control de pozos de perforacion, Ejercicios de Control de Alquileres

¡Descarga control de pozos de perforacion y más Ejercicios en PDF de Control de Alquileres solo en Docsity!

TABLA DE CONTENIDO

• INTRODUCCION
• CAPITULO I
  • CONSEPTOS BASICOS.
  • PRESION
  • GRADIENTE DE PRESION
  • PRESION HIDROSTATICA......................................................................................................
  • PRESION DE SOBRECARGA.
  • PRESION DE FORMACION
  • GRADIENTE DE CIRCULACION O DE BOMBEO
  • PRESION REDUCIDA DE BOMBEO
  • PRESION DE FONDO.
  • PRESION DIFERENCIAL
  • PRESIONES DE PISTONEO Y SUABEO
  • PRESIONES DE CIERRE
  • PRESION DE ADMISION
  • DENSIDAD DE INTEGRIDAD
  • MAASP....................................................................................................................................
  • DENSIDAD EQUIVALENTE
  • CONCEPTO DEL TUBO EN U
  • CAPACIDADES Y DESPLAZAMIENTOS
• CAPITULO II
  • FLUIDOS DE PERFORACION.
  • FUNCIONES DE LOS FLUIDOS
  • TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACION
  • PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION
  • PERDIDA DE CIRCULACION
• CAPITULO III
  • TEORIA DE REVESTIMIENTOS.
  • PRINCIPIOS DE DISEÑO DEL REVESTIMIENTO.
  • AJUSTE DE PROFUNDIDADES.
  • EQUIPOS PARA CORRER REVESTIMIENTO
• CAPITULO IV
  • CEMENTACION.
  • TIEMPO DE FRAGUE.
  • FUERZA DE CEMENTO.
  • ADITIVOS DEL CEMENTO.
• CAPITULO V
  • BARRERAS...............................................................................................................................
  • GERENCIAMENTO DEL RIESGO.
  • SIMULACROS DE POZOS.
  • ENTRENAMIENTO DE PERSONAL.
• CAPITULO VI
  • PRINCIPIOS BASICOS DE CONTROL DE POZOS.
  • ARREMETIDA.
  • REVENTON..............................................................................................................................
  • CONTROL DE POZOS.
  • CAUSAS DE LAS ARREMETIDAS
  • PESO INSUFICIENTE DEL LODO
  • MALAS PRACTICAS DE VIAJE
  • LLENADO INAPROPIADO DEL HUECO
  • PERDIDA DE CIRCULACION
  • ZONAS DE PRESION ANORMAL
  • OBSTRUCCIONES EN EL HUECO
  • DUARENTE OPERACIONES DE CEMENTACION........................................................................
  • PERFORACION EN UN POZO ADYACENTE
  • GAS ATRAPADO DEBAJO DE LAS PREVENTORAS
  • EXCESIVA VELOCIDAD DE PERFORACION EN FORMACIONES DE GAS.
  • CORRIDA DEL REVESTIMIENTO.
  • PROYECTOS DE RECOBRO SECUNDARIO.
  • PRUEBA EN LA FORMACION CON TUBERIA DE PERFORACION.
  • PERFORACION EN BAJOBALANCE.
• CAPITULO VII
  • SEÑALES DE UNA ARREMETIDA.
  • INDICADORES POSITIVOS
  • AUMENTO EN EL CAUDAL DE FLUJO DE RETORNO.
  • AUMENTO EN EL NIVEL DE LOS TANQUES..............................................................................
  • FLUJO CON BOMBAS APAGADAS.
  • SEÑALES DE ADVERTENCIA.....................................................................................................
  • CAMBIOS EN LA VELOCIDAD DE PENETRACION.
  • DISMINUCION DE LA PRESION DE BOMBA.
  • PRESENCIA DE GAS Y/O PETROLEO EN TANQUES...................................................................
