SURGENCIAS

Durante las operaciones de perforación, normalmente la presión ejercida por la columna del fluido de perforación es levemente mayor que la presión de formación. De esta forma, se evita la entrada de los fluidos de formación al pozo. Cuando esa presión hidrostática cae por debajo del valor de equilibrio, los fluidos de formación pueden ingresar al pozo. Si este flujo es pequeño, causará una disminución en la densidad del fluido de perforación medible en superficie, sin otros síntomas visibles. En el caso de producirse un incremento del volumen en las piletas de lodo estamos ante lo que se denomina una surgencia (kick). Cuando el flujo de los fluidos de perforación descontrola el equilibrio de presiones produciendo un ingreso masivo al pozo de los fluidos de perforación, se está ante un blowout.

Esta surgencia se puede originar por lo siguiente:

1. Densidad insuficiente de lodo2. Llenado insuficiente durante los viajes3. Efecto de pistoneo al sacar el sondeo rápidamente4. Contaminación de lodo con gas5. Pérdidas de circulación

Indicadores que anticipan una surgencia.Con una detección de la posibilidad de ocurrencia de una surgencia, pueden evitarse las mismas en un muy alto porcentaje. Los indicadores de que puede producirse un kick son:

1. Perforandoa. Aumento en la velocidad de perforaciónb. Disminución de la presión de bombeo y aumento de emboladasc. Inyección contaminada por gas, cloruros, etc.

2. Al sacar o bajar herramientaa. Aumento de volumen en piletasb. Flujo sin circulaciónc. El pozo admite menos o desplaza mayor volumen

3. Sin tubería en el pozoa. Aumento de volumen en piletasb. Flujo sin bombeo

Según las estadísticas, la mayoría de las surgencias o blow-outs ocurren durante las maniobras de sacado o bajado de herramienta. (FIGURA 1)

Desde el momento que la presión hidrostática controla el pozo, la circulación se establece normalmente abierta por la línea de salida y el pozo permanece abierto durante los viajes. Si ocurre un principio de surgencia se debe recurrir a las válvulas de seguridad para cerrarlo, lo que puede hacerse con la válvula anular de esclusas o la de cierre variable si está el sondeo en el pozo o con las esclusas de cierre total si no hay herramientas dentro de él. (FIGURAS 2 y 3)Adicionalmente será necesario bombear inyección dentro del pozo, lo que puede ser hecho por el interior de las barras de sondeo o por alguna de las líneas de ahogo y controlar el retorno por un orificio colocado en la línea de surgencia. La línea de surgencia se continuará ya sea a la pileta de tierra donde se pueden tirar los fluidos descartados, o a un golpeador, luego desgasificador y pileta de inyección donde la inyección es desgasificada y recuperada.Mediante el uso de este equipo, los fluidos de baja densidad son eliminados y reemplazados con una inyección más pesada capaz de controlar el pozo. (FIGURAS 4 y 5).

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Procedimientos de cierreLos procedimientos de cierre del pozo varían según la maniobra que se esté ejecutando en el momento del kick. La explicación de cada una de las situaciones se dan mas adelante.

Comportamiento del fluido invasorCualquier surgencia requiere de determinadas operaciones para mantener el control. Debido a que no existe en el caso de agua salada o petróleo una gran expansión, estos fluidos no presentan gran problema en una surgencia como en el caso del gas. El gas está asociado con todas las surgencias. En consecuencia es muy importante para aquellos que deben intervenir en el control de una surgencia entender cual es la acción del gas en un pozo. No todas las situaciones pueden ser previstas y las técnicas destinadas a ese control, bajo diferentes circunstancias particulares deben modificarse. La persona que está controlando un pozo dependerá en esos casos de su conocimiento sobre la forma en que el gas es capaz de expandirse para diferentes condiciones del pozo. La expansión del gas con los cambios de presión es algo que puede predecirse y esto permite conocer las variaciones que se producen en el volumen de gas entrado al pozo a medida que sube a través de la inyección. En general si la presión se duplica el volumen se reduce a la mitad, si la presión se reduce a la mitad el volumen se duplica. Aunque aparentemente pueda parecer importante en superficie una presencia de gas, es indicativa generalmente de solo una pequeña reducción en la presión de fondo de pozo. En una columna de inyección contaminada con gas, la presión del gas se incrementa rápidamente con la profundidad, de manera que el volumen disperso en el pozo es muy pequeño y reduce la densidad de inyección muy poco. Una pequeña entrada de gas en el fondo del pozo es potencialmente peligrosa aún si está mezclada con la inyección porque se puede expandir mucho cuando asciende o es bombeada hacia arriba. Bajo la baja presión de la superficie, desplazará un importante volumen de inyección del pozo, reduciendo grandemente la presión en el fondo, y permitiendo la surgencia del mismo. Las (FIGURAS 6 y7) muestran la expansión del gas a medida que sube en el pozo descontroladamente. Esta situación puede ocurrir fácilmente en un pozo que es pistoneado al sacar el trépano. Debido a que el gas es mas liviano que la inyección, se eleva y aliviana la columna por encima, ya que se expande a medida que sube. Inicialmente esta expansión es muy pequeña pero se incrementa rápidamente cuando el gas se acerca a la superficie. Debe entonces prestarse especial atención al pozo, cuando se está sacando sondeo durante los cambios de trépano, cuando se está perfilando, etc. aun cuando el pozo haya permanecido quieto hasta ese momento. Si se está circulando gas desde el fondo, se produce la misma expansión pero mucho más rápido ya que el gas se está moviendo a mayor velocidad. A bajos caudales de circulación el gas puede circular hasta muy cerca de la superficie, con un aumento de volumen casi imperceptible y luego el pozo comenzar a desplazar repentinamente debido a la expansión del gas. Esto provocará la reducción de la presión en el fondo y permite una más rápida entrada al pozo. El gas también asciende en un pozo que ha sido cerrado debido a su más baja densidad. En estas condiciones no puede expandirse, por lo tanto la presión no cambia durante su recorrido hacia arriba. Cuando el gas llega a la parte superior, esta presión está sumada a la de la columna hidrostática, lo que da como resultado una presión excesiva en el fondo. Las (FIGURAS 8 y 9) ilustran estas condiciones.

Frecuentemente se establece que las surgencias pueden ser detenidas evitando que haya aumento de volumen en las piletas mientras se circula. Lo que hemos dicho anteriormente muestra que en estas condiciones se establece una tendencia a crear presiones excesivas en el pozo. Si no se permite al gas expandirse cuando se lo circula a superficie, la presión de fondo estará en la cabeza del pozo en el momento de llegar el gas a esa parte. Por lo tanto, debe permitirse algún

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aumento del volumen de inyección de retorno cuando se está circulando el gas hacia afuera. (FIGURA 10).

