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MODULO I

SISTEMA SUPERFICIAL DE CONTROL DE POZOS

I N D I C E

1 UNIDAD PARA OPERAR PREVENTORES .......................................................................................................... 2

2 CABEZAL DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO .............................................................................................. 21

3 CARRETE DE CONTROL ........................................................................................................................................ 22

4 PREVENTOR DE ARIETES .................................................................................................................................... 23

5 PREVENTOR ANULAR ............................................................................................................................................ 29

6 CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL ............................................................................................. 35

7 CONJUNTO DE PREVENTORES DE SUPERFICIE ....................................................................................... 63

8 SISTEMA DESVIADOR DE FLUJO ..................................................................................................................... 69

9 INSPECCION FISICA DEL CONJUNTO DE PREVENTORES .................................................................... 73

10 FRECUENCIA DE LAS PRUEBAS CON PRESION ........................................................................................ 74

11 PROBADORES ............................................................................................................................................................ 78

12 REFACCIONAMIENTO MINIMO DISPONIBLE EN EL POZO.................................................................... 79

13 EQUIPO AUXILIAR PARA LA DETECCION OPORTUNA DE BROTES ............................................... 80

14 TUBERIAS DE REVESTIMIENTO........................................................................................................................ 99

15 TUBERIAS DE PRODUCCION ............................................................................................................................ 109

16 TUBERIAS DE TRABAJO....................................................................................................................................... 121

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1 UNIDAD PARA OPERAR PREVENTORES

El sistema de control que acciona un arreglo de preventores, permite aplicar la potencia hidráulica suficiente y confiable para operar todos los preventores y válvulas hidráulicas instaladas.

Las prácticas recomendadas API RP-16E del Instituto Americano del Petróleo y el Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS), establecen los requerimientos que se deberán tener en cuenta para la selección de una adecuada unidad de cierre en función al tamaño, tipo y número de elementos hidráulicos que serán operados para lograr un cierre.

Los elementos básicos de un sistema de control son:

• Depósito almacenador de fluido

• Acumuladores

• Fuentes de Energía - Unidades de cierre

• Consolas de control remoto

• Válvula de control para operar los preventores.

1.1 DEPOSITO ALMACENADOR DE FLUIDO

Cada unidad de cierre tiene un depósito de fluido hidráulico el cual debe tener cuando menos el doble de la capacidad del banco de acumuladores. Por su diseño de fabricación rectangular cuentan con dos tapones de 4 pg en cada extremo, que al quitarlos permite observar el interior cuando se inspeccionan las descargas de las válvulas de cuatro pasos (ram - lock).

Por la parte inferior del depósito salen en forma independiente las líneas de succión para las bombas hidroneumáticas y la bomba hidroeléctrica. Al tanque de almacenamiento descargan las líneas de las válvulas de seguridad en caso de presentarse un incremento de presión dentro del sistema.

Debe utilizarse un fluido hidráulico (aceite lubricante MH - 150; MH - 220, TURBINAS - 9) que no dañe los sellos de hule que tenga el sistema de cierre.

Para ambiente con temperaturas menores a 0 0C (32 0F) deberá agregarse un volumen suficiente de glicol al fluido de operación que contenga agua.

1.2 REQUERIMIENTOS DE LOS ACUMULADORES

Los acumuladores son recipientes que almacenan fluidos hidráulicos bajo presión. Los términos acumulador y unidad de cierre con frecuencia son empleados en forma intercambiable.

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Precisando, una unidad de cierre es una manera de cerrar el preventor, mientras que un acumulador es una parte del sistema que almacena fluido hidráulico bajo presión, para que éste actúe hidráulicamente en el cierre de los preventores.

Por medio del gas de nitrógeno comprimido, los acumuladores almacenan energía, la cual será usada para efectuar un cierre rápido.

Hay dos tipos de acumuladores:

El tipo separador.- Usa un diafragma flexible (vejiga) el cual es de hule sintético resistente y separa completamente la precarga de nitrógeno del fluido hidráulico.

El tipo flotador.- Utiliza un pistón flotante para separar el nitrógeno del fluido hidráulico.

Capacidad volumétrica.- Como un requerimiento mínimo, todas las unidades de cierre deberán estar equipadas de un banco de acumuladores con suficiente capacidad volumétrica para suministrar un volumen usable de fluido para cerrar un preventor de arietes, un preventor anular, más el volumen requerido para abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación (con las bombas paradas).

El volumen utilizable de fluido se define como el volumen líquido recuperable de los acumuladores a la presión de operación que contengan y 14 kg/cm² (200 lb/pg²) por arriba de la presión de precarga de los mismos. La presión de operación del banco de acumuladores es la presión a la cual son cargados con fluido hidráulico.

Tiempo de respuesta: El banco de acumuladores deberá accionar el sistema para que cada preventor de arietes cierre en un tiempo no mayor de 30 segundos.- El tiempo de cierre para preventores anulares menores de 18 ¾ pg de diámetro no deberá ser mayor de 30 segundos. Si el preventor anular tiene más de 18 ¾ pg de diámetro o más deberá cerrarse en 45 segundos.

1.3 REQUERIMIENTOS DE VOLUMEN DE LOS ACUMULADORES

Las prácticas recomendadas API RP-53 del Instituto Americano del Petróleo recomiendan que los sistemas acumuladores tengan una cantidad mínima de fluido igual a tres veces el volumen requerido para cerrar el preventor anular más un preventor de arietes. Esto ofrecerá un margen de seguridad igual a 50% una regla empírica aplicada en el campo petrolero sugiere tres veces el volumen necesario para cerrar todos los preventores instalados.

El Servicio para el Manejo de Minerales (MMS) establece que debe tenerse una cantidad mínima de fluido equivalente a 1.5 veces de cantidad necesaria para cerrar todo el arreglo de preventores instalados, dejando un margen de 14 kg/cm² (200 lb/pg²) por arriba de la presión de precarga de los acumuladores.

El sistema de acumuladores debe tener capacidad suficiente en proporcionar el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre.

Existen varios métodos para calcular el volumen necesario. La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistema de acumuladores, de tal forma que pueda accionarse el arreglo de preventores y así tener más energía que la restante de la precarga de nitrógeno.

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El número de acumuladores que debe tener el sistema es el que permita almacenar fluido con la energía suficiente para cerrar todos los preventores instalados y abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación con un 50% de exceso como factor de seguridad y terminar con una presión final mínima de 1,200 lb/pg² arriba de la precarga, teniendo el conjunto de bombeo hidroneumático e hidroeléctrico parados.

Ejemplo: Cuando se usan tres preventores de arietes de 11 pg – 10,000 lb/pg², un preventor anular Hydril “GK” y la válvula hidráulica, se requiere el volumen de fluido siguiente:

Preventor Anular Hydril “GK” 11 pg 10,000 lb/pg² 25.10 Gal Preventor Cameron “U” (TP) 11 pg 10,000 lb/pg² 3.3 Gal

Preventor Cameron “U” (ciegos) 11 pg 10,000 lb/ pg² 7.6 Gal Válvula Hidráulica 3 pg 10,000 lb/pg² 0.59 (cerrar) Preventor Cameron “U” (TP) 11 pg 10,000 lb/pg² 3.3 Gal 39.89 Gal

Suma de volúmenes de fluidos para cerrar todos los preventores y abrir la válvula hidráulica más un 50% de exceso como factor de seguridad.

39.89 Gal + 19.94 Gal

Considerando acumuladores de diez galones de volumen total, el número necesario se calcula

de la forma

siguiente:

Por lo que se concluye: se requieren doce acumuladores con capacidad total de diez galones cada uno. Existe un método práctico y confiable para calcular el número de acumuladores requeridos; este método consiste en multiplicar el total de galones requeridos para cerrar todos los preventores y abrir la válvula hidráulica por 0.3 acum/gal para el caso del ejemplo anterior, se tiene:

Núm. Acum. = Volumen para cerrar preventores x 0.3 acum

gal

Núm. Acum. = 39.89 gal x 0.3 acum = 11.96 = 12 acumuladores

VOLUMEN TOTAL DE FLUIDO REQUERIDO 59.83 Gal

Núm. Acum. = 11.96 = 12 acumuladores

Volumen para cerrar preventores + 50% excesoNúm. Acum. =

5 galones útiles por acumulador

39.89 gal + 19.94Núm. Acum. =

5 galacum

+

5

gal

Considerando los arreglos actuales de preventores, es conveniente disponer siempre de un mínimo de 16 botellas, de diez galones cada una, en condiciones de trabajo y con la precarga establecida en cada unidad para accionar el conjunto de preventores.

