control de pozos

UNIVERSIDAD NACIONAL AUTNOMA DE MXICO FACULTAD DE INGENIERA

DIVISIN DE INGENIERA EN CIENCIAS DE LA TIERRA

CONTROL DE POZOS

TRABAJO

QUE PARA OBTENER SU TTULO DE:

INGENIERO PETROLERO

PRESENTAN:

CORREDOR JARAMILLO FAVIO MANUEL VALADEZ DUEAS CRISTIAN

DIRECTOR DE TESIS:

ING. ALEJANDRO CORTS CORTS

CIUDAD UNIVERSITARIA, MXICO D. F.

CORREDOR JARAMILLO FAVIO MANUEL

CONTROL DE POZOS

VALADEZ DUEAS CRISTIAN

CONTROL DE POZOS

NDICE

CONTROL DE POZOS i

NDICE

RESUMEN 1

CAPTULO 1 CONCEPTOS GENERALES DEL CONTROL DE POZOS

1.1 INTODUCCIN 3

1.2 CONCEPTOS DEL CONTROL DE POZOS 51.2.1 CONTROL DE POZOS 5

1.2.2 DESCONTROL 5

1.2.3 INFLUJO O BROTE 5

1.3 CONCEPTOS GENERALES DE PRESIN 51.3.1 PRESIN HIDROSTTICA 6

1.3.2 PRESIN DE FORMACIN 6

1.3.3 PRESIN DE SOBRECARGA O PRESIN TOTAL DE FORMACIN

8

1.3.4 PRESIN DE FRACTURA 9

1.3.5 PRESIN DE FONDO EN EL POZO 10

1.3.6 PRESIONES DE CIERRE, PCTP Y PCTR 10

1.4 CAUSAS E INDICADORES DE UN BROTE 111.4.1 CAUSAS DE LOS BROTES 11

1.4.1.1 SUAVEO DEL POZO AL SACAR TUBERA 121.4.1.2 DENSIDAD INSUFICIENTE DEL LODO 121.4.1.3 PERDIDAS DE CIRCULACIN 131.4.1.4 CONTAMINACIN DEL LODO CON GAS 151.4.1.5 LLENADO INSUFICIENTE DURANTE LOS VIAJES 15

1.4.2 INDICADORES DE LOS BROTES 161.4.2.1 EL POZO ACEPTA MENOS LODO O DESPLAZA MAS 16

NDICE

ii CONTROL DE POZOS

EN LOS VIAJES

1.4.2.2 FLUJO SIN CIRCULACIN 181.4.2.3 AUMENTO DE VOLUMEN EN PRESAS 181.4.2.4 AUMENTO EN EL GASTO DE SALIDA 18

CAPTULO 2 EQUIPO PARA EL CONTROL DE POZOS

2.1 INTRODUCCIN 212.2 DEPOSITO ALMACENADOR DE FLUIDO 222.3 ACUMULADORES 222.4 UNIDAD PARA OPERAR PREVENTORES (UNIDAD KOOMAY) 242.5 CABEZAL DE TUBERA DE REVESTIMINETO 252.6 CARRETE DE CONTROL 262.7 PREVENTOR DE ARIETES 272.8 ARIETES ANULARES 28

2.8.1 ARIETE ANULAR PARA PREVENTOR TIPO U 282.8.2 ARIETES AJUSTABLES 292.8.3 ARIETES DE CORTE 292.8.4 ARIETES CIEGOS 30

2.9 PREVENTOR ESFRICO 302.10 CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL 31

2.10.1 LNEAS DE MATAR 312.10.2 MLTIPLE Y LNEAS DE ESTRANGULACIN 32

2.11 ESTRANGULADORES AJUSTABLES 332.12 ESTRANGULADOR HIDRULICO 342.13 CONSOLA DE CONTROL REMOTO 352.14 VLVULAS DE CONTROL 36

2.14.1 VLVULAS DE LA FLECHAS 362.14.2 VLVULAS EN EL PISO DE PERFORACIN 362.14.3 PREVENTOR INTERIOR O VLVULA DE CONTRAPRESIN 372.14.4 VLVULAS DE COMPUERTA 38

2.15 SISTEMA DESVIADOR DE FLUJO (DIVERTERS) 39

NDICE

CONTROL DE POZOS iii

2.16 EQUIPOS PARA LA DETECCIN TEMPRANA DE INFLUJOS 412.16.1 SISTEMA PVT 412.16.2 INDICADORES DE FLUJO EN EL ESPACIO ANULAR (LINEA

DE FLOTE)

42

2.16.3 TANQUE DE VIAJES 432.16.4 DETECTOR DE GAS 43

CAPTULO 3 ANLISIS DE LA HIDRULICA DE POZOS

3.1 INTRODUCCIN 453.2 MODELOS REOLGICOS 45

3.2.1 MODELO DE BINGHAM 463.2.2 MODELO DE LEY DE POTENCIAS 473.2.3 MODELO DE LEY DE POTENCIAS CON PUNTO DE CEDENCIA 47

3.3 CADAS DE PRESIN EN UN SISTEMA 503.3.1 CADAS DE PRESIN POR FRICCIN 51

3.3.1.1 CADAS DE PRESIN POR FRICCIN EN LAS

CONEXIONES SUPERFICIALES 54

3.3.1.2 CADAS DE PRESIN POR FRICCIN EN EL INTERIOR

DE LAS TUBERAS 55

3.3.1.3 CADAS DE PRESIN POR FRICCIN EN EL INTERIOR

DE LA BARRENA 57

3.3.1.4 CADAS DE PRESIN POR FRICCIN EN EL ESPACIO

ANULAR 58

3.4 DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIN 673.4.1 DETERMINACIN DE LA DENSIDAD EQUIVALENTE DE

CIRCULACIN

68

3.5 ANLISIS DE PRESIN POR ENTRADA DE GAS 693.6 ANLISIS DE LA PRESIN DE SUAVEO Y SURGENCIA 75

3.6.1 EFECTO DE SUAVEO Y SURGENCIA 753.6.2 PRESIN DE SUAVEO Y SURGENCIA 763.6.3 PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR LA PRESIN DE SUAVEO

Y SURGENCIA

79

NDICE

iv CONTROL DE POZOS

3.7 LMITES MXIMOS DE PRESIN DENTRO DEL POZO 803.7.1 PRESIONES MXIMAS PERMISIBLES 803.7.2 MXIMA PRESIN PERMISIBLE EN EL ESPACIO ANULAR POR

CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL Y TUBERAS

DE REVESTIMIENTO

81

3.7.3 MXIMA PRESIN PERMISIBLE EN EL ESPACIO ANULAR POR

RESISTENCIA AL FRACTURAMIENTO DE LA FORMACIN

EXPUESTA

82

CAPTULO 4 MTODOS CONVENCIONALES DEL CONTROL DE POZOS

4.1 INTRODUCCIN 834.2 PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DE UN POZO 84

4.2.1 PROCEDIMIENTOS DE CIERRE AL ESTAR PERFORANDO 844.2.2 PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL VIAJAR CON TUBERA DE

PERFORACIN

87

4.2.3 PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL METER O SACAR

HERRAMIENTA

88

4.2.4 PROCEDIMIENTO DE CIERRE SIN TUBERA DENTRO DEL

POZO

88

4.3 ANTECEDENTES TERICOS 894.3.1 MODELO DEL TUBO EN U 894.3.2 COMPORTAMIENTO DEL FLUIDO INVASOR 924.3.3 INFORMACIN REQUERIDA PARA EL CONTROL DE POZOS 954.3.4 CALCULOS REQUERIDOS PARA EL CONTROL DE POZOS 99

4.4 MTODO DEL PERFORADOR 1074.5 MTODO DE DENSIFICAR Y ESPERAR O MTODO DEL INGENIERO 1134.6 MTODO CONCURRENTE 120

CAPTULO 5 MTODOS NO CONVENCIONALES DEL CONTROL DE POZOS

NDICE

CONTROL DE POZOS v

5.1 INTRODUCCIN 1235.2 MTODO DE LUBRICAR Y PURGAR 1235.3 MTODO DE REGRESAR FLUIDOS CONTRAFORMACIONES

(BULLHEADING) 125

5.4 MTODO DE CONTROL DINMICO 1285.5 MTODO DE CIRCULACIN INVERSA 1285.6 TCNICAS ALTERNAS PARA CONTROLAR UN BROTE 130

5.6.1 TCNICA DE DESVIACIN DEL FLUJO 1305.6.2 TCNICA DE ESTRANGULACIN LIMITADA 1325.6.3 MTODO VOLUMTRICO 1345.6.4 TCNICAS PARA UN DESCONTROL SUBTERRNEO 137

5.6.4.1 PROCEDIMIENTO BACHE DE LODO 1405.6.4.2 PROCEDIMIENTO TAPN DE BARITA 142

5.7 MTODOS INADECUADOS PARA CONTROLAR UN POZO 1425.7.1 REGRESAR FLUIDOS A LA FORMACIN 1425.7.2 EMPLEO DE DENSIDAD EXCESIVA 1435.7.3 NIVEL DE PRESAS CONSTANTE 1435.7.4 MANTENER CONSTANTE LA PRESIN EN TR 1435.7.5 LEVANTAR LA BARRENA A LA ZAPATA AL DETECTAR UN

BROTE

144

5.8 RAZONES ESPECIFICAS PARA SELECCIONAR UN MTODO DE CONTROL

144

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 147

APNDICES APNDICE A PROPIEDADES REOLGICAS DE LOS FLUIDOS 151APNDICE B RGIMEN DE FLUJO 157APNDICE C SNUBBING 160APNDICE D GRAFICAS 164APNDICE E HOJA DE CONTROL 171

NDICE

vi CONTROL DE POZOS

APNDICE F TABLAS DE PROBLEMAS Y SOLUCIONES DEL CONTROL DE POZOS

173

APNDICE G EJERCICIOS RESUELTOS DE CONTROL DE POZOS 176

BIBLIOGRAFAS 183

RESUMEN

CONTROL DE POZOS 1

RESUMEN El objetivo de este trabajo es presentar las diversas definiciones y conceptos bsicos que

se requieren para conocer las causas y orgenes de influjos que pueden provocar un

brote y esto nos lleve al descontrol de un pozo. As como tambin describimos la

metodologa convencional y no convencional del control de pozos.

En el control de pozos el estudio de los principios bsicos nos proporciona los

fundamentos, tanto para la solucin de problemas sencillos como de problemas

complejos.

Este trabajo se realizo debido a que en operaciones de perforacin y terminacin de

pozos la deteccin y la toma de decisiones correctas ante la amenaza de un descontrol de

pozo deber ser un tema de primordial importancia para la compaa de perforacin.

