que se sabe se encuentra sobre la m xim a requerida anticipada, durante la siguiente seccin del pozo. Al no increm entar la presin hasta el punto de fuga, la F IT provee un crec im ien to en el m argen de seguridad seguro co n tra la fractura en la zona del zapato.



5.2 Presin de Fractura

Todos los m ateriales tienen una fortaleza finita. La Presin de Fractura se define com o la presin m xim a que una form acin puede soportar' antes de que su resistencia a la tensin se exceda y falle.

Los factores que afectan a la presin de fractura incluyen:

Tipo de rocaEsfuerzos o Tensiones in-situ Debilidades tales com o fracturas, fallas Condiciones del pozoRelacin entre la geom etra del pozo y la orientacin de la formacin Caractersticas del lodo

Si una roca se fractura existe una situacin de peligro potencial en el pozo.

P rim eram ente, hab r una prd ida de lodo en la zona fracturada. D ependiendo del tipo de lodo y el volum en de prdida, esto puede ser extrem adam ente costoso. L a prdida de lodo puede reducirse o prevenirse reduciendo la p resin anu lar po r m edio de velocidades de bom beo reducidas, o, se puede necesitar una accin conectiva ms costosa, utilizando una variedad de materiales para sellantes y taponar la zona fracturada y prevenir prdidas futuras. Evidentem ente, todos estos tipos de tratamiento causan daos extrem os en la formacin y deben evitarse, de ser posible.

S in em bargo , si la prd ida de lodo es dem asiado severa , el nivel de lodo en el pozo puede bajar, reduciendo la presin hidrosttica existente en el pozo. Esto puede dar por resultado una zona, en otro tram o del pozo, que se encuentre desequilibrada y fluyendo. Este es el caso de un reventn subterrneo!

Por lo tanto, es esencial conocer el

gradiente de fractura m ientras se planea y perfora el pozo.

La presin de fractura se determ ina en base a la prueba de fuga realizada al nivel del zapato del revestim iento. D urante la pnieba, una com binacin de dos p resiones a rro ja una presin en el zapato que cau sa u n a fractura:

L a p re s i n h id ro s t t ic a q u eejerce el fluido de perforacin en el zapato.

La presin de cierre ap licada

cuando se bom bea lodo a un pozo cerrado , es decir, la presin de fuga.

LOP

HYD

Fractura



Pfrac = HYDshoe + LOP donde Pfrac = presin de fractura

HYDshoe = hidrosttica del lodo en el zapato

= M W x TVDshoe x constante

LOP = presin de cierre aplicada en la superficie, ya sea determ inada del LOT o FIT

Plrac (emw) = MW + LOPATVDshoe x g)

E jem plo - En U nidades de C am po

Un LO T se desarrolla con una profundidad de zapato a 4000ft TV D , con un peso de lodo de 10.5ppg. La fuga ocurre cuando hay una presin de cierre de ISOOpsi.

LO P = 1500psi

HYDshoe =10.5 x 4000 x 0.052 = 2184psi Pfrac

= 2184+1500 = 3684psi

Pfrac emw = 3 6 8 4 /(4 0 0 0 x 0.052) = 17 .71ppgem w

E jem plo - E n U n id ad es M tricas

Se realiza un FIT con una profundidad de zapato de 2500m TVD, con un peso de lodo de 1035 kg/m3. El

FIT se m antiene en la presin de cierre de superficie de 10500 Kpa.

LOP = 10500KPa

HYDshoe = 10 3 5 x 2500 x 0.00981 = 25383 KPa

Pfrac = 25383 + 10500 = 35883 KPa

Pfrac em w = 35883 / (2500 x 0.00981) = 1463 kg/m.3 emw

Sin em b arg o , es m uy im p o rtan te en te n d e r q u e , au n q u e la p ru e b a de p res i n es la n ica m an era de determ inar la presin de la fractura (o tra q u e solo p e rd e r la c irc u la c i n ex is ten te ) , hay a lg u n as circunstancias que pueden llevar a inexactitudes o falta de confiabilidad:-

La Prueba de Integridad de Form acin no determ ina la presin de la fractura real, solo el m nim o valor aceptable para la operacin de perforacin. Aun cuando no provee informacin precisa, esta prueba no provee mrgenes de seguridad.



G eneralm ente se seleccionan las form aciones consolidadas del pozo para asentar el zapato - estaform acin puede no ser la m s dbil si luego se encuentran form aciones no consolidadas o con dem asiada presin, en un intervalo corto desde el zapato.

Puede haber una fuga aparente cuando existe una perm eabilidad alta, o form aciones yugulares altas, an cuando no haya una fractura.

Puede haber una m ala adhesin del cem ento que d por resultado una fuga a travs del cem ento en lugar de a travs de la formacin.