1.4 REQUERIMIENTOS DE PRESION Y PRECARGA DE LOS ACUMULADORES

Los acumuladores no deben operar a más de 3,000 lb/pg2, su presión de precarga debe ser de 1,000 a 1,100 lb/pg2 y usar únicamente nitrógeno (N2 ).

Estos se encuentran provistos de una válvula de seguridad que abre a las 3,500 lb/pg2, cuando se requiera operar entre 3,000 y 5,000 lb/pg2, que es la máxima presión de operación del sistema, deben cerrarse las válvulas aisladoras de los acumuladores.

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TABLA 1

VOLUMEN DE FLUIDO PARA OPERAR PREVENTORES ANULARES CAMERON, SHAFFER Y HYDRIL

TAMAÑO

pg

PRESION DE

TRABAJO

lb/pg²

FLUIDO

REQUERIDO

gal

CAMERON SHAFFER HYDRIL

CERRAR 1.69 4.57 2.85

ABRIR 1.39 3.21 2.24

CERRAR 1.69 4.57 3.86

ABRIR 1.39 3.21 3.30

CERRAR 2.04 17.11 9.42

ABRIR 2.55 13.95 7.08

CERRAR 6.94 11.20

ABRIR 6.12 7.25

CERRAR 8.38 11.00

ABRIR 7.56 7.20

CERRAR 5.65 11.00 2.43

ABRIR 4.69 6.78 5.54

CERRAR 5.65 18.67 9.81

ABRIR 4.69 14.59 7.98

CERRAR 10.15 30.58 25.10

ABRIR 9.06 24.67 18.97

CERRAR 23.50

ABRIR 21.30

CERRAR 12.12 23.50 11.36

ABRIR 10.34 14.67 8.94

CERRAR 12.12 23.58 17.98

ABRIR 10.34 17.41 14.16

CERRAR 18.10 40.16 37.18

ABRIR 16.15 32.64 26.50

CERRAR 26.00 34.00

ABRIR 22.50 34.00

CERRAR 22.32 21.02

ABRIR 19.00 15.80

CERRAR 22.32 37.26 28.70

ABRIR 19.00 25.61 19.93

CERRAR 40.75

ABRIR 35.42

CERRAR 35.60 48.16 64.00

ABRIR 29.00 37.61 44.00

CERRAR 50.00 118.50

ABRIR 45.10 99.50

CERRAR 39.70

ABRIR 24.10

CERRAR 39.70 22.59 31.05

ABRIR 24.10 16.92 18.93

21 1/4 2,000

Nota: La válvula hidráulica utiliza un volumen de fluido de ± 0.5 gal, para accionar, cerrar o abrir

20 3/4

5,000

10,000

3,000

18 3/4

18 3/4

3,000

5,000

10,000

16 3/4

16 3/4

16 3/4

3,000

5,000

10,000

15,000

13 5/8

13 5/8

13 5/8

13 5/8

3,000

5,000

10,000

15,000

11

11

11

11

7 1/16

7 1/16

10,000

15,000

20,000

7 1/16

7 1/16 3,000

7 1/16 5,000

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TABLA 2

VOLUMEN DE FLUIDOS REQUERIDOS PARA OPERAR PREVENTORES DE ARIETES CAMERON TIPO ¨U¨

TAMAÑO

NOMINAL

pg

PRESION DE

TRABAJO

lb/pg²

GALONES

PARA

CERRAR

GALONES

PARA ABRIR

7 1/6* 3,000 1.2 1.2

7 1/6 5,000 1.2 1.2

7 1/6 10,000 1.2 1.2

7 1/6 15,000 1.2 1.2

11 3,000 3.3 3.2

11 5,000 3.3 3.2

11 10,000 3.3 3.2

11 15,000 5.5 5.4

13 5/8 3,000 5.5 5.2

13 5/8 5,000 5.5 5.2

13 5/8 10,000 5.5 5.2

13 5/8 15,000 11.6 11.4

16 3/4 3,000 10.2 9.4

16 3/4 5,000 10.2 9.4

16 3/4 10,000 12 11.2

18 3/4 10,000 24 23

20 3/4 3,000 8.1 7.2

21 1/4 2,000 8.1 7.2

21 1/4 5,000 30.9 28.1

21 1/4 10,000 26.5 24.1

26 3/4 3,000 10.5 9.8

11* 3,000 7.6 7.4

11* 5,000 7.6 7.4

11* 10,000 7.6 7.4

11* 15,000 9 8.9

13 5/8* 3,000 10.9 10.5

13 5/8* 5,000 10.9 10.5

13 5/8* 10,000 10.9 10.5

13 5/8* 15,000 16.2 16

16 3/4* 3,000 19.0 18.1

16 3/4* 5,000 19.0 18.1

16 3/4* 10,000 19.1 18.2

20 3/4* 3,000 14.9 14.3

18 3/4* 10,000 24.7 22.3

18 3/4* 15,000 34.7 32.3

* Para arietes de corte.

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1.5 FUENTES DE ENERGIA - REQUERIMIENTOS DE LAS BOMBAS

Capacidad de las bombas.- Cada unidad de cierre deberá contar con el suficiente número y tamaño de bombas que cumplan satisfactoriamente con las operaciones descritas en éste párrafo. Con el banco de acumuladores aislado, las bombas deberán ser capaces de cerrar el preventor anular sobre la tubería en uso, abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y mantener una presión mínima de 14 kg/cm² (200 lb/pg²) por arriba de la presión de precarga de N2 en un tiempo de dos minutos.

Presión en las bombas.- Cada unidad de cierre deberá estar equipada con bombas que proporcionen una presión de descarga equivalente a la presión de operación y máxima de trabajo.

El sistema de la unidad de cierre está formado por una combinación de bombas de aire y eléctricas. Básicamente cada bomba opera a bajo volumen de fluido y alta presión, accionándose por medio de una fuente neumática y la otra por medio de energía eléctrica.

Normalmente en cada sistema lo constituyen dos bombas hidroneumáticas y una bomba triplex eléctrica.

Potencia de Bomba.

La combinación de las bombas deberán tener capacidad para cargar el banco de acumuladores en un tiempo máximo de 15 minutos o menos a partir de su presión de precarga a la presión máxima de operación.

Las bombas son instaladas de tal manera que cuando la presión en los acumuladores baje al 90% de la presión de operación, se active un interruptor electromagnético y arranquen automáticamente para restablecer la presión

Todo el tiempo estará disponible una fuente de potencia para que las bombas accionen automáticamente en todo el sistema de la unidad de cierre, cuando disminuyan al 90% de su presión de operación.

El sistema de la unidad de cierre debe contar con dos fuentes de energía dependientes del equipo de perforación y de una fuente independiente que deberá considerarse como último recurso para cerrar los preventores.

Cada fuente deberá ser autosuficiente para operar las bombas a una velocidad tal que permita cumplir satisfactoriamente con los requerimientos establecidos.

Sistema de potencia.

El sistema dual de potencia recomendado es un sistema de aire más un sistema eléctrico. Las recomendaciones mínimas para un sistema dual aire y otra fuente de potencia dual son:

• Un sistema dual neumático - eléctrico, puede consistir del sistema de aire del equipo más el generador del equipo.

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• Un sistema dual neumático puede consistir del sistema de aire del equipo más un tanque de almacenamiento de aire que esté separado por medio de válvulas de contraflujo (check) de los compresores de aire y del tanque de almacenamiento general de aire del equipo. Los valores mínimos aceptables para este tanque aislado serán el volumen y la presión, cuyos valores permitirán utilizar solamente este aire para que operen las bombas a una velocidad para que cumplan con las funciones requeridas.

• Un sistema dual eléctrico puede consistir del sistema normal de energía eléctrica del equipo más un generador independiente.

• Un sistema dual aire- nitrógeno puede consistir del sistema de aire del equipo más un conjunto de cilindros conteniendo N2 a determinada presión (energía adicional).