Medidas preventivas

La mayoría de las surgencias ocurren cuando se está haciendo un viaje de trépano y por lo general son el resultado de una acción de pistoneo o de no haber llenado el pozo. Cuando se comienza una sacada de trépano y se para la bomba, hay una reducción temporaria de la presión mientras la columna se está moviendo. Las condiciones se agravan si la viscosidad de la inyección es alta, el revoque es grueso, si los portamechas son de gran diámetro respecto al pozo o las barras tienen gomas protectoras, el trépano está embolado, o si hay una válvula de retención en la columna.Si hubo presencia de gas en la inyección, las gomas protectoras pueden haber aumentado el volumen y esto aumenta la acción de pistoneo. Por este motivo, conviene usar protectores fabricados de material resistente a los hidrocarburos. La acción de pistoneo es mayor cerca del trépano que más arriba, produciéndose proporcionalmente a lo largo de toda la longitud del sondeo. También se extiende desde el trépano hasta el fondo, pero cuanto más corta sea la columna menor será el pistoneo. El peor efecto tiene lugar en el momento en que se retira el trépano del fondo del pozo. En este momento debe controlarse muy cuidadosamente si no se produce ningún indicio de que los fluidos de formación están entrando al pozo. Si se saca del pozo una cantidad de barras correspondientes a un volumen de por ejemplo 5 barriles, la cantidad de inyección para llenarlo debe ser también de 5 barriles. Si se llena solamente con 4, esto indica que un barril de fluido ha entrado al pozo, que puede ser de gas, de petróleo o de agua salada. Esta entrada puede producir una contaminación de la inyección, desmoronamiento y tapones en el pozo o la ascensión de un bolsón de gas mientras se está sacando el sondeo con la posible surgencia posterior debido al aumento de volumen, como se comentó anteriormente. Cuando se advierte que se ha producido un pistoneo o que ha habido ingreso de fluidos al pozo, conviene volver con el trépano al fondo, circular y eventualmente incrementar la densidad de la inyección antes de sacar herramienta. Un método de control es lo que se llama un viaje corto, que consiste en sacar el sondeo parcialmente y luego volver al fondo y circular para observar el retorno de la inyección. Esto se hace en algunas situaciones críticas pero no es necesario si se hace un buen control antes de sacar y durante el viaje. El mejor método de control es medir el volumen que se necesita para llenar el pozo, esto puede hacerse midiendo el nivel de las piletas, como una precaución mínima. Sin embargo, como el volumen de las piletas es grande, pequeños volúmenes de afluencia prácticamente pasarán inadvertidos, por lo que es mucho mejor efectuar esta medición en un pequeño tanque calibrado que se instala con este propósito (trip tank). Una de las mejores formas de medir el volumen de llenado es convertir el volumen del sondeo en emboladas de la bomba y contar éstas cada vez que se llena hasta que se advierte la salida de inyección por la salida lateral. Un contador de emboladas en el piso de perforación resulta muy conveniente para estas operaciones. De todas maneras siempre se debe usar alguno de éstos métodos, sobre todo si se trata de pozos de exploración o de desarrollo donde se prevea este tipo de problema.

Como enfrentarse a una surgencia

La mejor forma de enfrentar una surgencia es haber practicado permanentemente que es lo que debe hacerse en estos casos. Todos los perforadores experimentados pueden relatar ejemplos de actos muy tontos ejecutados por personal experimentado, bajo la tensión de una surgencia real o

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potencial, realizados por personal experimentado. Los ejercicios de surgencia, que en largos períodos sin problemas, podrían parecer innecesarios, son en realidad imprescindibles.La práctica frecuente en la detección de surgencias simuladas y de los procedimientos de cierre de válvulas en forma correcta, imponen una acción refleja ante los problemas, aseguran entrenamiento de personal nuevo y da como resultado que los perforadores se vuelvan hábiles en la detección de las surgencias en su comienzo, con sorprendente rapidez. La mayoría de los amagos de surgencia que dan como resultado reales surgencias, podrían haber sido controlados de haber sido descubiertos con mayor rapidez, y el éxito del ahogo siempre depende de su rápido descubrimiento y cierre del pozo. Se han observado en repetidos simulacros que un perforador, ocupado en sus actividades normales, advertía un incremento en el nivel de piletas dentro del minuto siguiente al momento en que se inducía ese incremento. Sin ese entrenamiento, esto toma de 5 a 10 minutos más o menos. A fin de cubrir todas las posibilidades estos simulacros se suelen dividir en cuatro tipos, requiriendo cada uno de los mismos un diferente grupo de acciones:

Perforando en el fondo Durante los viajes del sondeo Cuando los portamechas están pasando frente al BOP Con el sondeo fuera del pozo.

Uno de éstos simulacros debería realizarse cada turno en la mayoría de los equipos, a menos que haya circunstancias que no lo permitan. El tipo de ejercicio realizado, el tiempo que se demora en advertir el problema y el tiempo para completar la acción, debe registrarse en el parte diario. También debe dejarse registrado en el gráfico que indica el nivel de pileta, si lo hay. Este tipo de entrenamiento debería ser responsabilidad del contratista o del operador, o de ambos. A continuación se detallan algunas directivas posibles a usar en los equipos.

Para todos los tipos de simulacros, el procedimiento inicial puede ser como sigue:

1. En los equipos que tienen flotantes en las piletas de inyección. este flotante puede ser levantado como una indicación de que el pozo está surgiendo, y excepto durante el entrenamiento inicial, debe ser llevado a cabo sin advertir a la dotación.

2. Se debe cronometrar el tiempo de reacción del perforador desde el momento que se levantó el flotante hasta que se advierte su reacción.

3. El tiempo de reacción debe anotarse conjuntamente con el tiempo total necesario para concluir el simulacro.

4. Se anotarán en el gráfico de nivel de piletas al lado del punto que indica el incremento de nivel, los tiempos de reacción y total y también en el parte diario. Cualquier otro cambio de nivel debido a surgencias reales, pérdidas de circulación o descargas de inyección deben ser anotados en el gráfico.

5. En los equipos que no tienen flotantes o indicadores de nivel de pileta, el simulacro breve para el caso de "perforando en el fondo" se elimina, pero pueden efectuarse los otros e iniciarse mediante una orden verbal.

6. Para los simulacros iniciados mediante una orden de mando, los tiempos se registran en el parte diario.

Perforando en el fondo:

1. Parar la rotación y levantar el vástago por encima de la mesa rotary.

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2. A elección del jefe de pozo, el simulacro puede detenerse aquí, registrándose solamente los tiempos de reacción. Si realmente existe una surgencia, o si las condiciones del pozo permiten continuar con el simulacro, los siguientes constituyen los pasos a seguir.

3. Abrir la línea de surgencia con un orificio abierto. 4. Parar la bomba. 5. Cerrar la válvula de esclusas anular (o la de cierre variable). Los puntos 3, 4, y 5 se efectúan

simultáneamente. 6. Cerrar el orificio variable o la válvula sobre la línea de surgencia... (El tiempo total hasta aquí

debería ser de 3 minutos o menos). 7. El perforador debe inspeccionar visualmente todas las líneas y el cierre del BOP.

Durante los viajes del sondeo

1. Ubicar una cupla por encima de la mesa rotary y colocar las cuñas 2. Instalar una válvula de apertura total o un BOP interior para cerrar el interior del sondeo. 3. Abrir la línea de surgencia manteniendo un orificio abierto. 4. Cerrar la válvula de esclusas anular. (puede ser aceptable cerrar la válvula de cierre variable).5. Cerrar el orificio variable o fijo sobre la línea de surgencia. 6. Tomar nota de los tiempos de reacción y total anotándolos en el parte diario. (El tiempo de

reacción debería ser menor que un minuto y el total menor que 3 minutos). 7. El perforador debe inspeccionar que todas las líneas y el BOP están cerradas.

Cuando los portamechas están frente al BOP

1. Puntos 1 al 3, ídem al caso anterior4. Cerrar la válvula de cierre variable (si no se cuenta con este tipo de válvula instalada, se

agrega una barra o un tiro de barras y se bajan hasta que se puedan cerrar las esclusas sobre la barra de sondeo) .

5. Instalar una grampa sobre el portamechas que tenga ojales y permita atar con cables al piso.6. Cerrar el orificio fijo o variable en la línea de surgencia 7. Anotar tiempos de reacción y total. (El tiempo de reacción debería ser menor que un minuto y

el total menor a 5 minutos).8. El perforador debe controlar que todo ha sido correctamente cumplido. Si quedara solamente

un tiro de portamechas dentro del pozo, se deben sacar del pozo y tratado como en el 4º caso. En una emergencia, los portamechas pueden ser dejados caer dentro del pozo.

Con el sondeo fuera del pozo

1. Abrir la línea de surgencia a través de un orificio. 2. Cerrar las esclusas ciegas. 3. Cerrar el orificio variable o fijo sobre la línea de surgencia. 4. Registrar los tiempos de reacción y total. (El tiempo de reacción debería ser menor que un

minuto y el total menor que 3 minutos). 5. El perforador debe controlar visualmente que todas las líneas y el BOP estén cerrados.

Nota: En todos los casos, si se trata de una surgencia real, no se debe permitir que la presión exceda del 80% de la presión interna del casing ni un valor de 80 PSI por cada 100 pies de profundidad. El menor de estos valores será el que debe tomarse en cuenta. Para cañerías guía, se tomará el 50% y 50 PSI por cada l00 pies de profundidad.

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Debido a que la mayoría de las surgencias ocurren cuando se está haciendo un viaje o cuando el sondeo está fuera del pozo, debe hacerse entrenamiento sobre estos casos y no dejarlos de lado en beneficio del caso más fácil, que es cuando sucede la surgencia mientras se perfora.