El estudio en el control de pozos ha permitido que la industria desarrolle procedimientos

de fcil comprensin para detectar y controlar las amenazas de un descontrol. Es de

extrema importancia que los ingenieros encargados del pozo tengan claros los

procedimientos que se deben llevar a cabo ante estos casos.

Las razones para promover la prevencin apropiada de los brotes y el correcto control de

pozos son diversas. Un pozo descontrolado puede causar los siguientes problemas:

Daos fsicos al personal y/o prdida de vidas humanas. Dao ecolgico al medio ambiente. Perdida econmicas. Dao y/o prdida del equipo de perforacin. Posible prdida de produccin debido al dao a la formacin. Publicidad adversa de la industria petrolera. Mala reputacin de la compaa especialmente en reas pobladas.

RESUMEN

2 CONTROL DE POZOS

La oportuna deteccin de un influjo nos permite actuar de manera apropiada ante la

amenaza de un descontrol, as mismo, al estar preparados podremos tomar las

decisiones correctas y esto se ver reflejado en los tiempos que se requieren en controlar

un pozo, que por costos de renta de equipo son muy valiosos en la industria petrolera, as

como el preservar el medio ambiente y lo ms importante, evitar la prdida de vidas

humanas. Por estas razones es un tema de gran importancia.



1.1 INTRODUCCIN

En los pozos petroleros, durante las etapas de perforacin, terminacin y mantenimiento

de los mismos, existe la probabilidad de que se origine un brote. Esto se debe al

desbalance entre la presin de formacin y presin hidrosttica del fluido de control.

Figura 1-1.

Figura 1-1. Brote de la formacin al pozo.

Si los brotes son detectados a tiempo, aplicando las medidas inmediatas y correctas para

manejarlo en superficie no causa daos industriales, ecolgicos o al personal. Pero en

caso contrario, se incrementan los tiempos y costos de la intervencin.

Si el brote no es detectado a tiempo, y no se aplican las medidas correctas en superficie

para manejarlo o no se tiene integridad en los sistemas superficiales de control; este

puede manifestarse de forma violenta en superficie, con todo el potencial contenido en la

formacin productora y sin poder manejar los fluidos a voluntad. En la industria petrolera,

a esta condicin se le conoce como descontrol de pozo, figura 1-2.

CONTROL DE POZOS 3

CONCEPTOS GENERALES DEL CONTROL DE POZOS CAPTULO 1

Figura 1-2. Descontrol de pozo.

En algunos de los casos un descontrol puede alcanzar la magnitud de siniestro, figura 1-3,

causando la prdida total del equipo, del mismo pozo y daos severos al personal, al

entorno social y ecolgico.

Figura 1-3. Siniestro de un descontrol de pozos en plataforma.

Si bien, la ocurrencia de los brotes confirma la presencia de hidrocarburos, es sumamente

importante que durante la intervencin en un pozo, cualquiera que sea su objetivo, se

eviten estos eventos mediante la aplicacin de sistemas adecuados de:

Fluidos de perforacin. Conexiones superficiales de control.

4 CONTROL DE POZOS


CONTROL DE POZOS 5

Equipos superficiales de medicin de parmetros. Practicas operativas. Personal debidamente capacitado y entrenado.

En el control de pozos, el anlisis de los principios bsicos permite la solucin tanto de

problemas sencillos como complejos.

1.2 CONCEPTOS DEL CONTROL DE POZOS En este captulo se presentan definiciones y conceptos bsicos que se requieren para

conocer las causas y orgenes de influjos que pueden provocar un brote y esto nos lleve

al descontrol de un pozo. En el control de pozos el estudio de los principios bsicos nos

proporciona los fundamentos para la comprensin de los fenmenos que se presentan al

descontrolarse un pozo y as poder tomar las decisiones correctas para su control.

1.2.1 CONTROL DE POZOS La definicin de control de pozos es, mantener la presin de formacin debajo de la

presin ejercida por el gradiente hidrosttico generado por un fluido de control.

1.2.2 INFLUJO O BROTE

Es la entrada de fluidos provenientes de la formacin al pozo, generado por un

desbalance entre la presin de formacin y la presin hidrosttica del fluido de control.1

1.2.3 DESCONTROL Se le llama descontrol al influjo de fluidos que no puede manejarse a voluntad dado un

problema en las conexiones superficiales de control o debido una respuesta tarda o

alguna tcnica mal empleada.

1. Referencias bibliogrficas al final de cada captulo.


1.3 CONCEPTOS GENERALES DE PRESIN

A continuacin sern descritos los conceptos que estarn involucrados en el manejo y

control de las presiones.

1.3.1 PRESIN HIDROSTTICA

Es la presin ejercida por una columna de fluido, debido a su densidad y altura vertical.

Siendo su frmula en el sistema mtrico decimal:

Ec. 1.1

Donde:

- P: Presin, [kg / cm2]

- D: Densidad, [gr / cm3]

- H: Profundidad, [m]

1.3.2 PRESIN DE FORMACIN

Es la presin de los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una roca,

tambin se le llama presin de poro, figura 1-4.

6 CONTROL DE POZOS


Figura 1-4. Presin de formacin.

Las presiones de formacin se clasifican en, figura 1-5:

a) Normales.

b) Subnormales.

c) Anormales.

Figura 1-5. Clasificacin de las presiones de formacin.

La severidad de un brote depende de varios factores, uno de los ms importantes es la

permeabilidad de la roca. Una roca con alta permeabilidad y porosidad tendr ms

posibilidad de provocar un brote que una roca con baja permeabilidad y porosidad.

a) FORMACIONES CON PRESIN NORMAL

Son aquellas que se pueden controlar con densidades del agua salada. Las densidades

del fluido requerido para controlar estas presiones es el equivalente a un gradiente de

0.100 a 0.108 [(kg / cm2) / m].

Para conocer la "normalidad" o "anormalidad" de las presiones en cierta rea, se deber

establecer el gradiente del agua congnita en las formaciones de esa regin, conforme el

contenido de sales disueltas.

b) FORMACIONES CON PRESIN SUBNORMAL

Son aquellas que se pueden controlar con una densidad menor que la de agua dulce,

equivalente a un gradiente menor de 0.100 [(kg / cm2) / m].

Una posible explicacin de la existencia de tales presiones en las formaciones, es

considerar que el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otras vas del yacimiento,

causando su depresionamiento.

CONTROL DE POZOS 7


c) FORMACIONES CON PRESIN ANORMAL

Son aquellas en que la presin de formacin es mayor a la que se considera como

presin normal. Las densidades de fluidos requeridos para controlar estas presiones

equivalen a gradientes hasta de 0.224 [(kg / cm2) / m].

Estas presiones se generan usualmente por:

a) La compresin que sufren los fluidos de la formacin debido al peso de los

estratos superiores, debido a la baja compactacin.

b) La compresin que sufren los fluidos de la formacin debido a la compresibilidad

de la roca, esto se presenta despus de la zona de transicin.

Las zonas de presin de formacin anormales se originaron durante el proceso de

depositacin y compactacin, formndose una barrera impermeable que impidi la

liberacin del agua de la formacin por debajo de esta barrera. Esta barrera impermeable

se form debido a que el proceso de sedimentacin y compactacin ocurri a un ritmo

ms rpido que el movimiento ascendente del agua. Consecuentemente, la porosidad de

la formacin abajo de esta barrera impermeable difiere de la tendencia normal, figura1-6.

Figura 1-6. Distribucin de porosidades y presiones en la formacin.

8 CONTROL DE POZOS


1.3.3 PRESIN DE SOBRECARGA O PRESIN TOTAL DE FORMACIN

Es el peso de los materiales que se ejerce en un punto determinado en la profundidad de

la tierra.

La frmula para conocer la presin de sobrecarga, SC, es:

Ec. 1.2

En donde los valores empleados son el promedio de la densidad del agua contenida en

los poros y el promedio de la densidad de los granos minerales.

Esta presin se debe al peso de las rocas junto con los fluidos que contienen. Es

conveniente su determinacin, ya que con frecuencia ocurren variaciones considerables.2

Las rocas dentro del subsuelo promedian de 2.16 a 2.64 [gr / cm3]

1.3.4 PRESIN DE FRACTURA

Es la presin a la cual se presenta una falla mecnica de una formacin, originando

perdida de lodo hacia la misma, esta puede ser parcial o total.

Aunque los trminos presin de fractura y gradiente no son tcnicamente lo mismo, a

menudo se emplean para designar lo mismo. La presin de fractura se expresa como un

gradiente en [(kg / cm2) / m], [psi / pie] en [kg / cm2], [psi]. Los gradientes de fractura

usualmente se incrementan con la profundidad.

Existen mtodos directos e indirectos para calcular los gradientes de fractura de la

formacin. Los directos son propuestos por los autores:

- Hubert y Willis.

- Matthews y Kelly.

CONTROL DE POZOS 9


10 CONTROL DE POZOS

- Eaton.

Por otro lado el mtodo indirecto se evala en campo para determinar el gradiente de

fractura, denominado "Prueba de Goteo".

PRUEBA DE GOTEO

Para determinar el gradiente de fractura de la formacin se realiza la prueba denominada

"de goteo", con la finalidad de proporcionar con bastante confianza el gradiente de

fractura de la formacin, y as definir la mxima presin permisible en el pozo cuando

ocurre un brote, densidad de lodo mxima a usarse y el asentamiento de las

subsecuentes tuberas de revestimiento.

La razn fundamental de la prueba de goteo es encontrar la presin a la cual la formacin

inicia a admitir fluido de control sin provocar fracturamiento de la formacin. El resultado

ser la suma de la presin ejercida por la columna hidrosttica del fluido empleado ms la

presin del manmetro al represionar.

La presin a manejar en la superficie depender del valor de la columna hidrosttica que

se utilice en el pozo; a mayor densidad del lodo, menor presin se requerir en la

superficie.

La mxima presin permisible a la fractura es una limitante en lo referente a control de

pozos. Si sta se rebasa cuando ocurre un brote puede ocurrir un reventn subterrneo,

pudiendo alcanzar la superficie por fuera de la TR.3

1.3.5 PRESIN DE FONDO EN EL POZO Cuando se perfora un pozo se imponen presiones sobre los costados del agujero y la

mayor presin es la que ejerce la presin hidrosttica del lodo de perforacin. Sin

embargo, la presin requerida al circular el lodo por el espacio anular tambin acta sobre

las paredes del agujero. Esta presin a condiciones dinmicas pocas veces excede los 14

[kg/cm2]. Pero otras presiones adicionales se originarn por la contrapresin del lodo del


CONTROL DE POZOS 11

espacio anular por efectos de gravedad o por el movimiento de tubera causado por

suaveo y surgencia.4

1.3.6 PRESIONES DE CIERRE, PCTP Y PCTR Cuando se cierra un pozo, el intervalo aportado seguir fluyendo hasta que las presiones

hidrosttica y de formacin se equilibren y estabilicen, lo cual puede llevar algunos

minutos, dependiendo del tipo de fluido invasor y de la permeabilidad de la roca. Una vez

estabilizado el pozo, las presiones de cierre sern el resultado de la diferencia entre la

presin hidrosttica y la presin de formacin.