• Un sistema dual eléctrico - nitrógeno puede consistir del sistema de corriente eléctrica del equipo más un conjunto de cilindros conteniendo N2 a determinada presión.

En las Regiones Norte, Sur y Marina, la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP) tiene equipos y plataformas marinas que cuentan cada uno con Sistemas de Unidades de Cierre marcas Koomey (la mayoría) y Cameron. Por lo que a continuación se presenta una figura del primer sistema indicando el nombre de cada accesorio y la función correspondiente.

Además como un respaldo en apoyo al cierre de preventores, cada instalación terrestre o costafuera, deberá contar con un Sistema de Energía Adicional con Nitrógeno; incorporado al Sistema de Control de Cierre. El procedimiento de operación se describe en otro módulo del manual.

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DESCRIPCION DE PARTES SISTEMA KOOMEY CON ENERGIA ADICIONAL N2 1. Acumuladores. 2. Válvulas aisladoras. 3. Válvula de seguridad. 4. Filtro en línea suministro de aire. 5. Lubricador de aire. 6. Manómetro en línea de aire. 7. Interruptor de presión hidroneumático. 8. Válvula para aislar el interruptor hidroneumático. 9. Válvula de suministro de aire a bombas hidráulicas. 10. Válvulas de cierre en línea de succión. 11. Filtros en línea de succión. 12. Bombas hidroneumática impulsadas por aire. 13. Válvulas de retención (check). 14. Motor eléctrico y arrancador de bomba triple. 15. Bomba triple hidroeléctrica. 16. Válvula de cierre en línea de succión. 17. Filtro en línea de succión. 18. Válvula de retención (check). 19. Válvula aisladora de la bomba hidroeléctrica. 20. Interruptor de presión hidroeléctrica. 21. Manómetro en el sistema acumulador. 22. Filtro para fluido en el sistema acumulador. 23. Válvula reguladora y reductora de presión. 24. Manómetro en el múltiple de distribución de fluido. 25. Ram Lock para aislar la válvula reductora de presión.(BY-PASS) 26. Válvula reguladora y para preventor anular. 27. Manómetro del preventor anular. 28. Válvulas de cuatro vías 29. Válvula de purga. 30. Caja de empalme de aire. 31. Transmisor de presión del preventor anular. 32. Transmisor de presión del múltiple de distribución de fluido. 33. Transmisor de presión del sistema acumulador. 34. Válvula neumática reguladora de presión preventor anular. 35. Selector regulador de presión del preventor anular. 36. Válvula de seguridad del múltiple de distribución de fluido. 37. Tapones del tanque de almacenamiento. 38. Cilindros con nitrógeno. 39. Manómetro del banco de energía adicional. 40. Válvula maestra del banco de energía adicional.

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PARTES FUNCION

1 ACUMULADORES Su presión de trabajo es de 3,000 lb/pg2 y la presión de precarga con nitrógeno de 1,000 a 1,100 lb/pg2.

Se tiene que verificar la presión de precarga en cada botella cada 30 días, las botellas deben contener solamente nitrógeno, ya que el aire y otros gases pueden causar fuego o explosión

2 VALVULAS AISLADORAS DEL BANCO ACUMULADOR

Normalmente deben estar abiertas y cerradas cuando desee aplicar una presión mayor de 3,000 lb/pg2 o cuando realice pruebas de efectividad de tiempo de respuesta del sistema.

3 VALVULA DE SEGURIDAD DEL BANCO ACUMULADOR

Está calibrada para abrir a 3,500 lb/pg2.

4 FILTRO DE LA LINEA SUMINISTRO DE AIRE

Debe limpiarlo cada 30 días.

5 LUBRICADOR DE AIRE Debe usar lubricante SAE -10 o equivalente y ajustarlo para que provea seis gotas de aceite por minuto, además de revisarlo semanalmente.

6 MANOMETRO INDICADOR DE LA PRESION DE LA LINEA SUMINISTRO DEL AIRE

Rango de presión de 0 - 180 lb/pg2.

7 INTERRUPTOR DE PRESIÓN AUTOMATICA HIDRONEUMATICO

Normalmente está regulado para cortar a 2,900 lb/ pg2 en

Unidades que cuentan con bombas de aire y bomba eléctrica.

Cuándo la presión en el Sistema desciende a 2,700 lb/pg² automáticamente permite que el aire fluya y arranque la bomba. Para incrementar la presión de corte, gire la tuerca que ajusta el resorte de izquierda a derecha y de derecha a izquierda para disminuirla.

8 VALVULA PARA AISLAR EL INTERRUPTOR DE PRESIÓN HIDRONEUMATICO

Normalmente esta válvula debe encontrarse cerrada

Cuando se requieran presiones mayores de 3,000 lb/pg², primero

cierre la válvula que aísla la bomba eléctrica (19) gire la válvula (25) hacia la derecha (alta presión) y finalmente abra esta válvula, lo que permitirá manejar presiones hasta de 5,500 lb/pg2.

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PARTES FUNCION

9 VALVULAS PARA SUMINISTRAR AIRE A LAS BOMBAS HIDRONEUMÁTICAS

Normalmente deben estar abiertas.

10 VALVULAS DE CIERRE DE SUCCION

Siempre permanecerán abiertas.

11 FILTROS DE SUCCION La limpieza se realizará cada 30 días.

12 BOMBAS HIDRONEUMATICAS Este tipo de bombas operan con 125 lb/pg² de presión de aire

Cada lb/pg² de presión de aire produce 60 lb/pg² de presión hidráulica.

13 VALVULAS DE CONTRAPRESION (CHECK)

Su función es permitir reparar o cambiar las bombas hidroneumáticas sin perder presión en el banco acumulador.

14 MOTOR ELECTRICO Y ARRANCADOR

El motor eléctrico opera con tensión eléctrica de 220 a 440 voltios, 60 ciclos, tres fases; la corriente requerida depende de la potencia del motor.

El arrancador acciona y para automáticamente el motor eléctrico que controla la bomba triplex o dúplex; trabaja conjuntamente con el interruptor manual de sobrecontrol para accionar o parar. El interruptor de control (14) debe estar en la posición ¨auto¨.

15 BOMBA TRIPLEX ACCIONADA POR MOTOR ELECTRICO

Cada 30 días se debe revisar el nivel (SAE-30W).

Además se tiene que revisar el nivel de aceite en la coraza de la cadena (30 ó 40W), el cual debe llegar hasta el tapón de llenado.

16 VALVULA DE CIERRE DE SUCCION

Normalmente debe estar abierta.

17 FILTRO DE SUCCION Efectúe su limpieza cada 30 días.

18 VALVULA DE CONTRAPRESION (CHECK)

Su función es permitir reparar el extremo hidráulico de la bomba sin perder presión en el Sistema

19 VALVULA AISLADORA DE LA BOMBA HIDROELECTRICA

Debe estar abierta normalmente y sólo tiene que cerrarla cuando vaya a generar presiones mayores de 3,000 lb/pg² con las bombas hidroneumáticas.

20 INTERRUPTOR DE PRESION HIDROELECTRICO

El motor de la bomba hidroeléctrica arranca automáticamente cuando la presión en el banco acumulador desciende a 2700 lb/pg² y para cuando la presión llega a 3,000 lb/pg².

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PARTES FUNCION

Al ajustar la presión de paro del motor eléctrico, quite el protector del tornillo regulador y gírelo en sentido contrario a las manecillas del reloj para disminuir la presión o en el sentido de las mismas manecillas para incrementar la presión.

Para ajustar la presión de arranque del motor eléctrico quite la tapa a prueba de explosión, purgue la presión del sistema a la presión de arranque deseada y mueva la rueda de ajuste hacia arriba, hasta que el motor arranque.

21 MANOMETRO INDICADOR DE LA PRESION EN EL SISTEMA ACUMULADOR

Rango de presión de 0 - 6,000 lb/pg²

22 FILTRO PARA FLUIDO EN EL SISTEMA ACUMULADOR

Revisarlo cada 30 días.

23 VALVULA REGULADORA Y REDUCTORA DE PRESIÓN

Reduce la presión del Sistema a 1,500 lb/pg² para operar los

preventores de arietes y las válvulas con operador hidráulico.