ANALISIS DE LA SURGENCIAA. Presión de formación (Pf) con el pozo cerrado en una surgencia

Pf (psi) = PCS (psi) + [lodo (lb/gal) x 0,052 x TVD (pies)]Donde:Pf : Presión de formaciónPCS : Presión de cierre en el sondeo estabilizadaTVD : Profundidad del pozo

Ejemplo 1:Determinar la presión de formación usando los siguientes datos:Presión de cierre en el sondeo estabilizada: 500 psiDensidad del lodo en el sondeo: 9,6 lbs/galProfundidad del pozo (TVD): 10.000 piesPf = 500 psi + (9,6 lbs/gal x 0,052 x 10.000 pies)Pf = 5.492 psi

B. Presión en el fondo del pozo (PFP) con el pozo cerrado en una surgenciaPFP (psi) = PCS (psi) + [lodo (lb/gal) x 0,052 x TVD (pies)]Como puede verse, cuando la presión en el sondeo está estabilizada la presión en el fondo del pozo es igual a la presión de formación.

C. Presión de cierre en el sondeo (PCS)PCS (psi) = Pf (psi) - [lodo (lb/gal) x 0,052 x TVD (pies)]

Ejemplo 2:Determinar la presión de cierre en el sondeo usando los siguientes datos:Presión de formación: 12.480 psiDensidad del lodo en el sondeo: 15,0 lbs/galProfundidad del pozo (TVD): 15.000 piesPCS = 12.480 psi - (15,0 lbs/gal x 0,052 x 15.000 pies)PCS = 780 psi

D. Presión de cierre en el espacio anular (PCA)PCA (psi) = Pf (psi) - [(PHL (psi) + PHF (psi)]Donde:PCA : Presión de cierre en el anularPHL : Presión de la columna de lodo en el anularPHF : Presión de la columna de fluido ingresado en el anular

Ejemplo 3:Determinar la presión de cierre anular usando los siguientes datos:Presión de formación: 12.480 psiDensidad del lodo en el anular: 15,0 lbs/galAltura de la columna de lodo en el anular (TVD): 14.600 piesAltura de la columna de lodo ingresado en el anular: 400 piesGradiente de presión del fluido ingresado: 0,12 psi / pie

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PCA = 12.480 psi – [(15,0 lbs/gal x 0,052 x 14.600 pies) + (0,12psi/pie x 400pies)]PCA = 1.044 psi

E. Altura de la columna de fluido ingresado (Hf)Hf (pies) = G (barriles) / CA (barriles/pie)Donde:Hf : Altura de la columna de fluido ingresadoG : Ganancia en piletasCA : Capacidad anular

Ejemplo 4:Determinar la altura de columna de fluido ingresado usando los siguientes datos:Ganancia en piletas (G): 20 barrilesCapacidad anular (CA): (pozo: 8,5” y PM: 6,5”) 0,02914 bls/pieHf = 20 bls / 0,02914 bls/pie = 686 pies

Ejemplo 5:Determinar la altura de columna de fluido ingresado usando los siguientes datos:Ganancia en Piletas (G): 20 barrilesDiámetro del pozo (dp): 8 ½”Diámetro de los portamechas (dpm): 6 ½”Longitud de los portamechas (Lpm): 450 piesDiámetro de las barras de sondeo: 5,0”Hay que calcular las capacidades anulares:Capacidad del pozo – portamechas: (8,5^2 – 6,5^2)/1029,4 = 0,02914 bls/pie(Nota: 1029,4 es el factor para convertir unidades)Volumen de fluido alrededor de los portamechas = 450’ x 0,02914 bls/pie=

= 13,1 blsCapacidad del pozo – barras de sondeo: (8,5^2 – 5^2)/1029,4 = 0,0459 bls/pieVolumen alrededor de las barras de sondeo = 20bls – 13,1bls = 6,9 blsAltura de fluido en las barras de sondeo = 6,9bls/0,0459 bls/pie =

= 150 piesAltura total del fluido ingresado = 450’ + 150’ = 600 pies

F. Estimación del tipo de fluido ingresadof (lb/gal) = lodo (lb/gal) – [PCA (psi) – PCS (psi)] / 0,052 x HfDonde :f : densidad del fluido ingresadoCuando el valor de f es de 1 a 3 lb/gal el fluido es gasCuando el valor de f es de 4 a 6 lb/gal el fluido es petróleo o una combinaciónCuando el valor de f es de 7 a 9 lb/gal el fluido es agua salada

Ejemplo 6:Determinar el tipo de fluido ingresado a partir de los siguientes datos:Presión de cierre anular (PCA): 1.044 psiPresión de cierre en el sondeo (PCS): 780 psiAltura del fluido ingresado (Hf): 400 piesDensidad del lodo (lodo): 15,0 lbs/galf (lbs/gal) = 15,0 lbs/gal – (1.044 psi – 780 psi) / 400’ x 0,052f (lbs/gal) = 2,31 lbs/gal

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por lo tanto el fluido ingresado es probablemente gas

G. Velocidad estimada de migración del gas en un pozo cerradoLa velocidad con la cual asciende el gas puede calcularse con la expresión:Vg (pies/seg) = 12 x {e [-0,37] x [Densidad del lodo (lb/gal)]} o Vg = 12 x 0,691l

Donde :Vg : velocidad estimada de migración del gas

Ejemplo 7:Determinar la velocidad estimada de migración del gas utilizando un lodo de 11,0 lbs/galVg = 12 x [2,7183^(-4,07)] = 12 x 0,0171 = 0,205 pies/segundo

H. Velocidad real de migración del gas en un pozo cerradoVmg (pies/hora)= Incremento de la presión anular (psi/hora) / Gradiente de presión del lodo en uso (psi/pie)

Ejemplo 8:Determinar la velocidad de migración del gas con los siguientes datos:Presión anular de cierre estabilizada: 500 psiPresión anular de cierre después de una hora: 700 psiDensidad del lodo: 12,0 lbs/galGradiente de presión para un lodo de 12,0 lbs/gal: 0,624 psi/pieVelocidad de migración del gas = (700 – 500) / 0,624 = 320,5 pies/hora

I. Reducción de la presión hidrostática en el fondo del pozo debido a la oclusión de gas en el lodo (Gas Cut)Método 1:RPH (psi) = 100 . (lodo - lodo gasif) / lodo gasif

Ejemplo 9:Determinar la reducción en la presión hidrostática causada por el gas usando los siguientes datos:Densidad del lodo sin gas: 18,0 lbs/galDensidad del lodo con gas: 9,0 lbs/galReducción en la presión hidrostática = 100 x (18,0 – 9,0) / 9,0 = 100 psi

Método 2: RPH (psi) = Gl (psi/pie) . G (bbl) / CA (bbl/pie)

Donde :Gl : Gradiente del lodo

Ejemplo 10:Determinar la reducción en la presión hidrostática causada por el gas usando los siguientes datos:Gradiente del lodo: 0,624 psi/pieCapacidad anular: 0,0459 bls/pie (pozo 8 ½”, barras 5”)Ganancia en piletas: 20 bls Reducción en la presión hidrostática = (0,624 / 0,0459) x 20 = 271,9 psi

J. Máxima presión en boca de pozo con surgencia de gas en lodo base aguaMpbp (psi) = 0,2 . [ Pf(psi) . G (bbl). lodo ahogue (lbs/gal) / CA (bbl/pie) ]^1/2

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Donde :Mpbp : Máxima presión en boca de pozo

Ejemplo 11:Presión de formación: 12.480 psiGanancia en Piletas:: 20 barrilesDensidad de ahogo del lodo: 16,0 lbs/galCapacidad anular: 0,0505 bls/pie (pozo 8 ½”, barras 4 ½”)Máxima presión en boca de pozo = 0,2 x [(12.480 x 20 x 16,0)/ 0,0505]^0,5 =

= 1.779 psi

K. Máxima ganancia en piletas debido a surgencia de gas en lodo base aguaMgp (bbl) = 4 . [ Pf (psi). G(bbl) . CA (bbl/pie) / lodo ahogue (lbs/gal) ]^1/2Donde :Mgp : Máxima ganancia en las piletas