En la mayora de los casos, la Presin de cierre en la tubera de revestimiento (PCTR)

ser ms alta que la Presin de Cierre en la Tubera de Perforacin (PCTP). Esto se debe

a que los fluidos de la formacin con mayor facilidad fluyen al espacio anular,

desplazando al lodo y disminuyendo su columna hidrosttica, lo que no ocurre

comnmente con el lodo del interior de la sarta, por lo que generalmente se toma el valor

de PCTP como el ms confiable para calcular la densidad de control. Sin embargo, debe

sealarse que existen situaciones ocasionales, donde la presin de cierre en la TP no es

muy confiable. Tal caso ocurre cuando se present un brote al estar perforando y no fue

detectado oportunamente.

La descompensacin de columnas puede ser tan grande que al cerrar el pozo, la columna

de la TP est parcialmente vaca y no haya presin (PCTP = 0). Posteriormente, al ser

rellenada la TP (con el fluido invasor) se tendr una represin (PCTP distinta de cero) que

al calcular la densidad de control dar un valor errneo. Cmo se observa, este control

estar destinado, desde sus inicios, a generar problemas adicionales.5

1.4 CAUSAS E INDICADORES DE UN BROTE

Al momento de ocurrir un brote, el lodo en primera instancia es desplazado fuera del

pozo, si el brote no es detectado ni corregido a tiempo, el problema se puede complicar

hasta llegar a producir un reventn.


En la deteccin oportuna del brote, se puede tener hasta un 98 % de probabilidades de

controlarlo.

1.4.1 CAUSAS DE LOS BROTES

Durante las operaciones de perforacin, se conserva una presin hidrosttica ligeramente

mayor ala de formacin. De esta forma se previene el riesgo de que ocurra un influjo. Sin

embargo, en ocasiones, la presin de formacin exceder la hidrosttica y ocurrir un

influjo, esto se puede originar por diversas causas6:

Suaveo del pozo al sacar tubera. Densidad insuficiente del lodo. Perdidas de circulacin. Contaminacin del lodo con gas. Llenado insuficiente durante los viajes.

1.4.1.1 SUAVEO DEL POZO AL SACAR LA TUBERA

El efecto de suaveo o sondeo se refiere a la accin

que ejerce la sarta de perforacin dentro del pozo,

cuando se mueve hacia arriba a una velocidad

mayor que la del lodo. Esto origina que el efecto

sea mucho mayor. Si esta reduccin de presin es

lo suficientemente grande como para disminuir la

presin hidrosttica efectiva a un valor por debajo

del de la formacin, dar origen a un desequilibrio

que causara un influjo, figura 1-7.

Figura 1-7. Efecto de suaveo

en la tubera.

1.4.1.2 DENSIDAD INSUFICIENTE DEL LODO

Esta es una de las causas predominantes que originan los brotes. En la actualidad se ha

enfatizado en perforar con densidades de lodo mnimas necesarias de control de presin

12 CONTROL DE POZOS


CONTROL DE POZOS 13

de formacin, con el objetivo de optimizar las velocidades de perforacin. Pero se deber

tener un especial cuidado cuando se perforen zonas permeables ya que, los fluidos

pueden dar alcance al pozo y producir un influjo.

Los influjos causados por densidades insuficientes de lodo pudieran ser fciles de

controlar con solo incrementar la densidad del lodo de perforacin, pero a continuacin se

mencionan las razones por las cuales no es lo ms adecuado:

- Se puede exceder el gradiente de fractura.

- Se incrementa el riesgo de pegaduras por presin diferencial.

- Se reduce significativamente la velocidad de penetracin.

Las variables que influyen en el efecto de suaveo son:

- Velocidad de extraccin de la tubera.

- Reologa del lodo.

- Geometra del pozo.

- Estabilizadores de la sarta.

1.4.1.3 PRDIDAS DE CIRCULACIN

Son uno de los problemas ms comunes durante la perforacin. Si la prdida de

circulacin se presenta durante el proceso de perforacin, se corre el riesgo de tener un

influjo y este se incrementa al estar en zonas de alta presin o en el yacimiento, en pozos

delimitadores y exploratorios. Al perder la columna de lodo, la presin hidrosttica

disminuye al punto de permitir la entrada de fluidos de la formacin al pozo, ocasionando

un influjo.

La prdida de circulacin es la reduccin o ausencia total de flujo de fluido por el espacio

anular comprendido entre la formacin y la tubera de revestimiento, o entre la tubera de

revestimiento y la tubera de produccin, cuando se bombea fluido en sentido

descendente por la columna de perforacin o la tubera de revestimiento.


La prdida de circulacin de fluido constituye un peligro conocido durante las operaciones

de perforacin efectuadas en yacimientos de alta permeabilidad, en zonas agotadas, y en

formaciones dbiles o naturalmente fracturadas, figura 1-8. La circulacin puede

deteriorarse incluso cuando las densidades de los fluidos se mantengan dentro de los

mrgenes de seguridad habituales; gradiente menor que el gradiente de fracturamiento de

la formacin. Detener las prdidas de circulacin antes de que estn fuera de control es

crucial para el logro de operaciones seguras.

Figura 1-8. Zonas potenciales donde pueden ocurrir las prdidas de circulacin.

Si bien en la industria definen a la prdida de circulacin de distintas maneras, en general

puede ser clasificada como filtracin cuando las prdidas son inferiores a 1.5 [m3 / h]. Las

prdidas de retorno parciales implican prdidas de ms de 10 [Bls / h], pero algo de fluido

retorna a la superficie.7

Durante la prdida de circulacin total, no sale ningn fluido del espacio anular. En este

caso extremadamente severo, el pozo quizs no retenga una columna de fluido aunque

se detengan las bombas de circulacin.

14 CONTROL DE POZOS


Si el pozo no permanece lleno de fluido, la altura vertical de la columna de fluido se

reduce y la presin ejercida sobre la formacin expuesta disminuye. En consecuencia,

otra zona puede fluir dentro del pozo mientras la zona de prdida primaria est admitiendo

fluido. En casos extremos, puede producirse la prdida del control del pozo, con

consecuencias catastrficas.

Figura 1-9. Influjo por prdidas de circulacin.

1.4.1.4 CONTAMINACIN DEL LODO CON GAS

Los influjos tambin se pueden originar por la reduccin en la densidad del lodo en la

presencia del gas de la roca cortada con la barrena. Al perforar demasiado rpido, el gas

contenido en los recortes, se libera ocasionando la reduccin en la densidad del lodo. Eso

reduce la presin hidrosttica en el pozo, permitiendo que una cantidad considerable de

gas entre al pozo.

El gas se detecta en la superficie bajo la forma de lodo cortado y una pequea cantidad

de gas en el fondo representa un gran volumen en la superficie. Los influjos que ocurren

CONTROL DE POZOS 15


16 CONTROL DE POZOS

por esta causa terminan transformndose en un descontrol por lo que al detectar este

influjo se recomienda8:

- Reducir el ritmo de penetracin.

- Aumentar el gasto de circulacin.

- Circular el tiempo necesario para desgasificar el lodo.

1.4.1.5 LLENADO INSUFICIENTE DURANTE LOS VIAJES

A medida que la tubera se saca del pozo, el nivel de lodo disminuye por el volumen que

desplaza el acero en el interior del pozo. Conforme se extrae la tubera y el pozo no se

llena con lodo, el nivel del mismo decrece y por consecuencia tambin la presin

hidrosttica. Esto se torna crtico cuando se saca herramienta de mayor desplazamiento

como lo son: los lastrabarrenas y la tubera pesada de perforacin (Heavy Weight).

De acuerdo con las normas API-16D y API-RP59, al estar sacando la tubera, debe

llenarse el espacio anular con lodo antes de que la presin hidrosttica de columna de

lodo acuse una disminucin de 5 [kg / cm2], en trminos prcticos cada cinco lingadas de

tubera de perforacin.

1.4.2 INDICADORES DE LOS BROTES Al momento de ocurrir un brote, el lodo es desplazado fuera del pozo. Los indicadores

definidos de que el lodo est fluyendo fuera del pozo son: aumento del volumen en

presas, aumento en el gasto de salida mientras se est circulando con gasto constante,

flujo del pozo tenindose la bomba parada y el hecho de que el pozo acepte menos lodo o

fluya de l ms lodo que el calculado para el viaje. Otros indicadores de la presencia de

un brote son:

El pozo acepta menos lodo o desplaza ms en los viajes. Flujo sin circulacin. Aumento de volumen en presas. Aumento en el gasto de salida.


CONTROL DE POZOS 17

1.4.2.1 EL POZO ACEPTA MENOS LODO O DESPLAZA MAS EN LOS VIAJES

Cuando se realiza un viaje (introduccin o extraccin de tubera) es ms difcil detectar un

brote. En cualquiera de los dos casos, para poder detectar un brote en sus inicios, es

necesario llevar un control de la cantidad de tubera introducida o sacada del pozo y el

correspondiente volumen de lodo desplazado o requerido para su llenado

correspondiente.

Al meter tubera dentro del pozo, se desplazar lodo hacia fuera. El volumen de lodo

desplazado deber ser igual al volumen de acero de la tubera introducida. Si el volumen

desplazado es mayor que el volumen del acero, entonces fluidos de la formacin estarn

entrando al pozo forzando el lodo hacia afuera, es decir estar ocurriendo un brote. Si el

volumen del lodo desplazado es menor que el volumen de acero de la tubera introducida,

entonces se tendr prdida de circulacin. En caso de que se est sacando tubera del

pozo, se debe aadir lodo para que vaya ocupando el espacio previamente ocupado por

la tubera que ya se sac. El volumen de lodo requerido para llenar el pozo, debe ser igual

al volumen de acero que ha sido extrado. Si por el contrario, se requiere una cantidad

menor para llenar el pozo, entonces se tendr una indicacin de que est ocurriendo un

brote. Ahora bien si la cantidad de lodo necesaria para llenar el pozo es mayor que el

volumen de acero extrado, entonces se tendr una prdida de lodo. La extraccin de

tubera es una operacin ms crtica que su introduccin, debido a los efectos de suaveo

y de llenado del pozo. En otras palabras, tanto el efecto de suaveo como el de llenado

ocasional del pozo, reducen la presin en el fondo y esto puede originar que ocurra un

brote. Ambas operaciones de viaje, requieren que se determine el volumen del acero de la

tubera. El mtodo que se prefiere para su clculo es a partir de las tablas de

desplazamiento, para el tamao y peso de la tubera en particular que se va a sacar o

meter. Otra manera es aplicando la formula correspondiente.