  • CAMBIOS EN EL PESO DE LA SARTA.
  • CAMBIOS EN LA FORMA, TAMAÑO Y CANTIDAD DE LOS CAVINGS
  • AUMENTO EN EL CONTENIDO DE GAS.
  • AUMENTO EN LA TEMPERATURA DE LA LINEA DE FLUJO.......................................................
  • DISMINUCION DE LA DENSIDAD DE LAS LUTITAS.
  • AUMENTO EN EL CONTENIDO DE CLORUROS.
  • DISMINUCION DEL ECD.
  • CAMBIOS EN LAS TENDENCIAS DE PERFORACION (FINGERPRINTING).
• CAPITULO VIII
  • PROCEDIMIENTOS DE CIERRE.
  • METODO DE CIERRE DEL POZO.
  • RAZONES PARA UN PROCEDIMIENTO DE CIERRE.
  • CHEQUEO DE FLUJO.
  • PROCEDIMIENTO DE CIERRE CON DIVERTER.
  • PROCEDIMIENTO EN OPERACIONES NORMALES....................................................................
  • PERFORANDO.
  • VIAJANDO.
  • FACTORES QUE AFECTAN LA ESTABILIZACION DE LAS PRESIONES.
  • CHEQUEO DE PRESION ATRAPADA.........................................................................................
  • PLAN DE EMERGENCIA EN CASO DE ARREMETIDAS.
  • FUNCIONES DE LOS INTEGRANTES DE LA CUADRILLA.
  • RAZONES PARA CERRAR EL POZO RAPIDAMENTE.
• CAPITULO IX
  • COMPORTAMIENTO Y CARACTERISTICAS DEL GAS.
  • TIPOS DE ARREMETIDAS.
  • MIGRACION DEL GAS..............................................................................................................
  • COMPORTAMIENTO DEL GAS EN LODOS BASE ACEITE.
  • COMPORTAMIENTO DEL GAS EN POZOS HORIZONTALES.
  • KICK TOLERANCE
• CAPITULO X
  • CALCULOS REQUERIDOS PARA CONTROLAR UNA ARREMETIDA.
  • CALCULOS PREVIOS AL INICIO DE LAS OPERACIONES DE CONTROL.
• CAPITULO XI
  • METODOS DE CONTROL
  • METODO DEL PERFORADOR
  • METODO DE ESPERE Y DENSIFIQUE
  • METODO CONCURRENTE
  • ASPECTOS CRITICOS DE UN CONTROL CON CIRCULACION
  • ARRANQUE DE LA BOMBA
  • ARREMETIDA DE GAS EN SUPERFICIE
  • PROBLEMAS TIPICOS EN UN CONTROL DE POZOS CON CIRCULACION
  • SIDPP CON VALVULA DE CONTRAPRESION EN LA SARTA
  • LA VELOCIDAD DE CONTROL NO ESTA DISPONIBLE..............................................................
  • TAPONAMIENTO DE BOQUILLAS
  • TAPONAMIENTO O DAÑO DEL CHOQUE
  • FALLA DE LA BOMBA
  • FALLA DE LOS MANOMETROS
  • HUECO EN LA TUBERIA
  • PEGA DE TUBERIA.................................................................................................................
  • METODOS SIN CIRCULACION
  • METODO VOLUMETRICO
  • METODO DE LUBRICAR Y DRENAR
  • INSERCION BAJO PRESION (STRIPPING)
• CAPITULO XII
  • EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS
  • DEFINICION DE PREVENTOR
  • MAXIMA PRESION ANTICIPADA ESPERADA (MASP)
  • CLASIFICACION API DE LOS PREVENTORES
  • TIPOS DE PREVENTORES
  • PREVENTOR ANULAR............................................................................................................
  • CABEZAS ROTATORIAS DE PERFORACION
  • PREVENTOR TIPO RAMS O DE ARIETE
  • DESVIADOR DE FLUJO (DIVERTER)........................................................................................
  • EMPAQUES DE BRIDA (FLANGE)
  • EMPAQUES DE ANILLO (RING GASKET)
  • ACUMULADOR DE PRESION
  • REQUERIMIENTOS DEL STD