Ejemplo 12:Presión de formación: 12.480 psiGanancia en Piletas:: 20 barrilesDensidad de ahogo del lodo: 16,0 lbs/galCapacidad anular: 0,0505 bls/pie (pozo 8 ½”, barras 4 ½”)Máxima ganancia en piletas = 4 x [(12.480 x 20 x 0,0505)/ 16]^0,5 =

= 112 bls

L. Presiones máximas cuando se circula para eliminar el gas de una surgencia (Ecuaciones de Moore)Se usan las siguientes expresiones:1) Presión de formaciónPf = PCS + ( lodo x 0,052 x TVD) Pf = presión de formación (psi)

PCS = presión de cierre del sondeo (psi)lodo = Densidad del lodo (lb/gal)TVD = profundidad vertical del pozo (pies)

2) Altura de la columna de fluido ingresadoHf = G / C Hf = altura columna de fluido ingresado (pies)

G = ganancia en las piletas (barriles)C = capacidad anular (barriles/pie)

3) Presión ejercida por el fluido ingresadoPi = Pf – [PgL x (TVD – D) + PCA] Pi = Presión del fluido ingresado (psi)

D = profundidad donde se calcula (pies)Pf, TVD y PCA igual que antes

4) Gradiente de presión del fluido ingresantegi = Pi / Hf gi = gradiente del fluido ingresante (psi/pie)5) Temperatura en la profundidad de interésTD = 70°F + (0,012°F/pie x LBS) + 450

TD = temperatura a la profundidad D (°R)LBS = longitud ocupada por las barras de sondeo (pies)

6) Presión en el tope de la burbujaA = Pf – [gi x (TVD – D) – Pi A = Presión en el tope de la burbuja (psi)7) Presión en la profundidad de interés:

PD = A / 2 + [A2 / 4 + (gi . Pf . ZD . TD . Hf) / (ZTVD x TTVD)]^1/2

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Donde:PD : Presión en la profundidad de interés (psi)ZD : factor de compresibilidad del gas a la profundidad DTD : temperatura a la profundidad de interés (°R)ZTVD: factor de compresibilidad del gas a la profundidad TVDTTVD: temperatura a la profundidad de TVD (°R)

8) Densidad del lodo para ahogar el pozo ahogo = PCS / 0,052 . TVD + 1

Donde:ahogo: densidad del lodo de ahogo (lb/gal)1 : densidad del lodo en uso (lb/gal)

9) Gradiente del lodo de ahogog lodo ahogo = ahogo x 0,052

10) Longitud en el espacio anular que ocupa el volumen interior del sondeoL anular = Volumen interior del sondeo (bls) / Capacidad anular (bls/pie)

11) Presión en el tope de la burbuja para lodo densificadoA = Pf – [g lodo x (TVD – D) – Pi] + [HF x (g lodo ahogo - g lodo)]

Ejemplo 13:En un pozo que presentó una surgencia, para las condiciones dadas a continuación, determinar:A) La máxima presión en el zapato de la cañería con el método del perforador.B) La máxima presión en superficie con el método del perforador.C) La máxima presión en el zapato con el método de una circulación (wait & weight)D) La máxima presión en boca de pozo con el método de una circulación (wait & weight)

Datos:Profundidad del pozo: 10.000 piesCañería: 9 5/8” a 2.500 piesDiámetro interior 9 5/8”: 8,921”Capacidad 9 5/8”: 0,077 bls/pieDiámetro del pozo: 8 ½”Barras de sondeo: 4 ½” – 16,6 lbs/piePortamechas: 6 ¼”Longitud portamechas: 625 piesDensidad del lodo: 9,6 lbs/galGradiente de fractura a 2.500 pies: 0,73 psi/pie (14,04 lbs/gal)

Capacidades:Pozo de 8 ½”: 0,07 bls/pieAnular 8 ½” - 4 ½”: 0,05 bls/pieAnular 8 ½” - 6 ¼”: 0,032 bls/pieAnular 8,921” - 4 ½”: 0,057 bls/pieCapacidad barras: 0,014 bls/pieCapacidad portamechas: 0,007 bls/pieFactor de compresibilidad (Z): 1,0

Información registrada:Presión de cierre del sondeo: 260 psiPresión de cierre del anular: 500 psiGanancia en piletas: 20 barriles

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1) Presión de formaciónPf = 260 psi + (9,6 lbs/gal x 0,052 x 10.000 pies) =Pf = 5.252 psi

2) Altura de la columna de fluido ingresado en el fondo del pozoHf = 20 bls / 0,032 bls/pie = 625 pies

3) Presión ejercida por el fluido ingresado en el fondo del pozoGradiente del lodo: lodo x 0,052 = 9,6 x 0,052 = 0,4992 psi/piePi = 5.252 psi – [0,4992 psi/pie x (10.000 pies – 625 pies)] + 500 psi =Pi = 72 psi

4) Gradiente de fluido ingresadogi = 72 psi / 625 piesgi = 0,1152 psi/pie

5) Altura y presión de la columna de fluido ingresado alrededor de las barras de sondeoHfbarras = 20 bls / 0,05 bls/pieHfbarras = 400 piesPibarras = 0,1152 psi/pie x 400 piesPibarras = 46 psi

6) Temperatura en el fondo del pozo y en el zapatoTTVD = 70*F + (0,012*F/pie x 10.000 pies) + 460TTVD = 650*R Temperatura a 10.000 piesTD = 70*F + (0,012*F/pie x 2.500 pies) + 460TD = 560*R Temperatura a 2.500 pies

7) Presión en el tope de la burbujaA = 5.252 psi – [0,4992 psi/pie x (10.000 pies – 2.500 pies) + 46 psi] =A = 1.462 psi

A) Máxima presión en el zapato con el método del perforadorPD = 1.462/2 + (1.462²/4 + 0,4992 x 5.252 x 1,0 x 560 x 400/1,0 x 650)^½PD = 1.930 psi

B) Máxima presión en boca de pozo con el método del perforadorDeterminación de A, presión en el tope de la burbujaA = 5.252 psi – [(0,4992 psi/pie x 10.000 pies) + 46 psi]A = 214 psiTemperatura en superficieT0 = 70*F + (0,012*F/pie x 0 pies) + 460 = 530*RPresión máxima en boca de pozo (PS)PS = 214/2 + (214²/4 + 0,4992 x 5.252 x 530 x 400 /650)^1/2PS = 1.038 psi

C) Máxima presión en el zapato con el método de una circulación (w & w)1) Densidad del lodo de ahogo

lodo ahogo = 260 psi / 0,052 x 10.000 pies + 9,6 lbs/gal = 10,1 lbs/gal2) Gradiente lodo de ahogo

g lodo ahogo = 10,1 lbs/gal x 0,052 = 0,5252 psi/pie3) Volumen interno del sondeo

Barras de sondeo = 0,014 bls/pie x (10.000 pies – 625 pies) = 131,25 blsPortamechas = 0,007 bls/pie x 625 pies = 4,375 blsVolumen total = 135,625 bls

4) Longitud en el espacio anular de las barras que ocupa el volumen interior del sondeo

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L anular = 135,625 bls / 0,05 bls/pie = 2.712,5 pies5) Determinación de A, presión en el tope de la burbuja

A = 5.252 – [0,5252 x (10.000 – 2.500) – 46] + [2.715,2 x (0,5252 – 0,4992)]A = 1337,5 psi

6) Máxima presión en el zapato con el método de una circulación (wait & weigth)PD = 1.337,5 / 2 + (1.337,5²/4 + 0,5252 x 5.252 x 1,0 x 560 x 400/1,0 x 650)^1/2 PD = 1.851 psi

D) Máxima presión en boca de pozo con el método de una circulación (wait & weigth) 1) Determinación de A, presión en el tope de la burbuja

A = 5.252 – [(0,5252 x 10.000) – 46] + [2.715,2 x (0,5252 – 0,4992)]A = 24,5 psi

2) Máxima presión en boca de pozoPS= 24,5 / 2 + (24,5²/4 + 0,5252 x 5.252 x 1,0 x 530 x 400/1,0 x 650)^1/2 PS= 961 psi