El volumen real requerido para llenar al pozo puede medirse mediante:

1) Tanque de viajes.

2) Medidor de gasto.


18 CONTROL DE POZOS

3) El cambio en el nivel en las presas.

4) El contador de emboladas.

Cuando se mete tubera, el tanque de viajes deber utilizarse, para medir el volumen de

lodo desplazado del pozo, dependiendo de la forma en que estn hechas las conexiones.

Es aconsejable que el tanque de viajes est dispuesto de tal manera que se pueda utilizar

para medir el volumen de lodo llenado o desplazado del pozo. Pueden instalarse

medidores de gasto de tal manera que midan el volumen bombeado dentro del pozo o el

volumen de lodo desplazado. El nivel de la presa de Iodos debe ser sensible a los

cambios en el volumen de lodo; sin embargo debe recalcarse que se necesita un volumen

grande de lodo para que el cambio pueda ser notorio, especialmente en presas con un

rea bastante grande. El determinar el volumen de lodo contando el nmero de

emboladas puede hacerse solamente cuando se est llenando el pozo. No puede

utilizarse cuando se est metiendo tubera y sta desplaza lodo del pozo, puesto que este

lodo no pasa a travs de la bomba.

1.4.2.2 FLUJO SIN CIRCULACIN

La indicacin ms definida de un brote, es un pozo fluyendo teniendo las bombas

paradas. Si el indicador as se manifiesta, es seguro que un brote est en camino; atender

un pozo de esta manera se le conoce como "observar el pozo". Las bombas de lodo son

detenidas y el espacio anular es observado para determinar si el pozo fluye. Cuando se

observa el pozo, la prctica normal consiste en subir la sarta de perforacin de manera

que la flecha se encuentre arriba de la mesa rotatoria. Antes de poder observar si existe

flujo, debe llenarse con lodo el espacio anular, en caso de que no est lleno.

1.4.2.3 AUMENTO DE VOLMEN EN PRESAS

Suponiendo que no se aada fluido ni a los tanques ni a las presas de lodo, una ganancia

en el volumen de cualquiera de estos, al estar perforando, es un signo seguro de que se

tiene un brote. Existe equipo de medicin de volumen que debe tenerse en las presas y

los tanques de lodo y que hace sonar una alarma indicadora si el nivel de lodo aumenta o

disminuye una cantidad prefijada. Tambin hay disponible, accesorios que mantienen un


CONTROL DE POZOS 19

registro constante del volumen en presas. A estos se les conoce como totalizadores de

volumen en presas y los hay en diferentes marcas y modelos.

1.4.2.4 AUMENTO EN EL GASTO DE SALIDA

Un aumento en el gasto normal de salida es tambin una indicacin de que est

ocurriendo un brote, que a su vez est empujando lodo adicional fuera del pozo. Esta

situacin puede ser detectada observando el flujo del lodo a travs de la temblorina y

cualquier cambio fuera de lo normal; existen equipos medidores de gasto, que pueden

detectar esas variaciones en forma automtica.9

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS

1. Petrleos Mexicanos. Pemex Exploracin y Produccin. Un Siglo de la Perforacin en Mxico. Tomo 13 - Control de Brotes.

2. Adams, Neal. Drilling Engineering. Pennwell Books, 1985. 3. Petrleos Mexicanos PEP-UPMP. Programa de Acreditacin en Control de Pozos, Wellcap. 4. Petrleos Mexicanos. Pemex Exploracin y Produccin. Un Siglo de la Perforacin en Mxico. Tomo 13 -

Control de Brotes. 5. Petrleos Mexicanos PEP-UPMP. Programa de Acreditacin en Control de Pozos, Wellcap. 6. Petrleos Mexicanos PEP-UPMP. Programa de Acreditacin en Control de Pozos, Wellcap. 7. Raafat Abbas Haitham Jarouj, Abu Dhabi, Emiratos rabes Unidos. Steve Dole, EnCana Corporation. Effendhy

Hendri Junaidi, P.T. Caltex Pacific Indonesia, Duri Indonesia. Steve McCraith, Nigel Shuttleworth, Klass van der

Plas. Shell U.K. Exploration and Production, Aberdeen Escocia. Una red de seguridad para controlar las prdidas de circulacin. Schlumberger. 2004.

8. Petrleos Mexicanos PEP-UPMP. Programa de Acreditacin en Control de Pozos, Wellcap. 9. Petrleos Mexicanos PEP-UPMP. Programa de Acreditacin en Control de Pozos, Wellcap.


CONTROL DE POZOS 21

CAPITULO 2 EQUIPO PARA EL CONTROL DE POZOS1

2.1 INTRODUCCIN La instalacin y operacin de los sistemas y equipos de control de pozos resultan ser

actividades de vital importancia, ya que sus prcticas deben realizarse con el nivel de

seguridad requerido, reduciendo al mnimo los riesgos de un accidente o de un impacto

adverso al entorno.

Para conseguir el objetivo de salvaguardar la seguridad del personal que desarrolla las

actividades sustantivas en diferentes campos del sistema petrolero nacional es necesario

proporcionar capacitacin a todo el personal tcnico-operativo, as como estandarizar sus

instalaciones, mtodos, procedimientos, tecnologas y equipos.

Las prcticas recomendadas API RP-16E del Instituto Americano del Petrleo y el

Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS por sus siglas en ingls),

establecen los requerimientos que se debern tener en cuenta para la seleccin de una

adecuada unidad de cierre en funcin al tamao, tipo y nmero de elementos hidrulicos

que sern operados para lograr un cierre. Los elementos bsicos de un sistema de control

son:

Deposito almacenador de fluido. Acumuladores Fuentes de energa. Unidad para operar preventores (Bomba Koomey). Consolas de control remoto. Vlvula de control para operar los preventores.

EQUIPO PARA EL CONTROL DE POZOS CAPTULO 2

22 CONTROL DE POZOS

2.2 DEPOSITO ALMACENADOR DE FLUIDO Cada unidad de cierre tiene un depsito de fluido hidrulico, el cual debe tener cuando

menos el doble de la capacidad del banco de acumuladores. Por su diseo de fabricacin

rectangular, cuenta con dos tapones de 4 [pg] en cada extremo, que al quitarlos permite

observar el interior cuando se inspeccionan las descargas de las vlvulas de cuatro pasos

(ram-lock).

Por la parte inferior del depsito, salen en forma independiente las lneas de succin para

las bombas hidroneumticas y la bomba hidroelctrica. Al tanque de almacenamiento

descargan las lneas de las vlvulas de seguridad, en caso de presentarse un incremento

de presin dentro del sistema. Debe utilizarse un fluido hidrulico (aceite lubricante MH-

150; MH-220, turbinas-9) que no dae los sellos de hule que tenga el sistema de cierre.

Para ambiente con temperaturas menores a 0 [C], deber agregarse un volumen

suficiente de glicol al fluido de operacin que contenga agua.

2.3 ACUMULADORES Los acumuladores son recipientes que almacenan los fluidos hidrulicos bajo presin. Los

trminos acumulador y unidad de cierre con frecuencia son empleados en forma

intercambiable.

Precisando, una unidad de cierre es una manera de cerrar el preventor, mientras que un

acumulador es una parte del sistema que almacena fluido hidrulico bajo presin, para

que este acte hidrulicamente en el cierre de los preventores. Por medio del gas

nitrgeno comprimido, los acumuladores almacenan energa, la cual ser usada para

efectuar un cierre rpido.

Existen dos tipos de acumuladores, figura 2-1:

Tipo separador: usa un diagrama flexible, el cual es de hule sinttico, resistente y separa completamente la precarga de nitrgeno del fluido hidrulico.


Tipo flotador: utiliza un pistn flotante para separar el nitrgeno del fluido hidrulico.

Figura 2-1. Tipos de acumuladores.

Capacidad volumtrica. Como un requerimiento mnimo, todas las unidades de cierre debern estar equipadas de un banco de acumuladores con suficiente capacidad

volumtrica para suministrar un volumen usable de fluido para cerrar un preventor de

arietes, un preventor anular, ms el volumen requerido para abrir la vlvula hidrulica de

la lnea de estrangulacin (con las bombas paradas).

El volumen utilizable de fluido se define como el volumen lquido recuperable de los

acumuladores a la presin de operacin que contengan y 14 [kg / cm2] por arriba de la

presin de precarga de los mismos. La presin de operacin del banco de acumuladores

es la presin a la cual son cargados con fluido hidrulico.

Tiempo de respuesta: El banco de acumuladores deber accionar el sistema para que cada preventor de arietes cierre en un tiempo no mayor de 30 [seg].

El tiempo de cierre para preventores anulares menores de 20 [pg] de dimetro no deber

ser mayor de 30 [seg]. Si el preventor anular tiene ms de 20 [pg] de dimetro deber

cerrarse en 45 [seg].

Las prcticas recomendadas API RP-53 sealan que los sistemas acumuladores deben

tener una cantidad mnima de fluido igual a tres veces el volumen requerido para cerrar el

preventor anular ms un preventor de arietes. Esto ofrecer un margen de seguridad igual

CONTROL DE POZOS 23


a 50 %. Una regla emprica aplicada en el campo petrolero sugiere tres veces el volumen

necesario para cerrar todos los preventores instalados.

Por su parte, el MMS establece que debe tenerse una cantidad mnima de fluido

equivalente a 1.5 veces la cantidad necesaria para cerrar todo el arreglo de preventores

instalados, dejando un margen de 14 [kg/cm2] por arriba de la presin de precarga de los

acumuladores.

2.4 UNIDAD PARA OPERAR PREVENTORES (BOMBA KOOMEY) La bomba Koomey es un conjunto hidrulico, neumtico, mecnico y elctrico. Su funcin

es mantener una presin acumulada para operar en emergencias el cierre de los

preventores.

Figura 2-2. Bomba Koomey.

Para efectuar el cierre de los preventores por medio de la bomba Koomey, se puede

hacer con los acumuladores, con la bomba hidrulica triplex o con las bombas neumticas

y con el paquete de energa auxiliar.

Las bombas son instaladas de tal manera que cundo la presin en los acumuladores

baje al 90% de la presin de operacin, se active un interruptor electromagntico y

arranquen automticamente para restablecer la presin.

24 CONTROL DE POZOS


En las plataformas marinas, deber tenerse un tablero de control remoto en la oficina del

superintendente y una consola adicional ubicada en el muelle que est situado a favor de

los vientos dominantes.

2.5 CABEZAL DE TUBERA DE REVESTIMIENTO El cabezal de tubera de revestimiento forma parte de la instalacin permanente del pozo

y se usa para anclar y sellar alrededor de la siguiente sarta de tubera de revestimiento.

Figura 2-3. Cabezal de tubera de revestimiento.

Por diseo, puede ser roscable, soldable o bridado; adems, se utiliza como base para

instalar el conjunto de preventores.