Para ajustar esta válvula, primero afloje la tuerca candado de la manija y gírela hacia la derecha para incrementar la presión y hacia la izquierda para reducirla, observando siempre el manómetro (24) al fijar la presión en el regulador del múltiple de distribución; finalmente, apriete la tuerca candado de la manija.

24 MANOMETRO INDICADOR DE PRESION EN EL MULTIPLE DE DISTRIBUCION DE FLUIDO

Rango de presión de 0 - 10,000 lb/ pg².

25 VALVULA PARA AISLAR LA VALVULA REDUCTORA DE PRESION

Debe estar en posición abierta, y cuando se necesiten aplicar presiones mayores de 1,500 lb/pg² a los preventores de arietes, gírela a la posición de cerrada, así se aísla la válvula (23).

26 VALVULA REGULADORA Y REDUCTORA DE PRESION IMPULSADA POR AIRE

Regula la presión para el preventor anular. La presión puede variar dependiendo del diámetro del tubo contra el que cierra el preventor anular.

27 MANOMETRO INDICADOR DE PRESION DEL PREVENTOR ANULAR

Rango de presión de 0 - 3,000 lb/pg².

28 VALVULAS DE CUATRO VIAS Permiten cerrar o abrir los preventores y las válvulas hidráulicas instaladas.

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PARTES FUNCION

29 VALVULA DE PURGA Normalmente debe estar cerrada. Esta válvula debe mantenerse abierta cuando se precargan las botellas del acumulador.

30 CAJA DE EMPALME DE AIRE Se usa para conectar las líneas de aire en el Sistema a las líneas de aire que vienen del tablero de control remoto.

31 TRANSMISION DE PRESION NEUMATICA PARA LA PRESION DEL PREVENTOR ANULAR

Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que la presión del manómetro del preventor anular en el tablero remoto sea igual a la del manómetro (27) del Sistema.

32 TRANSMISOR DE PRESION NEUMATICA PARA LA PRESION DEL MULTIPLE DE FLUIDO

Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro de los preventores de arietes en el tablero remoto registre la misma presión que el manómetro (24) del Sistema.

33 TRANSMISOR DE PRESION NEUMATICA PARA LA PRESION DEL SISTEMA ACUMULADOR

Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro que indica la presión del acumulador en el tablero remoto registre la misma presión que el manómetro (21) del Sistema.

34 VALVULA NEUMATIC REGULADORA DE LA VALVULA (26)

Se utiliza para regular la presión de operación del preventor anular.

El giro a la izquierda disminuye presión y a la derecha la incrementa.

Vigile siempre el manómetro (27) cuando ajuste la presión.

35 SELECTOR DE REGULADOR DE PRESION DEL PREVENTOR ANULAR

Se usa para seleccionar el tablero ( unidad o control remoto) desde donde se desea controlar la válvula reguladora (26).

36 VALVULA DE SEGURIDAD DEL MULTIPLE DISTRIBUIDOR DE FLUIDO.

Está regulada para que abra a 5,500 lb/ pg².

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1.6 REQUERIMIENTOS DE CONSOLAS DE CONTROL REMOTO

En todo equipo terrestre o plataforma de perforación costafuera, deberán estar equipados con el número suficiente de tableros de control remoto, ubicados estratégicamente donde el Perforador o el Técnico puedan llegar con rapidez.

Normalmente se tiene una consola en el piso de perforación y otra en un lugar accesible. En las plataformas marinas, deberá tenerse un tablero de control remoto en la Oficina del Superintendente y otra consola adicional ubicada en el muelle que esté situado a favor de los vientos dominantes.

FIG. 2 CONSOLA DE CONTROL REMOTO KOOMEY

Al término de cada instalación del arreglo de preventores, según la etapa de perforación por continuar, deberán efectuarse todas las pruebas de apertura y cierre desde la misma unidad y posteriormente desde cada estación de control remoto que se encuentre en operación, para verificar el funcionamiento integral del sistema.

PARTES QUE COMPONEN LA CONSOLA DE CONTROL REMOTO

1.- Manómetro de los Acumuladores

2.- Manómetro de presión de aire

3.- Operación del preventor esférico anular

4.- Operación del preventor de arietes de corte

5.- Línea de matar

6.- Manómetro del múltiple en general

7.- Manómetro del Preventor anular

8.- Regulador del preventor esférico anular

9.- Válvula de presión baja

10.- Válvula de seguridad

11.- Operación del preventor doble de arietes

12.- Línea de estrangulador

13.- Gabinete

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1.7 REQUERIMIENTOS PARA VALVULAS, CONEXIONES, LINEAS Y MULTIPLE

Todas las válvulas, conexiones, líneas y demás accesorios entre la unidad de cierre y el arreglo de preventores, deberán estar construidos de acero para una presión mayor o igual a la presión máxima de trabajo hasta de 352 kg/cm² (5,000 lb/pg²).

En toda instalación todas las válvulas, conexiones y demás componentes requeridos, deberán estar equipados con lo siguiente:

Cada múltiple de la unidad de cierre deberá contar con válvulas de paso completo en las cuales puedan conectarse fácilmente y por separado las líneas del fluido hidráulico.

Cada unidad de cierre deberá equiparse con las suficientes válvulas de contraflujo (check) o de cierre que permitan aislar las bombas y los acumuladores del múltiple de la unidad de cierre y el regulador de presión del preventor anular del múltiple de la unidad de cierre.

La unidad de cierre deberá contar con los manómetros necesarios y precisos que indiquen la operación, tanto flujo abajo como arriba de la válvula reguladora de presión del preventor anular.

En cada unidad de cierre deberá tener una válvula reguladora de presión que permita controlar manualmente la presión para operar el preventor anular.

La unidad de cierre que esté equipada con una válvula reguladora que controle la presión de operación de los preventores de arietes, deberá contar con una válvula y línea de paso que permita aplicar toda la presión del banco de acumuladores en el múltiple de la unidad

Las válvulas de control (ram - lock) para operar el sistema deberán tener indicadores precisos de la posición, tipo y medida de los arietes instalados en el arreglo de preventores. Los letreros estarán en español e indicar la posición de apertura o cierre.

Posición de las válvulas de control.- Durante las operaciones normales de perforación del pozo, cada una de las válvulas que operen los preventores deberán estar siempre en la posición de abierto y en la posición de cerrado, únicamente la que opera la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

Válvula de control del preventor ciego.- Deberá estar equipada con una cubierta (protector) sobre la palanca manual para evitar que se opere accidentalmente.

1.8 PRUEBAS DE OPERACION Y FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA

1. Revise que la presión del banco de acumuladores indique 211 kg/cm² (3,000 lb/pg²) la presión en el múltiple de distribución 105 Hg/cm² (1,500 lb/pg²) y la del preventor anular de 25 a 105 kg/cm² (350 a 1500 lb/pg²) conforme a la presión óptima de trabajo recomendada por el fabricante d este último preventor.

Consulte las tablas correspondientes en la descripción del preventor anular.

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2. Verifique que el fluido del sistema esté libre de fluido de perforación o de cualquier otro fluido extraño, sedimentos, piedras o basura.

3. Revise mensualmente la precarga de cada botella aislando los bancos acumuladores para no tener que retirar del servicio ambos bancos a la vez.

4. Certifique que el personal de electromecánica proporcione el mantenimiento adecuado al sistema conforme a las recomendaciones del fabricante y en especial la lubricación de las bombas hidroneumáticas (transmisión, extremo mecánico e hidráulico), limpieza de filtros, calibración de manómetros en el sistema y controles remotos, etc.

5. Verifique diariamente el nivel de aceite hidráulico en el depósito (1/2 de su capacidad de almacenamiento, es suficiente teniendo el sistema en operación, con objeto de poder recibir fluido de los acumuladores).

6. Deben taponarse las descargas de las válvulas que estén fuera de operación con objeto de evitar que se descargue el sistema por descuido.

1.9 PRUEBA DE EFECTIVIDAD DE TIEMPO DE RESPUESTA AL SISTEMA DE BOMBA

El sistema debe ser capaz de cerrar cada preventor de arietes y los preventores anulares menores de 20 pg en 30 segundos como máximo y hasta 45 segundos para los de 20 pg y de mayor diámetro.