M. Flujo de gas dentro del pozoEl caudal de gas que ingresa al pozo se incrementa cuando se incrementa la longitud expuesta de la arena:

Q = 0,007 x md x p x L / x ln(Re / Rw) x 1.440Donde:Q = caudal de gas (bls/min)md = permeabilidad (milidarcys)p = presión diferencial (psi)L = longitud de la arena abierta = viscosidad del gas ingresante (centipoises) Re = radio de drenaje (pies)Rw = radio del pozo (pies)

Ejemplo 14: para los siguientes datosmd = 200 mdp = 624 psiL = 20 pies = 0,3 cpln (Re /Rw) = 2,0

Q = 0,007 x 200 x 624 x 20 / 0,3 x 2,0 x 1.440Q = 20 bls/min

Esto significa que si se requiere un minuto para cerrar el pozo, se producirá una ganancia en las piletas de 20 bls además del volumen que se haya producido mientras se perforaban los 20 pies de formación

MÉTODOS DE CONTROL DE SURGENCIAS

En el control de pozos el estudio de los principios básicos proporciona los fundamentos, tanto para la solución de problemas sencillos como complejos.Para matar un pozo, la presión de fondo (presión hidrostática del lodo y gas, mas cualquier presión de superficie aplicada) se debe mantener constante a un nivel mayor o igual a la presión de formación.

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Para fines prácticos téngase en cuenta el tubo “U” (FIGURA 11) y estudie las presiones del espacio anular de la tubería de perforación y la presión de fondo constante, lo que sucede en un lado del tubo “U”, no tendrá efecto sobre el otro lado y cada uno puede estudiarse por separado.

Caudal Reducido (Rata de Bombeo Reducida)

Sabemos que la presión del fondo del pozo se puede controlar en cualquier momento si se conoce la perdida de presión en el sistema y la presión hidrostática ejercida por el lodo dentro de la tubería de perforación. La pérdida de presión en el sistema se debe registrar en cada turno previendo que aparezca una kick. Y se debe registrar mas a menudo si se esta perforando bastante rápido o si el peso del lodo o las propiedades del lodo se cambian.

Las ratas de bombeo a las cuales se toma la caída de presión en el sistema van normalmente de uno a tres barriles por minuto. Las perdidas de presión en el sistema generalmente no se toman a la rata de circulación normal por varias razones. Estas razones son las siguientes:

1. Las perdidas de presión en el sistema a una rata de circulación normal mas cualquier presión de cierre pueden resultar en un valor excesivo para la bomba y para las conexiones de superficie en uso.

2. Cualquier cambio en el tamaño de la abertura del estrangulador (choke) a ratas de bombeo normal pueden causar cambios drásticos en la perdida de presión a través del estrangulador lo cual hace difícil el control del estrangulador.

3. El lodo que se desplaza en el anular durante la operación de matar el pozo necesita ser pesado antes de ser bombeado nuevamente al pozo. Puede que también el lodo se haya contaminando y es necesario hacerle tratamiento. La mayoría de los equipos de perforación no tienen equipo suficiente para tratar y pesar el lodo suficientemente rápido como para bombearlo a ratas de bombeo normales.

4. Ratas de bombeo muy rápidas resultan en perdidas de presión muy altas. Perdidas de presión altas aumentan la posibilidad de perdida de circulación.

La rata de bombeo a la cual se registra la caída de presión en el sistema para propósitos del control de pozos se le llama caudal reducido, rata de bombeo disminuida, rata de bombeo reducida, presión de bombeo disminuida, rata de matar el pozo o presión de circulación reducida. Todos estos términos se pueden usar en la misma forma.

Una rata de bombeo disminuida de uno a dos barriles por minuto se considera optima en muchos casos porque la perdida de presión en el sistema a esa rata es relativamente baja, el lodo se puede pesar y tratar y la resistencia mecánica en las bombas no es demasiado grande. Ratas de bombeo mas bajas son a menudo impracticas porque los motores de la bomba puede que no tengan suficiente potencia para impulsar la bomba con bajas revoluciones por minuto (RPM).

Si la bomba en el equipo de perforación no se puede operar a la rata de bombeo y presión deseadas, una reducción de eficiencia se puede conseguir sacando varias válvulas de succión de la bomba. Se deben seguir las recomendaciones del fabricante con relación a cuales válvulas se sacan para obtener una reducción deseada en la eficiencia de la bomba. Una bomba de alta presión bajo volumen (ejemplo las bombas para cementación) se pueden usar si la rata de bombeo deseada no se puede alcanzar con las bombas del equipo de perforación.

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Si la rata para matar el pozo no se conoce antes de que suceda la arremetida, una presión de rata de bombeo para matar el pozo se puede obtener usando el procedimiento siguiente:

1. Cierre el pozo y registre la presión de cierre de la tubería de perforación y la presión de cierre del casing.

2. Mantenga constante la presión de cierre del casing con el estrangulador y aumente la rata de bombeo hasta un valor deseado.

3. Observe la presión de circulación que se obtiene después que las bombas se han llevado hasta la velocidad de la rata para matar el pozo.

4. La presión de la rata para matar el pozo es igual a la presión de circulación observada menos la presión de cierre de la tubería de perforación.

Obtención de las Presiones de Cierre y los Efectos de la Migración del Gas

Después de que se ha descubierto un kick y el pozo se ha cerrado es necesario determinar la presión de cierre de la tubería para poder determinar la presión de formación y el peso del lodo necesario. La presión de cierre de la tubería de perforación es la cantidad por la cual la presión de formación excede a la presión hidrostática del lodo dentro de la tubería de perforación.

La cantidad de tiempo que se requiere para que la presión de cierre se estabilice depende de la permeabilidad de la roca, el grado de desbalance, el tipo de influjo al hueco, y la profundidad del pozo. En áreas donde la permeabilidad de la roca es baja se requiere una cantidad de tiempo considerable para que la presión de cierre se estabilice.

En algunas situaciones, el gas puede que tienda a migrar hacia arriba por el anular puesto que es más liviano que el lodo. La migración del gas causara que las presiones tanto dentro de la tubería de perforación como del revestidor aumenten. El aumento de la presión que ocurre debido a la migración de gas es una falsa indicación de la cantidad de presión de formación que hay presente.

La presión registrada en el lado del revestidor o de la tubería de perforación que se encuentra en exceso con relación a la presión requerida inicialmente para balancear la presión de formación se le llama presión atrapada. La presión atrapada puede resultar debido a que el pozo se cierre sin parar completamente las bombas o por la migración del gas. La presión atrapada hará que todos los cálculos sean incorrectos.Aunque la presión atrapada puede que no resulte aparente en un examen de rutina de las presiones de cierre, se puede seguir un procedimiento para encontrarla en caso de que se sospeche su existencia

Un procedimiento recomendado para inspeccionar las presiones atrapadas es el siguiente:

1. Libere pequeñas cantidades de lodo (menos de un barril) en el lado del revestidor, entonces cierre el pozo. Si la presión de la tubería de perforación continua disminuyendo cada vez que se libera lodo a través del estrangulador (choke), continúe repitiendo el procedimiento de liberar lodo y luego cerrar bajo la misma secuencia.

2. Si la presión de cierre de la tubería de perforación permanece constante después de dos liberaciones sucesivas de lodo, use estos valores como la verdadera presión de cierre de la

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tubería de perforación. Si se continúa liberando lodo lo único que se consigue es permitir una mayor entrada de fluidos de la formación al pozo.

3. Purgue el lodo en el lado del revestidor solamente en pequeñas cantidades (de 1/4 a 1/2 barril si es posible). Si se liberan grandes cantidades de lodo esto puede permitir una entrada adicional de los fluidos de la formación al pozo.

Hay casos en que una válvula flotadora se encuentra instalada en la sarta de perforación. Una válvula flotadora es una válvula que permite la circulación del lodo en una sola dirección. Cuando hay una válvula flotadora presente en la sarta, naturalmente evita que la presión de la arremetida se registre en la parte superior de la tubería de perforación. En estos casos la presión de cierre de la tubería de perforación se debe encontrar de otra forma.