Las salidas laterales del cabezal pueden utilizarse para instalar las lneas secundarias

(auxiliares) de control y su uso deber limitarse para casos de emergencia estrictamente.

Cuando las lneas no estn instaladas, es recomendable disponer de una vlvula y un

manmetro en dichas salidas.

La norma API-6A establece las siguientes especificaciones para el cabezal de tubera de

revestimiento:

- La presin de trabajo deber ser igual o mayor que la presin superficial mxima

que se espere manejar.

CONTROL DE POZOS 25


- Resistencia mecnica y capacidad de presin acordes a las bridas API y a la

tubera en que se conecte.

- Resistencia a la flexin (pandeo) ser igual o mayor que la tubera de

revestimiento en que se conecta.

- Resistencia a la compresin para soportar las siguientes TR's que se van a

colocar.

2.6 CARRETE DE CONTROL

El carrete de control se instala para conectar las lneas primarias de matar y estrangular

en un conjunto de preventores. El API-RP-53 recomienda que estas lneas se conecten a

un preventor con salidas laterales, eliminando con esto el carrete de control, con la gran

ventaja de disminuir la altura del conjunto de preventores, as como el nmero de bridas

que, como se mencion, es el punto ms dbil del conjunto.

Figura 2-4. Carrete de control.

Sin embargo, en la mayora de los casos se prefiere usar un carrete, ya que, como estn

sujetos a la erosin, resulta ms econmico eliminar un carrete que un preventor; tambin

se dispone de mayor espacio entre preventores, lo que facilita la introduccin de la tubera

a presin.

A continuacin mencionaremos las especificaciones para los carretes de control.

- Para rangos de presin de 2000 y 3000 [Ib / pg2] las salidas laterales deben tener

un dimetro interior mnimo de 2 [pg] y ser bridadas o de grampa.

26 CONTROL DE POZOS


- El dimetro interior debe ser por lo menos igual al del ltimo cabezal instalado en

el pozo.

- Es conveniente tener instalado un preventor de arietes en la parte inferior del

carrete de control.

- Para los rangos de presin de trabajo 5000, 10000 y 15000 [Ib/pg2] las salidas

deben ser de un dimetro interior mnimo de 2 [pg] para la lnea de matar y de 3

[pg] para la lnea de estrangular.

- El rango de presin de trabajo debe ser acorde al conjunto de preventores.

- Las salidas laterales de los cabezales no deben usarse para conectar las lneas

primarias de matar y estrangular, con el objeto de evitar el dao que por erosin se

puede provocar a la instalacin definitiva al pozo. Estas salidas pueden ser

utilizadas como lneas auxiliares (secundarias) de matar y estrangular, debiendo

limitar su uso al tiempo mnimo posible cuando ocurran fallas en ellas.

2.7 PREVENTOR DE ARIETES

El preventor de arietes tiene como caracterstica principal el poder utilizar diferentes tipos

y medidas de arietes, segn se requiera en los arreglos de los conjuntos de preventores, y

por su diseo es considerado como el ms seguro.

Figura 2-5. Preventor de arietes anulares.

Otras caractersticas son:

- El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble.

CONTROL DE POZOS 27


- Puede instalarse en pozos terrestres o costa afuera.

- La presin del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes.

- Tiene un sistema de operacin secundario para cerrar manualmente los arietes.

- Los elementos de los arietes tienen una reserva de hule auto-alimentable.

- Los arietes de corte sirven para cortar la tubera y cerrar completamente el pozo.

2.8 ARIETES ANULARES

Los arietes de preventores constan de una pieza de acero fundido de baja aleacin y de

un conjunto sellante diseado para resistir la compresin y sellar eficazmente. Los tipos

de arietes usados en los arreglos de los conjuntos de preventores son los siguientes:

Ariete anular para preventor tipo U. Arietes ajustables. Arietes de corte. Arietes ciegos.

2.8.1 ARIETE ANULAR PARA PREVENTOR TIPO U Los arietes para tubera de perforacin o revestimiento estn constituidos por un sello

superior y por un empaque frontal. Ambos empaques son unidades separadas y pueden

cambiarse independientemente.

Figura 2-6. Ariete anular para preventor tipo U.

En caso de emergencia permite el movimiento vertical de la tubera, para lo cual deber

regularse la presin de cierre del preventor, as como tambin permiten colgar la sarta

28 CONTROL DE POZOS


cerrando los candados del preventor. Cuando existe presin en el pozo, evitan la

expulsin de la tubera al detenerse la junta en la parte inferior del ariete.

2.8.2 ARIETES AJUSTABLES Los arietes ajustables son similares a los descritos anteriormente. La caracterstica que

los distingue es cerrar sobre un rango de dimetro de tubera, as como de la flecha.

Figura 2-7. Arietes ajustables.

2.8.3 ARIETES DE CORTE

Los arietes de corte estn constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo del

ariete, empaques laterales, sello superior y empaques frontales de las cuchillas. La

funcin de estos arietes es cortar tubera y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo,

cuando no se dispone de los arietes ciegos. Durante la operacin normal de perforacin,

estn instalados en bonetes modificados, aumentando el rea del pitn y la carrera de

operacin.

Figura 2-8. Arietes de corte.

CONTROL DE POZOS 29


2.8.4 ARIETES CIEGOS Constan de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una

placa metlica y de un sello superior. Su funcin es cerrar totalmente el pozo cuando no

se tiene tubera en su interior y que por la manifestacin del brote no sea posible

introducirla. Se instalan en bonetes normales y modificados para arietes de corte.

Figura 2-9. Preventor doble de arietes ciegos.

2.9 PREVENTOR ESFRICO

Este preventor esfrico, tambin se conoce como anular, es instalado en la parte superior

de los preventores de arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta un influjo. El

tamao y su capacidad debern ser iguales que los preventores de arietes.

Figura 2-10. Preventor esfrico.

30 CONTROL DE POZOS


CONTROL DE POZOS 31

El preventor consta en su parte inferior de un elemento empacador de hule sinttico

(dona), que al operarlo se deforma concntricamente hacia su parte interior efectuando el

cierre alrededor de la tubera. Al abrir la dona se contrae y queda en posicin de

abierto al mismo dimetro de paso de los otros preventores.

2.10 CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL Al seleccionar las conexiones superficiales de control del pozo, se deben considerar

factores tales como las presiones de la formacin y en la superficie, mtodos de control

de pozos que sern empleados, situacin ambiental del pozo, corrosividad, volmenes,

toxicidad y abrasividad de los fluidos esperados, como lo especifican las prcticas

recomendadas API-RP53.

2.10.1 LNEAS DE MATAR

La lnea de matar es una de las partes integrales del sistema de control superficial,

requerido para llevar a cabo las operaciones de control de pozos, cuando el mtodo

normal de control (a travs de la flecha o directamente por la tubera) no puede ser

empleado.

La lnea de matar conecta las bombas de Iodo del equipo, con una de las salidas laterales

del carrete de control o de los preventores. La conexin de la lnea de matar al arreglo de

preventores, depender de la configuracin parcial que tengan, pero debe localizarse de

tal manera que se pueda bombear fluido debajo de un preventor de arietes, que

posiblemente sea el que se cierre.

Slo en caso de extrema urgencia, la lnea de matar podr conectarse a las salidas

laterales del cabezal o carrete de TR o debajo de un preventor de arietes para tubera que

se encuentre ms abajo en el arreglo. Para rangos de presin de trabajo mayores de

5000 [Ib/pg2], se instalar una lnea de matar remota (a una distancia considerable) para

permitir el uso de una bomba de alta presin, si las bombas del equipo se vuelven

inaccesibles o inoperantes.


2.10.2 MLTIPLE Y LNEAS DE ESTRANGULACIN

El mltiple de estrangulacin est formado por vlvulas, cruces y T's de flujo,

estranguladores y lneas. Se disean para controlar el flujo de Iodo y los fluidos invasores

durante el proceso de control de un pozo.

Figura 2-11. Mltiple de estrangulacin tpico.

En un sistema de control superficial est conectado al arreglo de preventores a travs de

lneas metlicas que proporcionan alternativas a la direccin del flujo o permiten que ste

(por medio de las vlvulas) sea confinado totalmente.

La estandarizacin y aceptacin de los mltiples de estrangulacin estn reglamentados

por la Norma API 16C y por las prcticas recomendadas API RP-53. El diseo del mltiple

de estrangulacin debe considerar varios factores que debern tenerse en cuenta, siendo

estos:

- Primero se debe establecer la presin de trabajo que al igual que el arreglo de

preventores, estar en funcin de la presin mxima superficial que se espera

manejar, as como de las presiones anticipadas de la formacin.

- El o los mtodos de control del pozo a usar para incluir el equipo necesario.

- El entorno ecolgico que rodea al pozo.

32 CONTROL DE POZOS


Tambin es importante tomar en cuenta la composicin, abrasividad y toxicidad de los

fluidos congnitos y el volumen por manejar.

2.11 ESTRANGULADORES AJUSTABLES Los estranguladores ajustables son accesorios diseados para restringir el paso de fluidos

en las operaciones de control, generando con esto una contra presin en la tubera de

revestimiento, con el fin de mantener la presin de fondo igual o ligeramente mayor a la

del yacimiento, lo que facilita la correcta aplicacin de los mtodos de control.

Figura 2-12. Estranguladores ajustables.

La norma API-16C recomienda que se debe disponer de dos estranguladores ajustables

manuales y uno hidrulico en pozos terrestres. En los pozos marinos se recomienda

utilizar un estrangulador hidrulico adicional. Los mtodos vigentes de control de pozos se

basan en mantener una presin de fondo constante que equilibre la presin de formacin,

y estn en funcin de las variables siguientes:

- Gasto y presin de bombeo.

- Columna hidrosttica en el espacio anular.

- Contra presin ejercida en el sistema.

Por lo que para cumplir con la condicin de equilibrio de presin se recurre a las variables

sealadas siendo la ms sencilla y prctica la contrapresin ejercida, la cual se controla

CONTROL DE POZOS 33


con el estrangulador ajustable. Es decir, que en vez de variar el gasto, la presin de

bombeo o la densidad del fluido de perforacin, resulta ms fcil estar variando el

dimetro del estrangulador para mantener la presin de fondo constante durante la

operacin de control.

2.12 ESTRANGULADOR HIDRULICO

Su diseo consta de entrada y salida bridadas. En funcin a su rango de trabajo, es

instalado en el mltiple de estrangulacin y se opera por medio de una consola de control

remoto.

Figura 2-13. Estranguladores hidrulicos variables.

Algunas ventajas adicionales en comparacin con un estrangulador ajustable manual son:

1. La velocidad de cierre y apertura, as como las opciones del dimetro del orificio.

2. Cuando se obstruye por pedaceras de hule, formacin y/o fierro, se facilita su

apertura hasta el dimetro mximo rpidamente, puede cerrarse posteriormente

sin suspender la operacin de control.