La bomba hidroeléctrica por sí misma, es decir, con los acumuladores bloqueados y las bombas hidroneumáticas paradas, debe ser capaz de abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación, cerrar el preventor anular sobre la tubería y obtener un mínimo de 1,200 lb/pg² de presión en un tiempo que no exceda de dos minutos.

De igual forma, las bombas hidroneumáticas por sí mismas deben ser capaces de llevar a cabo lo indicado en el inciso anterior.

La prueba de los acumuladores consiste en abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y cerrar el preventor anular sobre la tubería de perforación en un tiempo que no exceda de 30 segundos, conservando una presión final mínima de 84 kg/cm² (1,200 lb/pg²) y teniendo las bombas hidroneumáticas e hidroeléctricas paradas.

Esta prueba de efectividad de tiempo de respuesta del sistema debe llevarse a cabo antes de efectuar cada prueba a presión del sistema de control superficial.

1.10 PRUEBA DE OPERACION Y FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE ACUMULADORES

Esta prueba debe llevarse a cabo antes de que se efectúe la prueba hidráulica del Sistema de Control Superficial.

1. Aísle las fuentes de energía hidroeléctrica e hidroneumática del Sistema y verifique que estén abiertas las válvulas de los acumuladores.

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2. En caso de no tener tubería dentro del pozo introduzca una lingada de T.P.

3. Abra la válvula hidráulica de la línea de estrangular, cierre el preventor anular y el preventor de arietes del diámetro de la T.P. correspondiente. Registre el tiempo que tarda en efectuar estas tres operaciones. El máximo tiempo requerido es de 50 seg. debiendo conservar una presión final mínima de 1,200 lb/pg² (84 kg/cm²)

4. Seguidamente recargue los acumuladores a 3,000 lb/pg² (211 kg/cm²) con las dos fuentes de energía y registre el tiempo empleado el cual debe ser de 5 minutos como máximo.

5. La bomba hidroeléctrica por sí misma, es decir con los acumuladores bloqueados y las bombas hidroneumáticas paradas, debe ser capaz de abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y cerrar el preventor anular sobre la tubería en un tiempo que no exceda de dos minutos, debiendo conservar una presión final mínima de 1,200 lb/pg² (84 kg/cm²).

6. De igual manera las bombas hidroneumáticas por sí mismas deberán ser capaces de llevar a cabo lo indicado en el inciso anterior.

1.11 CIERRE DE UN PREVENTOR UTILIZANDO EL SISTEMA DE RESPALDO CON ENERGIA ADICIONAL DE NITROGENO (N2).

Esta prueba se efectúa en los pozos - escuela (SIMULADOR EQUIPO DE PERFORACION) con el propósito de demostrar a las cuadrillas la eficiencia de la fuente independiente que podrá utilizarse como último recurso para cerrar los preventores.

Los equipos terrestres y marinos que cuenten con este sistema de respaldo estarán supeditados a las instrucciones del personal técnico para accionarlo.

1. Quitar tapones laterales de 4 pg (núm.37) del tanque de almacenamiento

2. Verificar que la válvula de purga (núm.29) esté cerrada y que ninguna válvula ramlok (núm.28) esté parcialmente activada.

3. Aislar el banco de acumuladores (cerrar) con la válvula núm.19

4. Posicionar en alta la válvula (núm.25)

5. Colocar en posición de cerrar, la válvula ramlock del preventor seleccionado y posicionar en abierto la ramlock que acciona la válvula hidráulica de la línea de estrangular.

6. Abrir la válvula del cilindro de N2 (núm.38) seleccionado, observando que tenga una presión mínima de 80 kg/cm2 en el manómetro del banco (núm.39).

7. Abrir la válvula general de N2 (núm.40), verifique el cierre del preventor. Una vez accionado cierre la válvula del cilindro de gas.

RECOMENDACIONES.- Antes de utilizar el nitrógeno:

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Revise que las válvulas de los cilindros y la válvula general de N2 estén cerradas.

Observe el cierre del preventor y de inmediato cierre las válvulas del N2.

Nunca opere las válvulas ramlock de una posición a otra (abrir a cerrar o viceversa) estando la línea represionada con N2, ya que originará un ACCIDENTE.

Es recomendable purgar lentamente la presión por la válvula núm.29 antes de realizar cualquier operación en el sistema de la unidad de cierre.

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2 CABEZAL DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO

El cabezal de tubería de revestimiento forma parte de la instalación permanente del pozo y se usa para anclar y sellar alrededor de la siguiente sarta de tubería de revestimiento.

Por diseño puede ser roscable, soldable o bridado, además se utiliza como base para instalar el conjunto de preventores.

Las salidas laterales del cabezal, pueden utilizarse para instalar las líneas secundarias (auxiliares) de control y su uso deberá limitarse para casos de emergencia estrictamente. Cuando las líneas no estén instaladas, es recomendable disponer de una válvula y un manómetro en dichas salidas.

FIG. 3 CABEZAL DEL TR SOLDABLE MARCA FIP

La norma API-6A del Instituto Americano del Petróleo establece las siguientes especificaciones para el cabezal de tubería de revestimiento.

La presión de trabajo deberá ser igual o mayor que la presión superficial máxima que se espere manejar.

Resistencia mecánica y capacidad de presión acordes a las bridas API y a la tubería en que se conecte.

Resistencia a la flexión (pandeo) será igual o mayor que la tubería de revestimiento en que se conecta.

Resistencia a la compresión para soportar las siguientes TR´s que se van a colocar.

ORIFICIO PARA

PRUEBA

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3 CARRETE DE CONTROL

El carrete de control se instala para conectar las líneas primarias de matar y estrangular en un conjunto de preventores.

El API-RP-53 del Instituto Americano del Petróleo recomienda que estas líneas se conecten a un preventor con salidas laterales, eliminado con esto el carrete de control con la gran ventaja de disminuir la altura del conjunto de preventores, así como el número de bridas que, como se mencionó, es el punto más débil del conjunto.

Sin embargo, en la mayoría de los casos se prefiere usar un carrete, ya que como están sujetos a la erosión resulta más económico eliminar un carrete que un preventor; también se dispone de mayor espacio entre preventores, lo que facilita la operación de introducir tubería a presión.

ESPECIFICACIONES Y RECOMENDACIONES DE OPERACION

Para rangos de presión de 2,000 y 3,000 lb/pg² (141 y 211 kg/cm²), las salidas laterales deben tener un diámetro interior mínimo de 2 pg y ser bridadas o de grampa.

El diámetro interior debe ser por lo menos igual al del último cabezal instalado en el pozo.

Tomando en consideración las ventajas descritas, es conveniente tener instalado un preventor de arietes en la parte inferior del carrete de control.

Para los rangos de presión de trabajo 5,000; 10,000 y 15,000 lb/pg² (352; 703 y 1,055 kg/cm²) las salidas deben ser de un diámetro interior mínimo de 2 pg para la línea de matar y de 3 pg para la línea de estrangular.

El rango de presión de trabajo debe ser acorde al conjunto de preventores.

Las salidas laterales de los cabezales no deben usarse para conectar las líneas primarias de matar y estrangular, con el objeto de evitar el daño que por erosión se puede provocar a la instalación definitiva al pozo.

Estas salidas pueden ser utilizadas como líneas auxiliares (secundarias) de matar y estrangular, debiendo limitar su uso el tiempo mínimo posible cuando ocurran fallas en ellas.

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FIG. 4 CARRETE DE CONTROL

4 PREVENTOR DE ARIETES

El preventor de arietes tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos y medidas de arietes que se requieren en los arreglos de los conjuntos de preventores, y por su diseño es considerado como el más seguro.

FIG. 5 PREVENTOR SENCILLO DE ARIETES CAMERON TIPO “U”

Otras características son:

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

Puede instalarse en pozos terrestres o en plataformas costafuera.

La presión del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes.

Tiene un sistema de operación secundario para cerrar manualmente los arietes (candados).

Los elementos de los arietes tienen una reserva de hule autoalimentable.

Modificando los pistones de operación, al usar arietes de corte sirven para cortar tubería quedando el pozo cerrado.