Se puede registrar porosidad localizada o m icro fracturas en presiones de fractura bajas,registradas

La g eo m etra del p o zo , en re lac i n a los e sfu e rzo s h o rizo n ta les o v e rtica les , p u ed e lle v a r apresiones de fractura engaosas, produciendo resultados diferentes en la m ism a formacin, entre pozos verticales y desviados.



5.3 Mxima Presin Anular Permitida en Superficie

C uando se requiere cerrar un pozo para con tro la r un reventn, es necesario que exista una presin de cierre para balancear la presin ex isten te en el fondo del pozo.

Existen dos presiones que actan en el zapato al mom ento del ciee:

Presin hidrosttica del lodo Presin de ciee aplicada desde la superficie

La c o m b in ac i n de am b as p re s io n e s no d eb e e x ced e r la p resi n d e la frac tu ra de la fo rm acin en el zapato , (la P frac se d e te rm in a en base a las p ru eb as d e fugas)

P fra c > H Y D shoe + P re s i n de C ie rre

La presin M A A SP es la presin de c ie e m xim a que se puede aplicar sin que se fracture la zona m s dbil, asum iendo que sea el zapato:

Pfrac = H Y D shoe + M A A SP

M A A SP = Pfrac - H Y D shoe

Al m om ento del LOT, es evidente que la M A A SP es igual a la Presin de Fuga ya que la presin de cierre es la causa de la fractura.

E jem plo - En U nidades de C am po

Se realiza un LO T a una profundidad de zapato de 4000 pies TV D , con un peso de lodo de 10.5 ppg. La presin de fuga es de 1500 psi.

Pfrac = hyd + LOP = (10.5 x 4000 x 0.052) + 1500

Pfrac = 2184 + 1500 = 3684psi

P or lo tan to , la P resin M A A S, con un lodo de 10.5 ppg , tam b in es igual a 1500 psi. U na p resin de c ie rre m ayor a este valor frac tu rara el zapato .

La Presin M A A SP cam biara so lo si cam bia el peso del lodo: -

La profundidad perforada no im porta ya que estam os tratando con la zona m s dbil, ubicada en el zapato.

De las dos presiones que actan en el zapato:

La presin hidrosttica del lodo cam bia solo si cam bia el peso el lodo.



Pfrac no vara, com o es evidente.

C alcular la M A A SP, para 6000 pies MD, si el peso del lodo se increm enta a 11.2ppg.

M AASP = Pfrac - HYDshoe

= 3684 -(11.2 x 4000 x 0.052) =

1354psi

Esta form a de calcular cam biar solo si se encuentra una zona dbil a una m ayor profundidad.

E jem plo- en U nidades M tricas

Ya que Pfrac perm anece constante, si se increm ente el peso del lodo, la M A A SP debe bajar.

A l m o m en to de la p ru eb a d e fuga, se d eb e co n stru ir una ta b la co m p ara tiv a del p e so de lodo v ersus M A A S P .

Si se realiza una fuga en el zapato , T V D de 3000 m, el peso del lodo es de 1020 kg/m 3 y la presin de fuga reg istrada es 8000 Kpa.

Pfrac = (1020 x 3000 x 0.00981) + 8000 = 38019 Kpa

M AASP = Pfrac - HYDshoe

M AASP @ 1020kg/m3 = 8000 Kpa

M AASP @ 1030kg/m3 = 38019 - (1030 x 3000 x 0.00981) = 7706KPa

M AASP @ 1040kg/m3 = 38019 - (1040 x 3000 x 0.00981) = 7412KPa

M AASP @ 1050kg/m3 = 38019 - (1050 x 3000 x 0.00981) = 7117Kpa



5.4 Tolerancia de Arremetida (Kick tolerante)

El peso del lodo debe ser suficiente com o para ejercer presin y prevenir una arrem etida pero no debe ser tan elevado com o para que la presin resultante cause una fractura en la form acin, com o es evidente.

Esta form acin llevar a una prd ida de c ircu lac in (p rd id a de lodo en la fo rm a c i n ) en la z o n a fracturada. Esto, en cam bio, llevar a una cada en el nivel del lodo existente en la regin anular, reduciendo la presin hidrosttica del pozo. Por ltimo, con una presin reducida en la regin anular, puede com enzar a fluir otra form acin perm eable localizada en otro punto del pozo. A nte la prdida de la circulacin en un punto y un influjo o arrem etida en oiro, es indudable que pueda com enzar un reventn subterrneo!

En condiciones crticas, el pozo debe cerrarse.

D urante la perforacin se puede balancear la presin a lta de las form aciones con el peso del lodo. Sin em bargo, si se produce una arrem tida (causada ya sea por un increm ento en la presin de la form acin o a travs de una reduccin de la presin causada por pistoneo), el pozo debe cerrarse. Si la presin causada por el peso del lodo es m uy alta, las form aciones ms dbiles, localizadas en el zapato, pueden fracturase cuando se cierre el pozo. Esta situacin ser peor si se requieren presiones de cierre m s elevadas para balancear la baja densidad de los influjos, especialm ente con gas expansible!