2.13 CONSOLAS DE CONTROL REMOTO Son unidades auxiliares cuya funcin es accionar el estrangulador hidrulico por medio de

una palanca que regula el cierre y apertura del mismo, siendo registrada en la cartula

que muestra la posicin del estrangulador.

34 CONTROL DE POZOS


Figura 2-14. Consola de control remoto.

Cuenta adems con manmetros que sealan las presiones en TP y TR as como un

contador de emboladas por minuto que indica la velocidad de la bomba. Las seales son

enviadas por un transmisor a travs de mangueras y los valores se registran en los

manmetros de la consola. Son instaladas en el lugar donde se observe totalmente el

escenario durante el control del pozo.

2.14 VLVULAS DE CONTROL

Las normas API y reglamentos internacionales establecen que los equipos de perforacin

deben estar dotados de las siguientes vlvulas:

Vlvulas de las flechas. Vlvulas del piso de perforacin. Preventor interior. Vlvulas de compuerta.

2.14.1 VLVULAS DE LAS FLECHAS

VLVULA MACHO SUPERIOR: Se instalara entre el extremo superior de esta y la unin

giratoria. Debe ser de una presin de trabajo igual a la del conjunto de preventores.

CONTROL DE POZOS 35


VLVULA INFERIOR DE LA FLECHA: Se instalara en el extremo inferior de la flecha y el

sustituto de enlace debe ser de igual presin de trabajo que la superior y pasar libremente

a travs de los preventores.

2.14.2 VLVULAS EN EL PISO DE PERFORACIN

Se debe disponer de una vlvula de seguridad en posicin abierta en cada tipo y medida

de rosca que se tenga en la sarta de perforacin, de una presin de trabajo similar a la del

conjunto de preventores instalado. Estas vlvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y

de fcil acceso para la cuadrilla en el piso de perforacin. Para el caso de los lastra

barrenas se pueden utilizar combinaciones en la parte inferior de las vlvulas. Se debe

tener cuidado de no utilizar tapones de levante u otros accesorios en la parte superior de

la vlvula, ya que restringe el paso del fluido, dificultando ampliamente su instalacin

cuando se tiene flujo por la tubera de perforacin.

Figura 2-15. Vlvula en el piso de perforacin.

2.14.3 PREVENTOR INTERIOR O VLVULA DE CONTRAPRESIN Se establece que se debe disponer de un preventor interior (vlvula de contrapresin)

para tubera de perforacin por cada tipo de rosca que se tenga en la sarta y del mismo

rango de presin de trabajo del conjunto de preventores.

Para este caso, ser suficiente con una vlvula de este tipo por cada rosca de la tubera

de perforacin en uso, siempre y cuando todas las vlvulas de seguridad tengan en la

36 CONTROL DE POZOS


parte superior, una conexin similar a la de la tubera; ya que al presentarse un brote

pueda instalarse en la tubera de perforacin, ya sea la vlvula de seguridad o el

preventor interior.

Figura 2-16. Preventor interior.

El preventor interior o vlvula de contrapresin de cada o anclaje, bsicamente est

constituido por la vlvula de retencin y sustituto de fijacin, el cual se puede instalar en el

extremo inferior o superior de la herramienta (aparejo de fondo).

Figura 2-17. Preventor de cada.

La vlvula de retencin se lanza por el interior de la tubera de perforacin y se hace

descender bombeando el fluido de perforacin. Hasta llegar al dispositivo de fijacin

instalado; la vlvula ancla y empaca cuando se ejerce la presin del pozo, evitando flujo

de fluido por el interior de la tubera de perforacin.

Otro tipo de preventores interiores son los conocidos como vlvulas de

contrapresin tipo charnela y pistn; su utilizacin es recomendable en la sarta de

CONTROL DE POZOS 37


perforacin porque permite el manejo de obturantes e inclusive la colocacin de

tapones.

Figura 2-18. Vlvulas tipo charnela.

2.14.4 VLVULAS DE COMPUERTA Las vlvulas de compuerta son parte esencial del equipo de control superficial y se

localizan en los mltiples del tubo vertical y de estrangulacin; en las lneas de matar y

estrangular principalmente. Tambin se localizan en los diferentes cabezales de tuberas

de revestimiento conforme avance la perforacin del pozo.

Deben considerarse factores tales como: presiones anticipadas de la formacin y en la

superficie, mtodo de control a usarse, situacin ambiental del pozo; corrosividad,

volumen, toxicidad y abrasividad de los fluidos.

Figura 2-19. Vlvulas de compuerta.

Existen tres tipos de vlvulas de compuerta:

38 CONTROL DE POZOS


- De sellos flotantes.

- De equilibrio de presiones.

- De acuamiento.

2.15 SISTEMA DESVIADOR DE FLUJO (DIVERTERS) El sistema desviador de flujo se utiliza como un medio de control del pozo, ya que

proporciona un determinado grado de proteccin antes de que se corra y cemente la

tubera de revestimiento superficial sobre la que se instalarn los preventores.

Figura 2-20. Sistema desviador de flujo.

Las prcticas recomendadas API RP-53 establecen los criterios para seleccionar, instalar

y operar los equipos de sistemas desviadores de flujo (diverters).

Un desviador de flujo puede cerrar sobre la flecha, tubera de perforacin, tubera de

revestimiento o lastra barrenas, y no est diseado para hacer un cierre completo del

pozo o parar el flujo, sino ms bien desviarlo abriendo simultneamente las vlvulas de

las lneas de desfogue, derivando el flujo de formaciones someras hacia sitios alejados

del equipo de perforacin y del personal, evitando as el fracturamiento de las

formaciones, con el consecuente riesgo de comunicarse a la superficie por fuera de la

tubera conductora, poniendo en peligro a la cuadrilla y a las instalaciones de perforacin.

CONTROL DE POZOS 39


Cuando se inicia la perforacin de un pozo terrestre, se introduce y cementa una TR

conductora a poca profundidad. En el caso de pozos en plataformas costa afuera, por lo

general se instala una TR conductora de gran dimetro por debajo del fondo (lecho)

marino.

Figura 2-21. Esquema de instalacin del desviador de flujo.

El sistema desviador de flujo se instala sobre la tubera conductora o estructural.

Bsicamente, consiste de un preventor anular (esfrico) o cabeza giratoria con el dimetro

interior suficiente que permita pasar la barrena para perforar la siguiente etapa. Debajo

del desviador debern instalarse lneas de desfogue de dimetro adecuado y de una

longitud suficiente para dirigir los flujos provenientes del pozo lejos de la unidad de

perforacin.

Figura 2-22. Desviador de flujo en una unidad flotante

40 CONTROL DE POZOS


Las vlvulas instaladas en las lneas de ventea debern ser de paso completo y abrir

automticamente en cuanto se cierre el desviador de flujo.

2.16 EQUIPOS PARA LA DETECCIN TEMPRANA DE INFLUJOS2

Existen equipos mnimos requeridos para la deteccin temprana de influjos (detectores

primarios):

Medidor de nivel de fluido en las presas (totalizador de volumen, PVT). Indicador del flujo del espacio anular (medidor de flujo diferencial). Tanque de viajes. Detectores de gas. Equipo complementario (detector secundario), para confirmacin del brote o

deteccin tarda.

2.16.1 SISTEMA PVT Monitoriza y registra el volumen total de fluido en las presas y su variacin.

COMPONENTES

Figura 2-23. Componentes del sistema PVT.

- Flotadores y potencimetros que miden el nivel de fluido en las presas y envan

seal elctrica proporcional.

CONTROL DE POZOS 41


- Totalizador electrnico que registra y muestra el volumen total y los cambios de

volumen.

- Sistema de alarmas audio visuales.

2.16.2 INDICADORES DE FLUJO EN EL ESPACIO ANULAR (LNEA DE FLOTE)

Tiene la funcin de detectar los cambios en el flujo que retorna del pozo.

COMPONENTES

- Sensor electromecnico.

- Registrador electrnico.

- Grabadora (opcional).

Figura 2-24. Sistema PVT con indicador de flujo

2.16.3 TANQUE DE VIAJES Es un dispositivo que mide el desplazamiento de los tubulares entrando y saliendo del

pozo para la deteccin temprana de flujos imprevistos en el pozo.

COMPONENTES

- Tanque de volumen conocido y calibrado (comnmente de 30 a 50 [Bls]).

- Sistema de medicin o calibracin sensible.

- Bomba de centrifuga con motor elctrico para llenar el pozo.

42 CONTROL DE POZOS


- Lneas de llenado y de descarga.

- Lnea de sobre flujo saliendo de la lnea de retorno del anular (lnea de flote).

Figura 2-25. Esquema de los componentes del tanque de viajes

2.16.4 DETECTOR DE GAS

Figura 2-26. Principales sensores detectores de gas.

COMPONENTES

- Trampa de gas. Se ubica por lo general en las cajas de la temblorinas.

CONTROL DE POZOS 43


44 CONTROL DE POZOS

- Analizador de gas. Reporta el contenido de gas en unidades de gas o en

porcentaje.

- Lneas de conduccin. Transportan el gas desde la trampa hasta el analizador.

- Registrador. Muestra el valor del gas reportado por el analizador.

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS

1. Petrleos Mexicanos, Gerencia de Tecnologa Subdireccin de Perforacin y Mantenimiento de Pozos.

Estandarizacin de Conexiones Superficiales de Control (Manual de referencia) D. R. 2003. 2. Petrleos Mexicanos PEP-UPMP. Programa de Acreditacin en Control de Pozos, Wellcap.


CONTROL DE POZOS 45


3.1 INTRODUCCIN

En este captulo, se estudiarn los efectos combinados de las presiones que interactan

en un pozo, durante el control de cualquier fluido ajeno al pozo. Para ilustrar al lector cual

es la forma de aplicar el concepto de la presin a condiciones dinmicas durante el control

de pozos con entrada de gas, en este captulo se mostrar como es el efecto de la

presin en el pozo por efectos hidrulicos, gravitacionales y con entrada de gas al sistema

y su impacto en la presin de fractura.

Para lo siguiente partimos de la siguiente suposicin:

P Hidrulica + P Gravitacional + Entrada de Gas < Presin de Formacin

Las consideraciones para el desarrollo de este anlisis, requieren plantear las siguientes

consideraciones:

- Pozo vertical.

- Efectos de cadas de presin en el agujero se consideran homogneas.

- Entrada de gas metano.

- Fluido de control incompresible.

- Flujo laminar ascendente en tubos circulares concntricos.

- Sarta de perforacin sin movimientos reciprocantes.

3.2 MODELOS REOLGICOS1, 2

Los modelos reolgicos, figura 3-1, ayudan a predecir el comportamiento de los fluidos

sobre una amplia escala de velocidades de corte.