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FIG. 6 PREVENTOR DOBLE DE ARIETES MARCA CAMERON TIPO “U”

ARIETES DE PREVENTORES

Los arietes de preventores constan de una pieza de acero fundido de baja aleación y de un conjunto sellarte diseñado para resistir la compresión y sellar eficazmente. Los tipos de arietes usados en los arreglos de los conjuntos de preventores son los siguientes:

ARIETES PARA TUBERÍA

FIG. 7 ARIETES PARA TUBERIA MARCA CAMERON

ARIETE ARMADO

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Los arietes para tubería de perforación o revestimiento están constituidos por un sello superior y por un empaque frontal. Ambos empaques son unidades separadas y pueden cambiarse independientemente.

CARACTERISTICAS

En caso de emergencia permite el movimiento vertical de la tubería, para lo cual deberá regularse la presión de cierre del preventor.

Cuando existe presión en el pozo, evitan la expulsión de la tubería al detenerse la junta en la parte inferior del ariete.

En casos de emergencia, permiten colgar la sarta cerrando los candados del preventor.

ARIETES VARIABLES

FIG. 8 ARIETES VARIABLES CAMERON

Los arietes variables son similares a los descritos anteriormente. La característica que los distingue es cerrar sobre un rango de diámetro de tubería, así como de la flecha.

La tabla 3 muestra los rangos de cierre para diferentes tamaños de preventores.

TABLA 3 RANGO DE CIERRE DE ARIETES VARIABLES

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VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA POSICION QUE GUARDA EL PREVENTOR CIEGO

Tomando como base el arreglo más común para la perforación de zonas de alta presión y pozos de desarrollo, los arietes ciegos están colocados arriba del carrete de control.

VENTAJAS

Está demostrado estadísticamente que la mayor parte de los brotes ocurren con la tubería dentro del pozo, es entonces que el preventor inferior hace la función de válvula maestra por estar conectada directamente a la boca del pozo evitando las bridas, mismas que están consideradas como las partes más débiles de un conjunto de preventores.

Se pueden cambiar los arietes ciegos por arietes para la tubería de perforación.

La tubería de perforación puede suspenderse del preventor inferior y cerrar totalmente el pozo.

Cuando el pozo está cerrado con el preventor inferior permite efectuar reparaciones y corregir fugas del conjunto de preventores; además del cambio de unidades completas.

Cuando el preventor ciego está cerrado se puede operar a través del carrete de control.

Si se considera conveniente se puede introducir tubería de perforación a presión dentro del pozo, utilizando el preventor inferior y alguno de los superiores, previo cambio de los ciegos por arietes para tubería de perforación.

Lo anterior tiene la gran desventaja de deteriorar los arietes inferiores, los cuales no es posible cambiar, por lo que debe procurarse operarlos sólo en caso necesario, ya que como se indicó, deben considerarse como válvula maestra.

DESVENTAJAS

TAMAÑO pgPRESION DE TRABAJO

lb/pg²

RANGO DE CIERRE DE

ARIETES VARIABLES

7 1/16 3,000; 5,000; 10,000 y 3 1/2 - 2 3/8

15,000 4 - 2 7/8

11 3,000; 5,000 y 10,000 5 - 2 7/8

5 1/2 - 3 1/2

11 15,000 5 - 2 7/8

13 5/8 3,000; 5,000 y 10,000 7- 4 1/2

5 - 2 7/8

13 5/8 15,000 7 - 5

5 - 3 1/2

16 3/4 5,000 y 10,000 7 - 3 1/2

16 3/4 10,000 5 - 2 7/8

18 3/4 10,000 7 5/8 - 3 1/2

5 - 2 7/8

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Cuando el preventor ciego esté cerrado, no se tendrá ningún control si ocurre alguna fuga en el preventor inferior en el carrete de control.

Lo que se manejó como ventaja de que los arietes ciegos se pueden cambiar por arietes para tubería de perforación, funciona ahora como desventaja, ya que en el caso extremo de querer soltar la tubería no se dispondría de una válvula maestra que cerrara totalmente el pozo.

Cuando se esté perforando la etapa de yacimiento, se deberán utilizar arietes de corte en sustitución de los ciegos.

Si se utilizan sartas combinadas, los arietes para la tubería de diámetro mayor se instalarán en el preventor inferior, y los de diámetro menor en el superior. Ambos arietes pueden sustituirse por el tipo variable.

Debe observarse que si ocurre un brote cuando se esté sacando del pozo la tubería de perforación de diámetro menor, sólo se dispondrá del preventor anular y uno de arietes.

Es entonces que no será posible intercambiar arietes de ese mismo diámetro de tubería de perforación en algún otro preventor, por lo que será conveniente ubicar los arietes ciegos en la parte superior del preventor doble, aun cuando las desventajas señaladas anteriormente serían mayores por tener doble brida adicional.

Una opción práctica, sin cambiar la posición establecida, recomienda bajar una parada de tubería del diámetro mayor para cerrar el preventor inferior y cambiar arietes al superior.

ARIETES DE CORTE

Los arietes de corte están constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo de ariete, empaques laterales, sello superior y empaques frontales de las cuchillas.

La función de estos arietes es cortar tubería y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo, cuando no se dispone de los arietes ciegos durante la operación normal de perforación.

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FIG. 9 ARIETES CIEGOS DE CORTE MARCA CAMERON

ARIETE ARMADO

EMPAQUE LATERAL

EMPAQUE DE CUCHILLAS DE CORTE

EMPAQUE SUPERIOR

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5 PREVENTOR ANULAR

Este preventor anular (también se conoce como esférico), es instalado en la parte superior de los preventores de arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta un brote. El tamaño y su capacidad deberán ser iguales que los preventores de arietes.

El preventor anular consta en su parte inferior de un elemento empacador de hule sintético (dona), que al operarlo se deforma concéntricamente hacia su parte inferior efectuando el cierre alrededor de la tubería. Al abrir la “dona” se contrae y queda en posición de abierto al mismo diámetro de paso que los otros preventores.

En el preventor anular HYDRIL tipo “GK” la presión hidráulica de cierre se ejerce sobre el pistón de operación y sube conforme asciende el elemento de hule, comprimiéndose hacia adentro hasta efectuar el sello sobre cualquier tubería o herramienta que esté dentro del preventor.

Para el preventor anular CAMERON tipo “D” y "DL" la presión de cierre empuje hacia arriba el pistón de operación y el plato impulsor desplaza el aro de hule sólido, forzando a la “dona” a cerrarse, activándose simultáneamente los insertos de acero que refuerzan al elemento de hule, girando interiormente hasta formar un anillo de soporte continuo tanto en la parte superior como en la parte inferior del elemento empacador.

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FIG. 10 PREVENTOR ANULAR MARCA HYDRIL TIPO “GK”

CARATERISTICAS DE DISEÑO

El uso del preventor anular posee las características siguientes:

Cierra sobre cualquier herramienta de perforación sin importar su geometría o diámetro exterior de la sarta de uso, incluyendo la flecha.

Cierra en agujero a pleno calibre; sin embargo, no se recomienda operarlo en esas condiciones, ya que el elemento sellante sufre un daño considerable, por lo que se limita esta característica a casos críticos.

Permite introducir o sacar tubería y herramienta con presión en el pozo.

Permite rotar lentamente la tubería en caso de requerirse.

Es posible cambiar el elemento sellante con tubería dentro del pozo.

Cierra sobre el cable, la sonda o las pistolas de la unidad de registros.

RECOMENDACIONES DE OPERACION

La frecuencia de las pruebas será similar a la del conjunto de preventores

El preventor anular debe probarse al 70 % de su rango de presión de trabajo y siempre sobre la tubería de perforación, aplicando la presión de cierre recomendada por el fabricante en función del diámetro de la tubería.

Para rotar lentamente la tubería con el elemento sellante cerrado, deberá ajustarse la presión de cierre, como se indica en los datos de cierre del fabricante.

Para introducir o sacar tubería en un pozo con presión se ajustará la presión de cierre a la mínima necesaria para permitir el movimiento de la tubería hacia arriba o hacia abajo (esto en función de la presión que exista en el pozo). También se puede estar adicionando continuamente aceite a la tubería para lubricarla. Asimismo, se debe tener la precaución de disminuir la velocidad de introducción o extracción al pasar los coples de la tubería, con objeto de prolongar la vida útil del elemento sellante y permitir que se acople a los diferentes diámetros a que es expuesto, evitando así alguna fuga.