La presión de cierre de la tubería de perforación se puede encontrar de dos maneras si la válvula flotadora esta en uso. Uno de los métodos que se sugieren es el caso en el cual la rata para matar el pozo se conoce anteriormente a la arremetida. El segundo método sugiere el procedimiento que se puede seguir si las perdidas de presión en el sistema no eran conocidas antes de la arremetida.

Caso 1

La obtención de la presión de cierre en la tubería cuando la rata para matar el pozo es conocida - válvula flotadora en uso.

A. Cierre el pozo, registre la presión de cierre del revestidor y obtenga la presión de la rata de bombeo para matar el pozo del registro del perforador.

B. Mantenga la presión del revestidor constante con el estrangulador y aumente la rata de bombeo hasta la velocidad establecida para matar el pozo.

C. Anote la presión de circulación obtenida con la bomba a esa rata de circulación para matar el pozo.

D. Pare la bomba y cierre el estrangulador. La presión de circulación obtenida con la bomba a la rata para matar el pozo menos la presión de circulación preregistrada a la misma rata de bombeo es la presión de cierre en la tubería de perforación.

Caso 2

La obtención de la presión de cierre de la tubería de perforación cuando la rata de bombeo para matar el pozo es desconocida - válvula flotadora en uso.

A. Cierre el pozo y conecte a la tubería una bomba de bajo volumen y alta presión (una bomba del tipo Halliburton).

B. Comience el bombeo y llene todas las líneas con lodo. Cualquier cantidad de aire que se quede en las líneas causara una falsa lectura de la presión.

C. Aumente la presión de la bomba. Registre la presión obtenida cuando el fluido empieza inicialmente a moverse. El fluido es incompresible, de tal manera que no puede haber ningún movimiento hasta vencer la presión ejercida en el fondo de la válvula flotadora.

D. La presión que se obtiene cuando el fluido inicialmente comienza a moverse es la presión de cierre en la tubería de perforación.

Método del perforador

Se basa en el principio básico de control. Requiere de un ciclo completo para que los fluidos invasores circulen fuera del espacio anular, utilizando el lodo con densidad original a un caudal y presión constante y un estrangulador ajustable (FIGURA 12).

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La secuencia de eventos para el método del perforador son:1. Cierre del pozo2. Abrir el estrangulador y acelerar la bomba hasta que alcance la velocidad adecuada3. Ajustar el estrangulador hasta que la presión anular sea igual a la presión de cierre en la

tubería de revestimiento, manteniendo constante el caudal reducido de circulación.4. Registrar la presión en la tubería de perforación igual a la inicial de circulación.5. Manteniendo constante el bombeo, abrir o cerrar el estrangulador para mantener una presión

constante en el sondeo.6. El lodo de control alcanza el trépano, el lodo de control retorna a superficie, pozo controlado.

Descripción de los eventos En el espacio anular la presión no varía significativamente, durante la etapa de

desplazamiento de la capacidad del sondeo Sólo se observará una pequeña disminución de presión al pasar el fluido invasor del espacio

anular en los portamechas al espacio anular en las barras. Con respecto al volumen en piletas y al caudal, se observará que al circular el kick, ambos

se incrementan. El incremento es similar a la expansión que sufre el gas en su viaje a superficie.

Conforme la burbuja de gas se acerca a superficie, la presión en el espacio anular se incrementa.

La decisión de abrir el estrangulador para abatir esta presión complicará el problema, ya que permitirá la introducción de otra burbuja. Debe comprenderse que el incremento de la presión en el espacio anular sirve para compensar la disminución de la presión hidrostática en el mismo, como resultado de una menor columna de lodo de perforación.

Al momento de desalojar la burbuja de gas es conveniente cerrar el estrangulador ligeramente ya que el gas sufre una expansión súbita, al no tener la carga hidrostática de un fluido. Esto provocaría una disminución en la presión de fondo que puede permitir la entrada de una nueva burbuja.

Cuando el lodo de control alcanza la superficie y las presiones en el sondeo y en el casing son iguales a cero el pozo estará controlado, ya que la densidad original fue suficiente para equilibrar la presión, de lo contrario, utilice el llamado método del ingeniero.

Método de densificar y esperar (del ingeniero)Este método implica cerrar el pozo mientras se espera la preparación de un lodo con densidad adecuada para equilibrar la presión hidrostática con la presión de formación. Sobre todo se recabarán los datos necesarios para efectuar el cálculo de control (FIGURA 13).Secuencia de control:

1. Abra el estrangulador y simultáneamente inicie el bombeo de lodo con densidad de control a caudal reducido.

2. Ajustando el estrangulador, iguale la presión en el espacio anular a la presión de cierre de la tubería de revestimiento.

3. Mantenga la presión en el espacio anular constante, con la ayuda del estrangulador, hasta que la inyección de control llegue al trépano.

4. Cuando llega al trépano lea y registre la presión en el sondeo.5. Mantenga constante la presión en el sondeo. Si aumenta, abra el estrangulador, si disminuye

ciérrelo.6. Continúe circulando, manteniendo la presión en el sondeo constante hasta que la inyección

de control llegue a superficie.7. Suspenda el bombeo y cierre el pozo.8. Lea y registre las presiones en el sondeo y el casing.

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9. Si las presiones son iguales a cero, el pozo está controlado. Si no es así es porque el lodo bombeado no tiene densidad suficiente para igualar la presión de formación. Se repetirá el procedimiento.

Descripción de los eventos Una vez que la inyección está preparada y se empieza a bombear a caudal reducido, la

presión que se registre en el sondeo, será similar a la inicial de circulación sólo en el momento de igualar la del espacio anular con la presión de cierre del sondeo.

Al bombear inyección con densidad de control a través del sondeo, la presión en éste disminuirá paulatinamente hasta un valor denominado presión final de circulación. Será cuando la inyección llegue al trépano.

Una vez que el lodo ha llegado al trépano, la Pfc deberá mantenerse constante hasta que la inyección llegue a superficie. En ese momento la presión en el espacio anular debe ser cero. Se para el bombeo para comprobar si no hay flujo.

Cuando se tiene la presencia del gas expandido cerca de la superficie, la declinación en la presión en el casing cesará y comenzará a incrementarse hasta alcanzar su máxima presión. Esto ocurre cuando la burbuja llega a superficie. Durante el desalojo de la burbuja se observa una disminución en la presión del casing originada por la súbita expansión de ésta. Por ello se recomienda cerrar ligeramente el estrangulador.

A medida que se circula el lodo por el espacio anular, la presión en el sondeo disminuirá hasta alcanzar un valor cercano a cero momento en que el lodo de control llegó a la superficie con el estrangulador totalmente abierto. Esta presión registrada en el sondeo será igual a las pérdidas por fricción.

La pérdida inicial de fricción debida al caudal reducido será igual a la presión reducida en el inicio del desplazamiento. Este valor se mantendrá hasta que el lodo de control entre en el sondeo e irán aumentando conforme el lodo desciende por el sondeo. Cuando el lodo salga del trépano nuevamente se tendrá un incremento en la caída de presión que nuevamente se incrementará hasta que el lodo alcance la superficie. Las pérdidas por fricción estarán presentes siempre durante el bombeo.

Método concurrenteEste método se inicia al circular el lodo con la densidad inicial. Se adiciona densificante para que la inyección alcance el peso de control. Este método requiere circular varias veces el lodo para completar el control del pozo.Secuencia de control:

1. Registre la presión de cierre en el sondeo y el casing.2. Iniciar el control a una presión reducida de circulación constante, hasta totalizar las

emboladas necesarias para llenar el interior del sondeo.3. El operador del estrangulador debe controlar y registrar las emboladas de la bomba y

graficar la densidad del lodo a medida que se va densificando.4. Al llegar al trépano, se tiene la Pfc, por lo que se debe mantener constante hasta que el lodo

densificado llegue a la superficie.

Descripción de los eventosEste método puede utilizarse inmediatamente al conocer las presiones de cierre y sobre todo es recomendable cuando se requiera una densidad de inyección muy alta.El número de circulaciones será función del aumento de la densidad de la inyección, el volumen activo y las condiciones del fluido en el sistema, así como la capacidad de los accesorios y equipos de agitación para preparar grandes cantidades de inyección.