La TO LER A N C IA DE A R R EM ETID A es el balance m xim o en gradiente (es decir, peso de lodo) que puede ser m anejado por el pozo, con el T V D (Profundidad V ertical V erdadera) actual, sin frac tu rar el zapato , en caso de que el pozo deba ser cerrado.

TOLERANCIA DE INFLUJO = TVDshoe x (Pfrac - PL)

T V D h o le

Donde Pfrac = gradiente de fractura (pe) en el zapato PL = peso real del lodo

Si el peso de lodo requerido para b a lan cear las presiones de la fo rm acin m ien tras se perfo ra dan po r resultado una fractura en el zapato durante el cierre del pozo, se debe colocar un recubrim iento de zapato ms profundo (a una presin de fractura mayor).

Para que el influjo del gas se considere, la form ula debe modificarse com o sigue:

KT = [TVDshoe x (Pfrac - PL)] - I influx height x (PL - densidad de gas)! TVDhole TVDhole



El mtodo ilustrado se basa en tres criterios:

Una altura y volum en de influjo m xim os (no hay tolerancia de influjo) - Punto X

Una densidad de gas tpica o conocida (de pruebas previas de pozo, por ejem plo )

La tolerancia m xim a de influjo (influjo lquido y no gaseoso) - Punto Y

E sto define los lm ites en un plano grfico , lo que provee de una referencia fcil para este im portante parm etro.

Los valores se determinan de la siguiente forma:

Altura M xima = TVDshoe x (Pfrac - PL)i"L - ensiuad del gas

Si se desconoce la densidad del gas, se deba asumir 250 kg/m3 (0.25 SG o 2.08ppg)

V olum en M xim o de Influ jo se determ ina en base a la capacidad de altura m xim a y anular - que define el Punto Y del grfico.

KT M xim o, com o se m uestra anteriorm ente, = TVDshoe x (P frac - P L )T V D h o le

Esto define el Punto X en el grfico, un influjo lquido sin gas.

Este grfico se com pleta al dividirlo entre las diferentes secciones anulares cubiertas por el influjo, es decir, en caso de que existan secciones de perforacin diferente o de que el influjo se encuentre por sobre la seccin de perforacin o, an, si el influjo pasa del hueco abierto al hueco recubierto. Esto es necesario ya que el m ism o volum en de influjo va a tener diferentes alturas de colum na en cada seccin anular.



T o leran c ia de Influjo, e jem p lo p rc tico

Utilizando la siguiente configuracin de pozo:

Zapato de revestim iento Profundidad del pozo Pfrac en el zapato PL RealLongitud de Collares de Perforacin Capacidad del A nular

Capacidad del A nular

Densidad del Gas

= 2000m = 3000m = 1500 kg/m3 pe = 1150 kg/m3 = 200m= 0.01526m 3/m (216mm hueco abierto, 165mm collares de perforacin)= 0.2396m 3/m (216m m hueco abierto, 127mm collares de perforacin)= 250 kg/m 3

A ltura M xim a = TV D shoe x (Pfrac - PL) = 2 0 0 0 ( 1500- 1 150) = 777.8mP L - densidad del gas 1 1 5 0 -2 5 0

V olum en M xim o, determ inado desde 200 m. alrededor de los collares de perforacin y 577.8 m. a lrededor de la tubera de perforacin:

DC = 2 0 0 x 0 .0 1 5 2 6 = 3 .0 5 m 3DP = 577.8 x 0.02396 = 13.84m 3

Vol M ax = 3.05 + 13.84 = 16.89m3

KT M xim o = T V D sh o e x (P frac - P L ) = 2000 (1500 - 1 150) = 233.3 kg/m 3T V D h o le 3000

Por lo tanto, el Punto X = 16.7m3, Punto Y = 2 3 3 kg/m 3

Ahora, se debe determ inar el punto de ruptura del grfico, para las secciones anulares de los collares de perforacin y tubera de perforacin:

Para hacerlo, se debe calcular el KT relacionado a un influjo de gas de 3.05m 3, que llegar hasta el tope de los collares de perforacin cuya longitud es de 200 m:

K T = [T V D sh o e x (P frac - PL )] - [a ltu ra de in flu jo x (P L - d e n s id a d de l g a s )] T V D h o le T V D h o le

= 2 0 0 0 (1 5 0 0 - 1150) - 2 0 0 (1 1 5 0 -2 5 0 )3000 3000

= 173.3 kg/m3


Por lo tanto, el punto de ruptura del grfico se encuentra en los 3.05ni3 y 173.3 kg/ni3.

El grfico se lo dibuja de la siguiente manera:

DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS. Versin 2.

Prevencion de Reventones y Control de Pozos Datalog

Documents

Transcript of Prevencion de Reventones y Control de Pozos Datalog