Los preventores anulares Hydril poseen características de que la presión contribuye al cierre del mismo. La tabla 4 muestra las presiones de cierre para diferentes diámetros de tubería sin presión en el pozo y la gráfica 1 cuando existe presión en el pozo.

TABLA 4

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PRESION DE CIERRE EN lb/pg² DEL PREVENTOR ANULAR HYDRIL SIN PRESION EN EL POZO

DIAMETRO

A CERRARMSP

pg29 1/2"- 0.5M21 1/4"- 2M16 3/4"- 5M 11"- 10M11"-5M7 1/6"-10M

12950

6 5/8550

51350500600

4 1/2550600650420350

3 1/2600650700600550

2 7/8650750750780750

Ciego150011001150115011501150

HYDRIL

TIPO"GK"

DIAMETRO

A CERRAR MSP

pg 29 1/2"- 0.5M 21 1/4"- 2M 16 3/4"- 5M 13 5/8" - 5 M 13 5/8" - 10M 11"- 5 M 11"-10 M 7 1/6"-10M

12 950

6 5/8 550 550

5 1350 500 600 600

4 1/2 550 600 650 525 650 420 350

3 1/2 600 650 700 640 700 600 550

2 7/8 650 750 750 815 750 780 750

Ciego 1500 1100 1150 1150 1150 1150 1150 1150

HYDRIL

TIPO"GK"

1200

800

300

500

15

00

2500

35

00

4500

GR

AF

ICA

1.-

RE

LA

CIO

N P

RE

SIO

N D

EL

PO

ZO

CO

NT

RA

PR

ES

ION

DE

CIE

RR

E P

AR

A P

RE

VE

NT

OR

HY

DR

IL G

K 1

3 5/

8 pg

5 0

00 lb

/pg²

32

EMPAQUETADURA DE PREVENTORES (ELASTOMEROS)

La empaquetadora o partes elásticas de los preventores deberán identificarse por el tipo de caucho, composición, proceso de fabricación empleado, grado de dureza, etcétera.

Las características anteriores determinan el uso más apropiado para cada tipo.

Las partes elastoméricas deben ser marcadas al moldearse para identificar el tipo de caucho, rango de dureza, número de parte y código empleado. El sistema de código de identificación está compuesta por tres partes:

a) Dureza

b) Código API

c) Número de parte del fabricante

Ejemplo:

Esta marca designa una parte o componente que tiene un rango en la escala de la dureza de 70 - 75, fabricado de epiclorohidrina y con número del fabricante de 400.

Los diversos fabricantes de los productos elastoméricos recomiendan el uso más apropiado para cada tipo de empaque.

La tabla 5 contiene los códigos empleados para la selección de los elementos sellantes.

TABLA 5

GUIA PARA LA SELECCION DEL ELEMENTO SELLANTE

a 70 CO 400 c

b

TIPO DE

ELASTOMERO

RANGO DE

DUREZA

CODIGO

APIAPLICACIÓN TIPICA DE SERVICIO

EPICLOROHIDRINA70-75COFluidos de perforación base agua y bajas

temperaturas.

CAUCHO NATURAL67-75NRFluidos de perforación base agua, contaminación

con H2S y temperaturas bajas y medias.

NEOPRENO70-78CR

Fluidos de perforación base aceite y agua,

contaminación con H2S y temperaturas normal y

altas.

NITRILO70-82NBRFluidos de perforación base aceite, contaminación

con H2S y temperaturas normal y altas.

TIPO DE

ELASTOMERO

RANGO DE

DUREZA

CODIGO

APIAPLICACIÓN TIPICA DE SERVICIO

EPICLOROHIDRINA70-75COFluidos de perforación base agua y bajas

temperaturas.

CAUCHO NATURAL67-75NRFluidos de perforación base agua, contaminación

con H2S y temperaturas bajas y medias.

NEOPRENO70-78CR

Fluidos de perforación base aceite y agua,

contaminación con H2S y temperaturas normal y

altas.

NITRILO70-82NBRFluidos de perforación base aceite, contaminación

con H2S y temperaturas normal y altas.

TIPO DE

ELASTOMERO

RANGO DE

DUREZA

CODIGO

APIAPLICACIÓN TIPICA DE SERVICIO

EPICLOROHIDRINA 70-75 COFluidos de perforación base agua y bajas

temperaturas.

CAUCHO NATURAL 67-75 NRFluidos de perforación base agua, contaminación

con H2S y temperaturas bajas y medias.

NEOPRENO 70-78 CR

Fluidos de perforación base aceite y agua,

contaminación con H2S y temperaturas normal y

altas.

NITRILO 70-82 NBRFluidos de perforación base aceite, contaminación

con H2S y temperaturas normal y altas.

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INSPECCION Y ALMACENAMIENTO

Toda empaquetadura de caucho requiere ser inspeccionada antes de usarse, para ello los fabricantes recomiendan realizar las pruebas siguientes:

Doble, estire y comprima la pieza, observe si en el área de esfuerzos existen grietas o fisuras, particularmente en las esquinas, de ser así elimínelas y cámbiela por otra en condiciones adecuadas.

Si la pieza es de tamaño muy grande, corte una tira de una área no crítica y efectúele la prueba, ejemplo: corte una tira de caucho entre los segmentos de un elemento sellante del preventor anular, para realizar el ensayo mencionado.

Cuando la empaquetadura de caucho se expone a la intemperie ocasiona que la superficie se observe polvorienta y en mal estado aparente, por lo que también deberá efectuarse la prueba anterior.

Las condiciones de almacenamiento determinan la duración de los elementos de caucho.

Las tablas 6 y 7 indican las condiciones que deben observarse para tal propósito.

TABLA 6

GIUA PARA EL ALMACENAMIENTO DE EMPAQUETADURAS DE CAUCHO EN GENERAL.

BUENANORMALDEFICIENTE

TEMPERATURAHASTA 80 °CHASTA 120 °FMAS DE 120 °F

ESFUERZOS

Compartamientos

separados para cada

pieza sin ampliar

Piezas apiladas en grupos

pequeños, sin comprimirlas en las

cajas ni en estantes, piezas

pequeñas puestas en cajas de poco

altura.

Piezasalmacenadascomprimidas,

estiradas,dobladasoplegadas,anillosen

"o" colocados en clavijas.

MEDIO

AMBIENTE

Proteger de la luz y

del contacto con el

aire.

Bajo techo y lejos de ventanas y

equipo electrico que produzca

chispas.

A rayo de sol o con luz fuerte, cerca de

motores electricos, maquinas de

soldadura con arco, etcetera.

CONTACTO CON

LIQUIDOSsecas.Secas.

Posibilidad de que se mojen con aceite,

solventes, agua, acidos, etcetera.

CALIDAD DE ALMACENAMIENTOCONDICION

BUENA NORMAL DEFICIENTE

TEMPERATURA HASTA 80 °F HASTA 120 °F MAS DE 120 °F

ESFUERZOS

Compartamientos

separados para cada

pieza sin apilar

Piezas apiladas en grupos

pequeños, sin comprimirlas en las

cajas ni en estantes, piezas

pequeñas puestas en cajas de poca

altura.

Piezas almacenadas comprimidas,

estiradas, dobladas o plegadas, anillos en

"O" colgados en clavijas.

MEDIO

AMBIENTE

Proteger de la luz y

del contacto con el

aire.

Bajo techo lejos de ventanas y

equipo eléctrico que produzca

chispas.

A rayo de sol o con luz fuerte, cerca de

motores eléctricos, máquinas de

soldadura con arco, etcétera.

CONTACTO CON

LIQUIDOSSecas Secas

Posibilidad de que se mojen con aceite,

solventes, agua, ácidos, etcétera.

CALIDAD DE ALMACENAMIENTOCONDICION

34

TABLA 7

TIEMPO DE CONSERVACION DE EMPAQUETADURA DE CAUCHO EN GENERAL

EN FUNCION DE LA CALIDAD DE ALMACENAMIENTO

BUENANORMALDEFICIENTE

EPICLOROHIDRINA6 - 8 AÑOS4 - 6 AÑOSDistorsión permanente si los articulos se

almacenan bajo esfuerzo.