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PRUEBAS DE FORMACION

Se pueden usar dos métodos de prueba:

Prueba de la densidad del lodo equivalente Leak Off Test

Precauciones a tomar antes de la prueba:

1. Circular y acondicionar el lodo para asegurar que la densidad del lodo es homogénea.2. Cambiar el manómetro si es posible a uno de escala con graduaciones menores, para poder

de esta forma tener una lectura mas precisa de las presiones.3. Cerrar el pozo.4. Comenzar a bombear a un régimen muy reducido, ¼ a ½ barril por minuto.5. Registrar presión, tiempo y volumen bombeado.6. Algunos operadores tienen diferentes procedimientos para correr esta prueba, otros pueden

incluir:

a) Incrementar la presión de a 100 lb/pulg2, esperar unos pocos minutos, después incrementar otros 100 lb/pulg2 y seguir así hasta que se alcance ya sea la densidad equivalente o el punto de LOT.

b) Algunos operadores prefieren no bombear a un sistema cerrado. Prefieren circular a través del orificio del manifold y dar contrapresión ajustando el orificio. En este método se debe calcular la perdida de carga anular y sumarla al resultado del test.

A) Prueba a una densidad de lodo equivalente:

1) Esta prueba se hace fundamentalmente en pozos de desarrollo, cuando es conocida la máxima densidad de lodo a usar en el siguiente intervalo.

2) Determinar la densidad de lodo equivalente en lb/galón. Se usan normalmente dos métodos:

Método 1: Adicionar un valor a la densidad máxima necesaria para perforar el intervalo.Ejemplo 1: Determinar la densidad máxima necesaria para perforar el próximo intervalo =11,5 lb/gal mas un factor de seguridad = 1,0 lb/gal.Densidad de lodo equivalente (lb/galón) = Densidad máxima (lb/gal) + Factor de seguridadDensidad de lodo equivalente (lb/galón) = 11,5 lb/gal + 1,0 lb/galDensidad de lodo equivalente (lb/galón) = 12,5 lb/gal

Método 2: Restar un valor al gradiente estimado de fractura en el zapato de la cañería.Densidad de lodo equivalente (lb/galón) = Gradiente de fractura estimado (lb/gal) – Factor de seguridad (lb/gal)

Ejemplo 2: El gradiente de fractura estimado es = 14,2 lb/gal, Factor de seguridad = 1,0Densidad de lodo equivalente (lb/galón) = 14,2 lb/gal – 1,0 lb/gal = 13,2 lb/gal

B) Determinación de la presión en superficie que se usará:

Presión en superficie (psi) = [Densidad de lodo equiv. – Densidad del lodo en uso (lb/gal)] x 0,052 x TVD* del zapato (pies)

Ejemplo 3: Densidad del lodo = 9,2 lb/galProfundidad del zapato = 4.000 piesDensidad de lodo equivalente = 13,2 lb/galPresión en superficie = (13,2 – 9,2) x 0,052 x 4.000Presión en superficie = 832 psi*TVD: es la profundidad vertical del pozo

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C) Prueba de Leak Off Test (LOT):1) Esta prueba se usa básicamente en pozos exploratorios o donde las presiones de fractura no

son conocidas.2) Determinar los gradientes estimados de fractura de una carta de gradientes.3) Determinar la presión estimada de LOT.

Presión estimada de LOT = (Gradiente estimado de fractura - Densidad de lodo en uso) x 0,052 x TVD del zapato cañería

Ejemplo 4: densidad del lodo = 9,6 lb/gal Profundidad del zapato = 4.000 pies Gradiente estimado de fractura = 14,4 lb/gal

Presión estimada de LOT = (14,4 – 9,6) x 0,052 x 4.000 = 998 lb/gal

D) Densidad máxima admisible de lodo a partir del LOT:

Densidad máxima admisible = (presión LOT / 0,052 x TVD del zapato cañería) + densidad lodo en uso

Ejemplo 5: Determinar la densidad máxima admisible a partir de los datos siguientes,Presión LOT = 1.040 psiProfundidad del zapato = 4.000 piesDensidad lodo en uso = 10,0 lb/gal

Densidad máxima admisible = (1040 / 0,052 / 4000) + 10,0 = 15,0 lb/gal

E) Máxima presión anular de cierre (MPAC):

MPAC = (Densidad máxima admisible – Densidad lodo en uso x 0,052) x TVD del zapato cañería

Ejemplo 6: determinar la máxima presión de cierre anular con los siguientes datos:Densidad máxima admisible = 15,0 lb/galDensidad lodo en uso = 12,2 lb/galProfundidad del zapato = 4.000 piesMPAC = (15,0 – 12,2) x 0,052 x 4000 = 582 psi

F) Factor de tolerancia a la surgencia (FTS):

FTS = TVD del zapato cañería / prof. del pozo x (Densidad máxima admisible - Densidad lodo en uso)

Ejemplo 7: determinar el factor de tolerancia (FTS) para el siguiente caso:Densidad máxima admisible (LOT) = 14,2 lb/galDensidad lodo en uso = 10,0 lb/galProfundidad del zapato = 4.000 piesProfundidad del pozo = 10.000 piesFTS = (4000 / 10.000) x (14,2 – 10,0) = 1,68 lb/gal

G) Máxima presión de formación (Pfmax) que puede controlarse cuando se cierra el pozo:

Pfmax = (FTS + Densidad lodo en uso) x 0,052 x TVDEjemplo 8: determinar la máxima presión de cierre para los siguientes datos:

FTS = 1,68 lb/galDensidad del lodo = 10,0 lb/galTVD del pozo = 10.000 pies

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Pfmax = (1,68 + 10,0) x 0,052 x 10.000 = 6.074 psi

H) Altura máxima posible de la columna del fluido ingresado (Hmax) para equilibrar la presión anular máxima de cierre:

Hmax = Máxima presión anular de cierre (MPAC) / (Gradiente del lodo en uso - Gradiente del fluido ingresado)

Ejemplo 9: determinar la altura máxima posible de fluido ingresado necesario para igualar la máxima presión de cierre anular, usando los datos siguientes:

MPAC = 874 psiGradiente del lodo (10,0 x 0,052) = 0,52 lb/gal/pieGradiente del fluido ingresado = 0,12 lb/gal/pieHmax = 874 / (0,52 – 0,12) = 2.185 pies

I) Máximo volumen posible de la columna del fluido ingresado (Vmax) para equilibrar la presión anular máxima de cierre:

Ejemplo 10: determinar el volumen máximo para el caso anterior y la siguiente geometría del pozo:

Diámetro del pozo = 12 1/4 pulgDiámetro de las barras = 5 pulgDiámetro de los portamechas = 8 pulgLongitud portamechas = 500 pies

Capacidad anular pozo-portamechas = 0,0836 barriles/pieCapacidad anular pozo-barras de sondeo = 0,1215 barriles/pie

Paso 1: determinar el volumen alrededor de los portamechas (Vpm)Vpm = 0,0836 bls/pie x 500 pies = 41,8 barriles

Paso 2: determinar el volumen alrededor de las barras (Vbs)Altura sobrante para las barras = 2.185 – 500 = 1.685 piesVbs = 1.685pies x 0,1215 bls/pie = 204,7 barriles

Paso 3: determinar el volumen máximo total para equilibrar la máxima presión anularVmax = 41,8 + 204,7 = 246,5 barriles

J) Ajuste de la máxima presión de cierre anular para un aumento en la densidad del lodo

Máxima presión anular de cierre = Presión LOT - TVD zapato cañería x (Nueva densidad del lodo - Densidad lodo en uso) x 0,052En símbolos: MPAC = PLOT – [D x (2 – 1)] x 0,052Ejemplo 11: para las condiciones del Ejemplo 5, determinar la máxima presión de cierre anular para un lodo incrementado a 12,5 lb/gal:Datos:

Presión LOT (PLOT) = 1.040 psiProf. del zapato (D) = 4.000 piesDens. lodo en uso (1)= 10,0 lb/galDens. lodo nuevo (2) = 12,5 lb/galMPCA = 1040 psi – [4.000 pies x (12,5 lb/gal – 10,0 lb/gal)] x 0,052MPAC = 520 psi