ANLISIS DE LA HIDRULICA DE POZOS CAPTULO 3

Figura 3-1. Comportamiento de los modelos reolgicos.

La mayora de los fluidos de perforacin son fluidos seudoplsticos no-newtonianos. El

modelo de ley de potencias con punto de cedencia es el que mejor caracteriza a los

fluidos de perforacin.

La eleccin del modelo depende del comportamiento grafico que tenga el fluido de

perforacin.

Al tener la sarta esttica, sin presentar rotacin ni movimientos reciprocantes, los

mtodos ms comunes para estas consideraciones son los siguientes:

Modelo de Bingham. Modelo de Ley de Potencias. Modelo de Ley de Potencias con Punto de Cedencia.

3.2.1 MODELO DE BINGHAM

El modelo de Bingham describe el flujo por medio de la ecuacin:

)( PY Ec. 3.1 P = 600 300 Ec. 3.2 Y = PC = 300 - P Ec. 3.3 Donde:

46 CONTROL DE POZOS


- : Esfuerzo de corte, [lb / 100pies2] - Y: Esfuerzo de corte a la velocidad de corte ms baja, [lb/100pies2] - P: Viscosidad plstica, [cP]

- : Velocidad de corte [seg-1] - 600: Lectura del viscosmetro Fann a 600 [rpm] - 300: Lectura del viscosmetro Fann a 300 [rpm]

3.2.2 MODELO DE LEY DE POTENCIAS

Las ecuaciones generales para calcular el esfuerzo de corte, el ndice de consistencia y el

ndice de flujo son:

nK Ec. 3.4 nK 511

510 300 Ec. 3.5

300

600log32.3 n Ec. 3.6

Donde:

- : Esfuerzo de corte, [lb/100pies2] - K: ndice de consistencia, [cP]

- : Velocidad de corte [seg-1] - n: ndice de flujo, [Adimensional]

- 300: Lectura del viscosmetro Fann a 300 [rpm] - 600: Lectura del viscosmetro Fann a 600 [rpm]

3.2.3 MODELO DE LEY DE POTENCIAS CON PUNTO DE CEDENCIA

Debido a que la mayora de los fluidos de perforacin presentan esfuerzo cortante, este

modelo describe el comportamiento reolgico de los lodos de perforacin con mayor

exactitud que ningn otro modelo.

YnK Ec. 3.7

CONTROL DE POZOS 47


0300

0600log32.3 n

Ec. 3.8

nK 511)(510 0300 Ec. 3.9

Donde:

- : Esfuerzo de corte, [lb/100pies2] - Y: Esfuerzo de corte a la velocidad de corte ms baja, [lb/100pies2] - K: ndice de consistencia, [cP]

- : Velocidad de corte [seg-1] - n: ndice de flujo, [Adimensional]

- 300: Lectura del viscosmetro Fann a 300 [rpm] - 600: Lectura del viscosmetro Fann a 600 [rpm]

EJERCICIO 3.1

En un laboratorio de fluidos de perforacin se analizo con un viscosmetro Fann el lodo

con el cual se estaba perforando y se registraron los siguientes datos:

Tabla 3-1. Datos del viscosmetro Fann.

a) Determinar el modelo reolgico

b) Elaborar una grafica con sus resultados

SOLUCIN

48 CONTROL DE POZOS


Para determinar el modelo reolgico, primero, convertiremos las unidades de la tabla 3-1.

23 /665.301109.51109.5 cmdinas ][109.53703.1703.1 1 segN

Tabla 3-2. Resultados de la conversin de unidades.

El siguiente paso es, realizar una grafica con los datos obtenidos y observar cual es el

comportamiento del fluido de perforacin. De esta manera podemos determinar cul es el

modelo reolgico que debemos aplicar para dicho fluido.

Figura 3-2. Grafica de los resultados de la conversin de unidades.

Al observar el comportamiento grafico del fluido de perforacin, podemos determinar que

el modelo reolgico es:

MODELO PLSTICO DE BINGHAM

CONTROL DE POZOS 49


Una vez que conocemos el comportamiento reolgico del fluido de perforacin, aplicamos

el modelo a nuestros datos.

P = 600 300 = 80 46 = 34 [cP] Y = PC = 300 - P = 46 34 = 12 [lb/100pies2]

]100/[706.185)109.534(12)( 2pieslbPY

Tabla 3-3. Resultados del modelo plstico de Bingham.

Finalmente realizamos un grafica con los datos obtenidos, figura 3-3.

Figura 3-3. Resultados del modelo plstico de Bingham.

3.3 CADAS DE PRESIN EN UN SISTEMA

La cada de presin, P, es proporcional al gasto del flujo y a diversos trminos relacionados con la geometra de un sistema dado y con las propiedades de los fluidos.

Aspectos geomtricos como el dimetro y la longitud. Propiedades de los fluidos como la

densidad.

50 CONTROL DE POZOS


CONTROL DE POZOS 51

En un sistema de circulacin de fluido de perforacin las cadas o prdidas de presin,

P, se manifiestan desde la descarga de la bomba hasta la lnea de flote. En la prctica se tienen cuatro elementos en los cuales se consideran las prdidas de presin en el

sistema, estos son:

- Equipo superficial.

- Interior de tuberas.

- A travs de las toberas de la barrena.

- Espacio anular.

Las prdidas de presin dependen principalmente de las propiedades reolgicas del lodo,

la geometra del agujero y los dimetros de la sarta de perforacin.3

3.3.1 CADAS DE PRESIN POR FRICCIN4, 5

Todos los programas o simuladores de hidrulica empiezan calculando las cadas de

presin en las diferentes partes del sistema circulatorio. Las cadas de presin en:

- Las conexiones superficiales.

- Dentro y alrededor de la tubera.

- Dentro y alrededor de los lastra barrenas.

- En la barrena.

A estas cadas de presin, excepto la cada de presin en la barrena, se les conoce como

presiones parasitas, PP.

Sea un sistema de circulacin de un pozo, figura 3-4.

Para dicho sistema, considerar un gasto, Q, de un fluido de perforacin dado y una

potencia de la bomba igual al producto del gasto, Q, y la presin de la bomba, Pb. La

cada de presin, P, por friccin del sistema se obtiene de la siguiente forma, figura 3-5:


Figura 3-4. Sistema de circulacin de un pozo.

EABnaLBTPsb PPPPPP Ec. 3.10a

Al ordenar la ecuacin anterior de la siguiente manera, podemos observar las llamadas

presiones parasitas, PP, estas se encuentran a la derecha de la cada de presin en la barrena.

EALBTPsBnab PPPPPP Ec. 3.10b

Por lo tanto podemos transcribir la ecuacin de la siguiente manera:

CBnab PPP Ec. 3.10c

Figura 3-5. Cadas de presin de un sistema.

Donde:

- PS: Presin superficial de bombeo, [psi]

52 CONTROL DE POZOS


- PS: Cada de presin por friccin en las conexiones superficiales, [psi] - PTP: Cada de presin por friccin en el interior de la tubera de perforacin, [psi] - PLB: Cada de presin por friccin en el interior de los lastra barrena, [psi] - PBna: Cadas de presin por friccin en el interior de la barrena, [psi] - PEA: Cadas de presin por friccin en el espacio anular, [psi] - PP: Cadas de presin por friccin parasitas, [psi]

Para PEA se consideran, entre otros, los siguientes espacios:

- Espacio anular entre el agujero y los lastra barrena, PEA(AG_LB) - Espacio anular entre el agujero y la tubera de perforacin, PEA(AG_TP) - Espacio anular entre la tubera de perforacin y la tubera de revestimiento,

PEA(TR_TP)

Por lo tanto, la cada de presin por friccin en el espacio anular se obtiene de la siguiente

forma:

)_()_()_( TPTREATPAGEALBAGEAEA PPPP Ec. 3.11

Al obtener las cadas de presin por friccin durante las operaciones de cementacin y

perforacin, podemos determinar algunos parmetros como son:

- La densidad equivalente de circulacin, DEC.

- El programa hidrulico del pozo.

- Presiones superficiales y de fondo, en las operaciones de control de pozos.

Durante las operaciones de bombeo se pueden obtener dos regmenes de flujo:

- Flujo laminar.

- Flujo turbulento.

El rgimen de flujo lo obtendremos a partir del nmero de Reynolds.

CONTROL DE POZOS 53


A altas velocidades de corte, las cadas de presin dependen de tres principales factores:

- Geometra.

- Velocidad.

- Densidad.

3.3.1.1 CADA DE PRESIN POR FRICCIN EN LAS CONEXIONES SUPERFICIALES

Las conexiones superficiales consideradas en el anlisis de las cadas de presin son la

tubera de pie (Stand Pipe), la manguera (Hose), el cuello de ganso, el tubo lavador de la

unin giratoria (Swivel), y la flecha.

Generalmente estas cadas de presin por friccin se determinan considerando una

constate, E, que representa una longitud y dimetro equivalente de la tubera de

perforacin. Esta constante se determina de acuerdo con cualquiera de las

combinaciones del equipo superficial. En la tabla 3-4, se muestran cuatro combinaciones

de equipo superficial y cada uno de ellos con su respectiva constante.

Despus de haber seleccionado el valor de la constante, E, segn el caso de conexiones

superficiales del equipo. La Cada de Presin por Friccin en la superficie se determinara

a partir de la siguiente ecuacin:

2.08.18.04595.5 PfS QEP Ec. 3.12

Tabla 3-4. Dimetro y longitud equivalente.

54 CONTROL DE POZOS


Donde:

- PS: Cada de presin por friccin en el equipo superficial, [psi] - E: Constante superficial, [Adimensional]

- f: Densidad del fluido de perforacin, [gr / cm3] - Q: Gasto de operacin, [gpm]

- P: Viscosidad plstica, [cP]

3.3.1.2 CADAS DE PRESIN POR FRICCIN EN EL INTERIOR DE LAS TUBERAS

Las siguientes ecuaciones aplican para:

- PTP: Cadas de presin por friccin al interior de la tubera de perforacin. - PHW: Cadas de presin por friccin al interior de la tubera pesada o heavy

weight.

- PDC: Cadas de presin por friccin al interior de los lastra barrenas o drill collar.