CAPITULO I

CONCEPTOS BASICOS

Antes de entrar a analizar las causas, simplemente sabemos que en algún momento se perdió el balance hidrostático dentro del hueco del pozo y la presión de la formación excedió la presión ejercida por la columna del lodo en el hueco. Por lo tanto, entraremos a definir algunos términos relacionados con presión.

PRESIÓN

Presión es la fuerza aplicada sobre un área y matemáticamente se expresa mediante la siguiente ecuación:

Si la fuerza esta expresada en libras y el área en pulgadas cuadradas tenemos lo que comúnmente conocemos como psi.

GRADIENTE DE PRESION

Gradiente de Presión es la presión ejercida por una columna de fluido por pie de profundidad. El gradiente de presión se expresa como:

FACTOR DE CONVERSION

Como puede verse la constante 0.052 nos convierte la densidad del fluido expresada en lpg a psi/pie, matemáticamente la podemos deducir como se muestra a continuación:

PRESION HIDROSTATICA

Es la presión ejercida por una columna estática de fluido en cualquier punto del pozo. La presión hidrostática entonces estará expresada así:

La presión hidrostática solo depende de la profundidad vertical verdadera TVD del pozo y del peso del lodo. La TVD es la profundidad desde la superficie en línea recta vertical hasta cualquier punto del pozo. La profundidad medida MD es la longitud real de la tubería que se necesita para llegar desde la superficie hasta el fondo del pozo.

Como puede verse, la presión hidrostática no depende de la forma del pozo o de su diámetro, solamente de la densidad del fluido de perforación y de la profundidad vertical verdadera del pozo. La presión hidrostática es independiente de la forma del pozo y de su diámetro.

A continuación, se describe la correlación para determinar la presión de sobrecarga:

El gradiente de sobrecarga se puede definir:

Dónde:

 𝜎ov= Presión de sobrecarga (psi)  𝜌b = Densidad de la roca (lpg)  D = Profundidad del punto de interés.  𝜎ovg=Gradiente de sobrecarga  𝜌f =Densidad del fluido  𝜌ma= Densidad de la matriz  ∅ = Porosidad

PRESION DE FORMACION

La presión de la formación, llamada también presión de poro, o presión del yacimiento, es la presión que tienen los fluidos dentro de los poros de la formación, y se debe al efecto de la presión de sobrecarga, la compactación, procesos geológicos, fenómenos químicos y procesos humanos.

Cuando se está perforando un pozo la broca va atravesando diferentes tipos de formaciones, desde la superficie hasta la profundidad total del pozo las cuales contienen dentro de sus poros fluidos de diferentes características entre ellas, agua de diferentes salinidades, variando desde agua dulce en la superficie hasta aguas salada a grandes profundidades. La presión de la formación o presión de poro a una profundidad determinada, en un área en particular proviene de la presión hidrostática originada por una columna de agua de una densidad promedio (de acuerdo a las salinidades de agua de la región).

En algunos de los pozos profundos que se perforan hoy en día se encuentran presiones de formación que llegan hasta 20.000 psi. Se han registrado presiones de formación superficiales que han alcanzado hasta 15.000 psi. No sería posible perforar tales pozos sin emplear un lodo de alta densidad, cuya columna hidrostática sea capaz de contrarrestar la presión de formación.

El riesgo de que surja un reventón siempre está presente cuando se están perforando formaciones porosas y permeables que contienen gas, petróleo o agua bajo presión. Es por esto que se han desarrollado procedimientos y equipos de prevención de reventones para manejar las presiones y dominar los problemas de control de pozos que surgen cuando se perfora a grandes profundidades.

La presión hidrostática y también la presión de la formación pueden expresarse en diferentes unidades, tales como, libras por pulgada cuadrada, kilo pascales, Kg/cm^2 , etc., pero en todo caso hay que ser consistente con el sistema de medidas empleado y tener cuidado en utilizar las ecuaciones apropiadas para convertir unidades de un sistema a otro.

Las presiones de formación encontradas cuando se perfora un pozo se clasifican en normales, anormales y subnormales. Esta clasificaciones está ligada al gradiente de presión del agua dulce (0,433 psi/pie) y de los gradientes de presión promedio de acuíferos con salinidades de hasta 100.000 ppm (0,465 psi/pie).

PRESION NORMAL DE FORMACION

Si suponemos que todas las formaciones en el fondo de la tierra son porosas y permeables y que estas formaciones están intercomunicadas entre si y que el fluido que contienen es agua que va desde agua fresca cerca de la superficie hasta agua salada en el fondo, entonces la presión que ejerce esa columna de agua es llamada presión normal de formación y su gradiente de presión está entre 0.433 (psi/pie) y 0.465 (psi/pie).

PRESION ANORMAL DE FORMACION

Se habla de presión anormal de formación si la presión que ejerce la columna de fluido dentro de los poros de la roca es mayor a la que ejerce la columna del agua con una densidad de 9, lpg y su gradiente es mayor a 0.465 (psi/pie). En una formación con gradiente anormal de presión se presentarán arremetidas. Se puede tener formaciones con presión anormal debido a movimientos de la corteza terrestre, tal como ocurre en las trampas estructurales tales como fallas, anticlinales y domos salinos.