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Apéndice A

API PRACTICA RECOMENDADA RP53

8 MANIFOLD Y LINEAS DE SURGENCIA(CHOKE MANIFOLD Y CHOKE LINES)8.1 GENERALEl manifold de surgencia está compuesto por tuberías de alta presión, conectores, bridas, válvulas y orificios ajustables manuales o hidráulicos. Este manifold puede purgar la presión del pozo a un régimen controlado o puede detener completamente el flujo de fluido, según se requiera.8.2 LINEAMIENTOS PARA LA INSTALACION – MANIFOLD DE SURGENCIA Las prácticas recomendadas para la instalación del manifold de surgencia incluyen:a) El equipamiento del manifold sujeto a presión del pozo o de bombeo (normalmente antes de

los orificios e incluyendo a éstos) debe tener una presión de trabajo igual o mayor que la presión de trabajo de la BOP de esclusas en uso. Este equipamiento debe probarse cuando se instala de acuerdo con lo previsto en la Sección 17.

b) Para presiones de trabajo de 3.000 psi (20,7 MPa) y mayores, pueden usarse en componentes sujetos a la presión del pozo conexiones bridadas, soldadas, con grampas u otras de acuerdo a especificación API 6A.

c) El manifold de surgencia debe emplazarse en una posición fácilmente accesible, preferentemente fuera de la subestructura del equipo.

d) Aunque no se muestra en la ilustración del ejemplo, algunas veces se instalan tanques de descarga en la salida del manifold a fin de purgar las líneas conjuntamente. Cuando se hace esto se debe tener cuidado en evitar fallas o funcionamiento defectuoso.

e) Todas las válvulas del manifold deben ser de pasaje completo (full bore). Se recomienda colocar dos válvulas entre el BOP y el manifold para las instalaciones con presiones de trabajo de 5.000 psi (34,5 MPa) y mayores. Una de estas válvulas debe ser de accionamiento remoto. Durante la operación, todas las válvulas deben estar totalmente abiertas o totalmente cerradas.

f) En los manifolds con presiones de trabajo de 10.000 psi (69,0 MPa), 15.000 psi (103,5 MPa) y 20.000 psi (138,0 MPa) se debe instalar como mínimo un orificio de accionamiento remoto.

g) La configuración del manifold de surgencia debe permitir el desvío del flujo (en el caso de erosión, taponamiento o mal funcionamiento de alguna parte) sin interrumpir el control del flujo.

h) Se debe tener especial cuidado con las propiedades del material en bajas temperaturas en aquellas instalaciones que estarán expuestas a temperaturas inusualmente bajas y deben protegerse del congelamiento con calentamiento, drenándolas, llenándolas con fluidos apropiados u otros medios adecuados.

i) Se deben instalar manómetros adecuados a las presiones de la operación y a los fluidos usados, de forma que las presiones del sondeo y anular puedan registrarse con precisión y fácilmente observados en el lugar donde las operaciones del control del pozo se llevan a cabo.

j) La unidad de control del pozo, ya sea que esté en el manifold de surgencia o alejado del piso de perforación, debe estar en una posición lo mas cómoda posible e incluir todos los monitores necesarios para dar una visión general de la situación de control del pozo. La posibilidad de monitorear y controlar desde la misma ubicación ítems tales como la presión en el standpipe, la presión en el casing, las emboladas de la bomba, etc. Incrementan en gran medida la eficiencia del control del pozo.

k) Se debe controlar el sistema de aire del equipo para asegurar la provisión del volumen y presión necesarios para controles y orificios. Los orificios operados a distancia deben estar equipados con un sistema adicional de emergencia tal como una bomba manual o nitrógeno para usar en el caso que el aire del equipo se interrumpa.

8.3 LINEAMIENTOS PARA LA INSTALACION – MANIFOLD DE SURGENCIA

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8.3.1 La línea y manifold de surgencia proveen un medio de aplicar una contrapresión sobre la formación mientras se desaloja un fluido de formación ingresado al pozo después de un principio de surgencia (kick). Consultar la especificación API 16C para los requerimientos específicos de equipamiento del manifold de surgencia, líneas flexibles de surgencia y líneas articuladas. La línea de surgencia (que conecta el BOP con el manifold) y las líneas después de los orificios, deben ser:

a) Tan rectas como sea posible1. Debido a que puede producirse erosión en las curvas durante la operación, se debe

considerar el uso de protectores de flujo en las curvas y en los bloques ele y tes.. El grado en el cual la curva de la tubería es suceptible de erosión depende del radio de la curva, del caudal, del medio fluido, del espesor de pared de la tubería y del material de la misma. No obstante, en general, las curvas de radio corto (R/d < 10) deben protegerse en la dirección esperada del flujo. Para curvas de radio grande (R/d >10), los protectores son generalmente innecesarios. Las curvas en el sistema del manifold algunas veces tienen espesor de pared mayor que en la parte recta de la tubería (tal como el siguiente Schedule de mayor grado) para compensar el efecto erosivo. Los bloques ele y te a 90 grados deben protegerse en la dirección del flujo.R = Radio de la curva del tubo medido en su eje centrald = Diámetro nominal de la tubería

2. Para líneas flexibles, consultar al manual del fabricante sobre el radio de curvatura mínimo de trabajo para determinar la longitud apropiada y la configuración de trabajo segura.

3. Para líneas articuladas, consultar las especificaciones escritas del fabricante para determinar el grado de movimiento relativo permisible entre puntos extremos.

b) Deben estar firmemente ancladas para evitar movimientos o vibraciones.c) Deben tener un pasaje de suficiente diámetro para evitar excesiva erosión o fricción del fluido.

1. El tamaño mínimo recomendado para líneas del manifold es 2 pulg. (5,08 cm) de diámetro nominal para 3K y 5K y 3 pulg. (7,62 cm) de diámetro nominal para 10K, 15K y 20K.

2. El diámetro nominal mínimo interior para las líneas aguas abajo de los orificios que se recomienda debe ser igual o mayor que el de la conexión nominal de los orificios.

3. Las líneas aguas abajo de los orificios no están normalmente presurizadas (ver Tablas 1 y 2 en referencia a las pruebas).

4. Para perforación con aire o gas, se recomienda un diámetro nominal mínimo de 4 pulg. (10,16 cm).

5. La línea de purga (la línea que no pasa por los orificios) debe ser igual en diámetro al menos a la línea de orificio. Esta línea permite circulación del pozo con los BOP cerrados mientras se mantiene un mínimo de contrapresión. También permite alto caudal de purga del fluido del pozo, para relevar presión del espacio anular con los BOP cerrados.

8.3.2 Las (FIGURAS 14, 15 y 16) ilustran ejemplos de manifolds de surgencia para varias presiones de trabajo. Mejoras o modificaciones tales como válvulas hidráulicas adicionales, niples de desgaste aguas abajo de los orificios, manómetros redundantes, y/o derivadores de las líneas de venteo, serán consecuencia de las condiciones que se anticipan para un pozo particular y del grado de protección deseado. Los lineamientos discutidos e ilustrados representan ejemplos de prácticas de la industria.

8.4 MANTENIMIENTOEl mantenimiento preventivo del conjunto del manifold de surgencia y sus controles debe llevarse a cabo regularmente, controlando particularmente el desgaste y taponamiento o el daño en las líneas. La frecuencia del mantenimiento dependerá del uso. Referirse a la Sección 17 para las recomendaciones para prueba, inspección y mantenimiento general de los sistemas de manifold de surgencia.8.5 REPUESTOS

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Es importante un adecuado suministro de repuestos para los componentes sujetos a desgaste o daño o cuya falla reducirá seriamente la efectividad del manifold o de la línea de surgencia. Se recomienda la estandarización de los componentes para minimizar los inventarios. Aunque el stock varía de equipo a equipo, una recomendación general de una lista de repuestos mínimos incluye:a) Una válvula completa para cada tamaño de válvula instalada.b) Dos juegos de reparación para cada tamaño de válvula utilizada.c) Partes para los orificios ajustables manuales, tales como agujas de flujo, insertos,

empaquetaduras, o-rings, conjuntos de disco y camisas de desgaste.d) Partes para orificios de control remoto.e) Ítems varios tales como mangueras, tubing flexible, cables eléctricos, manómetros, válvulas

pequeñas de control de líneas, reducciones y componentes eléctricos.

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