25098.24 DiQv T

EC. 3.13


P

Tf DivN

0755.129Re Ec. 3.14

2

2

34.309614P

YfHe

DiN

Ec. 3.15

Si NRe < NCRe; Flujo laminar

DiDiv

LP YPTf

58.6827432 2 Ec. 3.16

Si NRe > NCRe; Flujo turbulento

CONTROL DE POZOS 55


Divf

LP Tff

2668.3392

2 Ec. 3.17

25.0

Re

079.0N

f Ec. 3.18

MODELO DE LEY DE POTENCIAS

nn

Tf

n

DiK

v

N

130416.060

14.7435752

Re

Ec. 3.19


n

nn

T

f

Di

nvK

LP

12.43891

0416.0

13

60

Ec. 3.20


Divf

LP Tff

2668.3392

2 Ec. 3.21

MODELO DE LEY DE POTENCIAS CON PUNTO DE CEDENCIA

474.2

2

ReTf vN Ec. 3.22

nRK 0 Ec. 3.23

DivGR T939.0 Ec. 3.24

nnn

nG1

123.013.84

13

Ec. 3.25

Si NRe < 2100; Flujo laminar

56 CONTROL DE POZOS


DiLPf

6921.85

Ec. 3.26

Si NRe < 3200; Flujo turbulento

Divf

LP Tff

2668.3392

2 Ec. 3.27

Donde:

- NRe: Nmero de Reynolds, [Adimensional]

- NCRe: Nmero de critico de Reynolds, [Adimensional]

- NHe: Nmero de Hedstrom, [Adimensional]

- f: Densidad del fluido, [gr / cm3] - vT: Velocidad en el interior de la tubera, [pies / min]

- Di: Dimetro interior de la tubera, [pg]


- Q: Gasto de operacin, [gpm]

- : Cada de presin por friccin, [psi / m]

- Y: Esfuerzo de corte a la velocidad de corte ms baja, [lb / 100 pies2] - f: Factor de friccin, [Adimensional]

- K: ndice de consistencia, [cP]

- n: ndice de flujo, [Adimensional]

- : Lectura del viscosmetro Fann equivalente - 0: Lectura del viscosmetro Fann a 0 [rpm] - R: Velocidad de rotacin equivalente

- G: Factor geomtrico

3.3.1.3 CADAS DE PRESIN POR FRICCIN EN EL INTERIOR DE LA BARRENA

2

2

1303 tf

Bna AQ

P Ec. 3.28

2

324t

tDinA Ec. 3.29

CONTROL DE POZOS 57


Donde:

- PBna: Cada de presin en la barrena, [psi] - Q: Gasto de operacin, [gpm]

- f: Densidad del fluido en las toberas de la barrena, [gr/cm3] - At: rea de las toberas de la barrena, [pg2] - n: Nmero de toberas - Dit: Dimetro interior de la tobera, [pg]

3.3.1.4 CADAS DE PRESIN POR FRICCIN EN EL ESPACIO ANULAR

Las siguientes ecuaciones aplican para:

- PEA(Ag_DC): Cadas de presin por friccin en el espacio anular, entre el agujero y los lastra barrenas.

- PEA(Ag_HW): Cadas de presin por friccin en el espacio anular, entre el agujero y la tubera pesada.

58 CONTROL DE POZOS

.

- PEA(Ag_TP): Cadas de presin por friccin en el espacio anular, entre el agujero y la tubera de perforacin

- PEA(TR_TP): Cadas de presin por friccin en el espacio anular, entre la tubera de revestimiento y la tubera de perforacin.

)(5098.24 2

12

2 DDQv EA Ec. 3.30


P

EAf DDvN )(

2911.105 12Re Ec. 3.31

2

212 )(38.206131

P

YfHe

DDN

Ec. 3.32



)(96.60)(18288 122

12 DDDDv

LP YPEAf

Ec. 3.33


)(2957.2774 12

2

DDvf

LP EAff

Ec. 3.34

MODELO DE LEY DE POTENCIAS

nn

EAf

n

DDK

v

N

12)(0208.060

6.90964812

2

Re

Ec. 3.35


n

nn

EA

f

DD

nvK

LP

1

12 )(2.43891

0208.0

12

60

Ec. 3.36


)(2957.2774 12

2

DDvf

LP EAff

Ec. 3.37

MODELO DE LEY DE POTENCIAS CON PUNTO DE CEDENCIA

12

939.0DDvG

R EA Ec. 3.38

CONTROL DE POZOS 59


nn

cnc

ncG1

123.013.82

14

13

Ec. 3.39

XX 11 Ec. 3.40 c 12

1

DD Ec. 3.41

Ec. 3.42

i NRe < 2100; Flujo laminar

14.037.0 nX

S

)(6921.85 12 DDLPf

Ec.3.43

i NRe > 3200; Flujo turbulento S

)(2957.2774 12

2

DDvf

LP EAff

Ec. 3.44

onde:

ro de Reynolds, [Adimensional]

sional]

bera, [pies / min]

]

D

- NRe: Nme

- NCRe: Nmero crtico de Reynolds, [Adimen

- NHe: Nmero de Hedstrom, [Adimensional]

- f: Densidad del fluido, [gr / cm3] - vT: Velocidad en el interior de la tu

- vEA: Velocidad en el espacio anular, [pies / min]

- Di: Dimetro interior de la tubera, [pg]


- Q: Gasto de operacin, [gpm

: Cada de presin por fricci- n, [psi / m]

- Y: Esfuerzo de corte a la velocidad de corte ms baja, [lb / 100 pies2]

l]

- f: Factor de friccin, [Adimensional]

- K: ndice de consistencia, [cP]

- n: ndice de flujo, [Adimensiona

60 CONTROL DE POZOS


CONTROL DE POZOS 61

quivalente

el espacio anular, [pg]

JERCICIO 3.2

onsiderando los resultados obtenidos en el ejercicio 3.1 y el caso 3 de la tabla 3-4,

- : Lectura del viscosmetro Fann e- R: Velocidad de rotacin equivalente

- G: Factor geomtrico

- D2: Dimetro mayor en

- D1: Dimetro menor en el espacio anular, [pg]

E

C

calcular las cadas de presin por friccin en cada una de las secciones del sistema de

circulacin. Se cuenta con la siguiente informacin:

Tabla 3-5. Tabla de datos. Figura 3-6. Estado mecnico.

OLUCIN

abemos que se trata de un fluido que se comporta similar al modelo plstico de

alculamos la cada de presin en el equipo superficial

alculamos la cada de presin en el interior de la tubera de perforacin

S

S

Bingham.

C

][5689.73345002000053.04595.54595.5 2.08.18.02.08.18.0 psiQEP PfS

C


min]/[2462.670276.45005098.245098.24 22 piesDi

Q

TPTP v

4038.2176034

276.42462.67020755.1290755.129Re

P

TPTPf DivN

3063.11753034

276.412234.30961434.309614 22

2

2

P

TPYfHe

DiN

e la figura D-1; NCRe = 7000

Re > NCRe. Por lo tanto se trata de flujo turbulento.

D

N

0065.04038.21760079.0079.0

25.025.0Re

Nf

]/[4026.0276.42668.33922462.67020065.0

2668.3392

22

mpsiDi

vfLP

TP

TPf

TP

TP

][8444.20504026.050944026.0 psiLP TPTP

alculamos la cada de presin en el interior de la tubera pesada. C

min]/[6555.136135005098.245098.24 22 piesDi

Q

HWHW v

8290.3101534

36555.136120755.1290755.129Re

P

Tf DivN

8143.5785134

312234.30961434.309614 22

2

2

P

HWYfHe

DiN



D

N

0059.08290.31015079.0079.0

25.025.0Re

Nf

]/[1498.232668.33926555.136120059.0

2668.3392

22

mpsiDi

vfLP

HW

HWf

HW

HW

][1784.2321498.21081498.2 psiLP HWHW

62 CONTROL DE POZOS


CONTROL DE POZOS 63

alculamos la cada de presin en los lastra barrenas. C

min]/[6555.136135005098.245098.24 22 piesDi

Q

DCDC v

8290.3101534

36555.136120755.1290755.129Re

P

DCDCf DivN

8143.5785134

312234.30961434.309614 22

2

2

P

DCYfHe

DiN



D

N

0059.08290.31015079.0079.0

25.025.0Re

Nf

]/[1498.232668.33926555.136120059.0

2668.3392

22

mpsiDi

vfLP

DC

DCf

DC

DC

][6804.2101498.2981498.2 psiLP DCDC

alculamos la cada de presin en la barrena. C

][9280.03213

63214

14324

2222

pgDi

n tt

A

][5840.4459280.013032500

1303 22

2

2

psiA

QP

t

fBna

alculamos las cadas de presin en el espacio anular.

NTRE EL AGUJERO Y LOS LASTRA BARRENA

C

E

min]/[3953.1428250.12 5005098.245098.24 2222)_( piesDeDi Qv DCAGDCAGEA 2394.3748

34)825.12(3953.14222911.105

)(2911.105 )_(Re

P

DCAGDCAGEAf DDvN


2675.77299

34)825.12(12238.206131

)(38.206131 2

2

2

2

P

DCAGYfHe

DDN

De la figura D-1; NCRe = 6000

a de flujo laminar.

NRe < NCRe. Por lo tanto se trat

]/[0609.0)825.12(96.60

12)825.12(18288

343953.142)_()_( vP YPDCAGEADCAGEA )(96.60)(18288 22

mpsiDDDDL DCAGDCAGDC

ENTRE EL AGUJERO Y LA TUBERA PESADA

][9682.50609.0980609.0)_( psiLP DCDCAGEA

min]/[9902.975250.12 5005098.245098.24 2222)_( piesDeDi Q v HWAGHWAGEA 1085.4400

34)525.12(9902.9722911.105

)(2911.105 _(Re

P

HWAGHWAGEAf DDvN

5431.22494334

)525.12(12238.206131)(

38.206131 22

2

2

P

HWAGYfHe

DDN


a de flujo laminar.

NRe < NCRe. Por lo tanto se trat

]/[0306.0)525.12(96.60

12)525.12(18288

349902.97)_()_( vP YPHWAGEAHWAGEA )(96.60)(18288 22

mpsiDDDDL HWAGHWAGHW

ENTRE EL AGUJERO Y LA TUBERA DE PERFORACIN

][3048.30306.01080306.0)_( psiLP HWHWAGEA

64 CONTROL DE POZOS

min]/[9902.975250.12 5005098.245098.24 Q v 2222)_( piesDeDi TPAGTPAGEA 1085.4400

34)525.12(9902.9722911.105

)(2911.105 )_(Re

P

TPAGTPAGEAf DDvN

5431.22494334

)525.12(12238.206131)(

38.206131 22

2

2

P

TPAGYfHe

DDN


CONTROL DE POZOS 65


Re < NCRe. Por lo tanto se trata de flujo laminar. N

]/[0306.0

)525.12(96.6012

)525.12(18288349902.97

)(96.60)(18288 22)_(

)_(

)_( mpsiDDDD

vLP

TPAG

Y

TPAG

PTPAGEA

TPAGEA

TPAGEA

][8964.540306.0)3300.5094(0306.0)_( psiLP TPTPAGEA

ENTRE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO Y LA TUBERA DE PERFORACIN

min]/[9019.945415.12 5005098.245098.24 2222)_( piesDe

control de pozos

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