PRESION SUBNORMAL DE FORMACION

Si la presión que ejerce la columna de fluido dentro de los poros de la roca es menor a la que ejerce la columna de agua en el pozo, se habla de presión subnormal de formación y su gradiente es menor a 0.433 (psi/pie). En una formación con gradiente subnormal de presión, se presentará perdida de circulación. Algunas formaciones tienen presión subnormal porque la erosión ha disminuido la sobre carga sobre dicha formación. Las formaciones depletadas también tienen presión subnormal debido a que durante su producción han perdido su presión original.

Las pérdidas por fricción también dependen del caudal: El caudal en una tubería (Q) puede ser expresada relacionada a la velocidad del fluido como:

Diferentes densidades

Si fluidos con diferentes densidades son bombeados en un circuito manteniendo el mismo caudal, las pérdidas por fricción están en proporción directa a las densidades:

Diferentes caudales

Si un fluido es bombeado en el mismo circuito a diferentes caudales, la siguiente relación existe entre las pérdidas por fricción y el caudal y/o la velocidad de la bomba:

PRESIONES REDUCIDAS DE BOMBEO

La presión reducida de bombeo es la presión requerida para circular el lodo en un pozo a la velocidad con que se puede controlar el pozo en un evento de control de pozos. Un valor normal de caudales reducidos esta entre 1/2 y 1/3 del caudal normal de flujo. Es fundamental la medida y registro de los valores de presión reducida.

Ventajas de tomar las presiones reducidas:

1. Evita exceder la capacidad de operación del separador gas-lodo
2. Reduce las pérdidas por fricción en el anular por tanto reduce probabilidades de fracturar el pozo
3. Reduce la fatiga del personal para llevar a cabo el control del pozo.
4. Permite una operación más fácil del choque, para mantener constante la presión de fondo.

Las presiones a caudal reducido se deben tomar en las siguientes ocasiones según la recomendación de la IADC:

1. En cada cambio de turno
2. Cada 500 pies perforados
3. Cuando se cambia la densidad del lodo
4. Cuando se cambia el BHA o las boquillas de la broca
5. Cuando se cambian camisas y/o pistones a la broca
6. Después de un aumento repentino de la velocidad de penetración

Aun si se utilizan bombas iguales el valor de las presiones reducidas se debe tomar para cada una de ellas, porque la eficiencia volumétrica puede ser diferente.

Las velocidades típicas reducidas según la API RP 59 están entre 1 a 5 bbl/min

Q  V  A

PRESION DE FONDO

Es la presión que el fluido contenido en el pozo ejerce en el fondo del mismo:

PRESION DIFERENCIAL

Es la diferencia de presión entre la presión fondo y la presión de la formación. Hay tres (3) diferentes relaciones de presión diferencial como sigue:

PRESIONES DE PISTONEO Y SUABEO

Cuando se baja tubería en el pozo y el fluido de perforación tiene alta viscosidad y alta resistencia de gel se desarrollan presiones de pistoneo contra la pared del pozo por causa del movimiento descendente de la tubería de perforación, especialmente cuando tales movimientos son rápidos y se introducen en el pozo tramos de tubería largos y de gran diámetro. Cuanto más rápido sea el movimiento relativo de la tubería respecto al fluido, tanto mayor será la presión requerida para vencer la fricción, debido a la tendencia del lodo a adherirse a la tubería y a las paredes del pozo.

Se necesita para calcular:

 Densidad del lodo de control  Presión inicial de circulación  Densidad de la arremetida  Presión de formación  Como punto de control en los métodos de control con circulación

 SICP: Cuanta presión le falta a la presión hidrostática sobre la arremetida para compensar la presión de la arremetida

Se necesita para calcular:

 Presión en el zapato.  Poner la bomba en línea.  Calcular la densidad de la arremetida.  Referencia del MAASP.

PRESION DE ADMISION

La presión de fractura es la cantidad de presión que deforma, falla o separa permanentemente la formación.

La presión de admisión es la magnitud de la presión ejercida sobre una formación, que hace que el fluido ingrese en la formación. El fluido puede fluir hacia los espacios porales de la roca o hacia las grietas abiertas y propagadas en la formación por la presión del fluido.

Durante la perforación de un pozo de petróleo o gas es de suma importancia tener un conocimiento exacto de la presión de fractura y la presión de integridad de la formación inmediatamente debajo de la zapata de la tubería de revestimiento. Muchas de las decisiones críticas como la escogencia de puntos de asentamiento para la tubería de revestimiento o la selección de alternativas durante las operaciones de control del pozo se basan en la medida de esta presión.

La presión de admisión ya citada en áreas donde no existe información de pozos vecinos, puede obtenerse mediante un procedimiento de campo relativamente simple denominado Prueba de Admisión (Leak off Test), en áreas en donde se tiene la información de la máxima presión que soporta la formación, pero se quiere confirmar su valor, se puede utilizar la que se denomina Prueba de Integridad de Formación (PIT).

Procedimiento general

La prueba de admisión se realiza cerrando un preventor y bombeando lentamente lodo al pozo hasta que la formación comience a admitir fluido. El hecho de que la formación admita no necesariamente significa que se fractura. Durante la prueba se elabora un gráfico de la presión en la superficie versus volumen bombeado acumulado, para determinar cuándo deberá pararse la bomba.

El procedimiento de una prueba LOT es:

1. Perforar tapones de cementación, collar flotador y zapato, adicionalmente se deben perforar entre 10 a 15 pies de hueco nuevo.
2. La prueba se debe realizar con lodo de peso conocido, se debe circular hasta que el lodo sea uniforme entrando y saliendo del pozo.
3. Ubicar la broca dentro del revestimiento, esto con el fin de evitar pega en la tubería.
4. Instalar una bomba de alta presión y bajo volumen, como por ejemplo una bomba de cementación. Se bombeara entre ¼ y 1/3 bbls/min, con un máximo de 0,5 bbls/ min
5. Si es posible, se debe bombear a través de la tubería y a través del anular al mismo tiempo para minimizar los problemas de ecualización de presiones.
6. El bombeo debe ser preferiblemente continuo ya que el bombeo por intervalos puede generar lecturas erróneas.
7. La presión máxima de prueba no debe exceder el 80% de la resistencia interna en el segmento más débil del revestimiento.
8. Graficar la presión de bombeo contra el volumen acumulado.
9. La presión en función del volumen acumulado bombeado, debe ser una relación lineal, hasta que se genere la fuga.
10. Cuando la tendencia de la línea graficada se desvié de la línea recta proyectada, se DEBE DETENER el bombeo, pues ya se ha obtenido la fuga y de continuar bombeando se puede fracturar la formación.
11. Si se obtiene fuga, cerrar el pozo y registrar la caída de presión para los 10 primeros minutos después de detener la operación de bombeo o hasta que se observe la presión estabilizada (esto permite verificar si hay fugas).

En la siguiente figura la comparación entre los puntos donde se definen las presiones de admisión y las presiones de fractura, se representa gráficamente el resultado de la prueba en una sección corta de hueco abierto debajo de la tubería de revestimiento, una vez compensada la expansión del sistema, se produce un aumento constante de presión por cada barril de lodo bombeado, de tal manera que todos los puntos del gráfico caen en una línea recta.

DENSIDAD EQUIVALENTE

Es la densidad Equivalente es pasar un valor de Presión a términos de densidad

O también se puede desarrollar a partir de la siguiente formula:

CONCEPTO DEL TUBO EN U

El efecto tubo en “U” es la tendencia de fluidos a encontrar un punto de equilibrio del nivel y de la presión. El fondo del tubo en “U” solo puede tener un solo valor de presión.

CAPACIDADES Y DESPLAZAMIENTOS

Capacidad interior de la tubería de perforación y del pozo.

La capacidad de una tubería o de una sección de hueco abierto es la cantidad de lodo (barriles) que están contenidos dentro de 1 pie lineal de tubería o de hueco abierto y se calcula de la siguiente manera:

Para calcular el volumen total se toma la capacidad de una sección de tubería que se encuentra en (barriles/ pie) y se multiplica por la longitud de la tubería en pies.

Volumen (bbls) = Capacidad (bbls/pie) X longitud de tubería (pies)

Capacidad del espacio anular y volumen anular

La capacidad del espacio anular es el volumen del fluido de perforación contenido entre dos tramos de tubería o entre el hueco abierto y tubería. En otras palabras, es el volumen contenido entre el diámetro exterior del tubo interior, y el diámetro interno del tubo exterior.

Desplazamiento como tubería seca

Se define como desplazamiento de lodo desalojado del pozo al introducir en este un pie del acero de una tubería o el volumen necesario para llenarlo si se está sacando. Este principio se basa en la ley de Arquímedes “Todo cuerpo sumergido en un fluido experimenta un empuje vertical y hacia arriba igual al volumen de fluido desalojado”.

d

D

Capacidad Anular entre tubería de diámetro D y tubería de diámetro d.

Capacidad de tubería