NEOPRENO3 - 5 AÑOS2 - 4 AÑOSDistorsión permanente si los articulos se

almacenan bajo esfuerzo.

NITRILO2 - 4 AÑOS1 - 3 AÑOSEn menos de una semana se puede

agrietar a causa de la luz.

NATURAL2 - 4 AÑOS1 - 3 AÑOS

En menos de una semana se puede

agrietar a causa de la luz, esfuerzos o del

ozono. Los aceites y disolventes afectan

muy adversamente.

CALIDAD DE ALMACENAMIENTOTIPO DE CAUCHO

BUENA NORMAL DEFICIENTE

EPICLOROHIDRINA 6 - 8 AÑOS 4 - 6 AÑOSDistorsión permanente si los artículos se

almacenan bajo esfuerzo.

NEOPRENO 3 - 5 AÑOS 2 - 4 AÑOSDistorsión permanente si los artículos se

almacenan bajo esfuerzo.

NITRILO 2 - 4 AÑOS 1 - 3 AÑOS

En menos de una semana se puede

agrietar a causa de la luz, esfuerzos o del

ozono. Los aceites y disolventes afectan

muy adversamente.

NATURAL 2 - 4 AÑOS 1 - 3 AÑOS

En menos de una semana se puede

agrietar a causa de la luz, esfuerzos o del

ozono. Los aceites y disolventes afectan

muy adversamente.

CALIDAD DE ALMACENAMIENTOTIPO DE CAUCHO

35

6 CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL

CONSIDERACIONES DE DISEÑO

Al seleccionar las conexiones superficiales de control del pozo se deben considerar factores tales como las presiones de la formación y en la superficie, métodos de control de pozos que serán empleados, situación ambiental del pozo, corrosividad, volúmenes, toxicidad y abrasividad de los fluidos esperados, como lo especifica las prácticas recomendadas API - RP53 del Instituto Americano del Petróleo.

6.1 LINEAS DE MATAR

La línea de matar es una de las partes integrales del sistema de control superficial, requerida para llevar a cabo las operaciones de control de pozos cuando el método normal de control (a través de la flecha o directamente por la tubería) no puede ser empleado.

La línea de matar conecta las bombas de lodo del equipo, con una de las salidas laterales del carrete de control o de los preventores.

FIG. 11 LINEA DE MATAR PARA 2,000 Y 3,000 lb/pg² PRESION DE TRABAJO

La conexión de la línea de matar al arreglo de preventores, dependerá de la configuración 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.

Sólo en caso de extrema urgencia, la línea de matar podrá conectarse a las salidas laterales del cabezal o carrete de TR o debajo de un preventor de arietes para tubería que se encuentre más abajo en el arreglo.

36

FIG. 12 LINEA DE MATAR PARA 5,000; 10,000 Y 15,000 lb/pg² PRESION DE TRABAJO

Para rangos de presión de trabajo mayores de 5000 lb/pg² (352 kg/cm²), se instalará una línea de matar “remota” (a una distancia considerable) para permitir el uso de una bomba de a lta presión, si las bombas del equipo se vuelven inaccesibles o inoperantes.

El sitio deberá seleccionarse para máxima seguridad y con suficiente acceso. Normalmente esta línea se encuentra unida a la línea de matar cerca del arreglo de preventores y se extiende hasta un sitio adecuado donde pueda instalarse un patín con la bomba auxiliar.

37

ESPECIFICACIONES Y RECOMENDACIONES DE OPERACION

Para la línea de matar son aplicables las especificaciones referidas en la línea y múltiple de estrangulación, las más sobresalientes son las siguientes:

Todas las líneas, válvulas, conexiones, válvulas de contrapresión, etc; deben ser de un rango de presión de trabajo similar al que tiene el conjunto de preventores como mínimo.

El diámetro mínimo recomendado es de 2 pg y se deben evitar componentes con diámetro interior reducido.

Debe tener doble válvula conectada a la salida lateral del conjunto de preventores.

Todos los componentes de la línea deben protegerse contra el congelamiento o las altas presiones

Únicamente se deben utilizar conexiones bridadas, soldadas o de grampa y evitar el uso de las roscables en todos los componentes cuando el rango de presión sea mayor de 3000 lb/ pg² (211 kg/cm²).

Todas las partes integrantes de la línea de matar deben cumplir las especificaciones API, especialmente en lo que se refiere a la presión de trabajo, resistencia a la temperatura y corrosión.

La línea deberá probarse con la misma frecuencia y a la misma presión del conjunto de preventores; así mismo, en lo que se refiere a la inspección y operación.

No debe utilizarse como línea de llenado, ya que el uso excesivo provoca desgaste de los componentes que limitarían su empleo en caso de emergencia.

Deberá estar provista de por lo menos una válvula de contrapresión (check), con el fin de evitar que el pozo quede desprotegido si al estar bombeando por la línea ocurre una fuga.

38

6.2 MULTIPLES Y LINEAS DE ESTRANGULAR

El múltiple de estrangulación está formado por válvulas, cruces y tees de flujo, estranguladores y líneas. Se diseñan para controlar el flujo de lodo y los fluidos invasores durante el proceso de control de un pozo.

En un sistema de control superficial está conectado al arreglo de preventores a través de líneas metálicas que proporcionan alternativas a la dirección del flujo o permiten que éste (por medio de las válvulas) sea confinado totalmente.

CONSIDERACIONES DE DISEÑO

La estandarización y aceptación de los múltiples de estrangulación están reglamentados por la Norma API 16C y por las prácticas recomendadas API RP-53 del Instituto Americano del Petróleo.

El diseño del múltiple de estrangulación debe considerar varios factores que deberán tenerse en cuenta, siendo estos:

• Primero se debe establecer la presión de trabajo que al igual que el arreglo de preventores, estará en función de la presión máxima superficial que se espera manejar, así como de las presiones anticipadas de la formación.

• El o los métodos de control del pozo a usar para incluir el equipo necesario

• El entorno ecológico que rodea al pozo

• La composición, abrasividad y toxicidad de los fluidos congénitos y el volumen por manejar.

39

FIG. 13 MULTIPLE DE ESTRANGULACIÓN TIPICO PARA RANGOS DE PRESION DE TRABAJO DE 2,000 Y 3,000 lb/pg2

FIG. 14 MULTIPLE DE ESTRANGULACION TIPICO PARA RANGO DE PRESION DE TRABAJO DE 5,000 lb/pg²

40

FIG. 15 MULTIPLE DE ESTRANGULACION TIPICO PARA RANGOS DE PRESION DE TRABAJO DE 10,000 Y 15,000 lb/pg²

RECOMENDACIONES DE OPERACION

La línea y el múltiple de estrangulación deberán probarse a la misma presión y con la misma frecuencia que el conjunto de preventores.

Todas las válvulas, conexiones y líneas deben cumplir el API RP-53, en relación con su presión de trabajo, temperatura y corrosividad.

Para rangos de presión de trabajo superiores a 3,000 lb/pg² deberán emplearse únicamente conexiones bridadas, soldadas o de grampa y evitar el uso de las roscables.

La línea de estrangulación se debe equipar con doble válvula, una de las cuales será hidráulica cuando la presión de trabajo se eleve a 5,000 lb/pg² (352 kg/cm²).

La línea será lo más recta posible y estará suficientemente anclada para evitar vibraciones

El diámetro mínimo de las líneas de descarga de los estranguladores debe ser de 2 pg.

En lugares donde la temperatura baja a 0 grados centígrados deben tomarse las consideraciones necesarias para evitar el obturamiento por congelamiento.

Debe disponerse de manómetros que registren la presión en las tuberías de perforación y de revestimiento, en el lugar donde se esté llevando el mando de las operaciones de control.

No debe tener restricciones en el diámetro interior, con el objeto de evitar altas caídas de presión y desgaste por abrasividad.

Debe haber más de una línea de descarga del estrangulador, con el objeto de no suspender la operación por obturamiento, erosión, fugas, etc.

Debe haber una línea de desfogue que no pase a través de los estranguladores ajustables y tenga un diámetro menor al de la línea de estrangulación.

El múltiple debe instalarse en un sitio accesible y fuera de la subestructura del equipo. También permite desfogar altos gastos de fluidos del pozo, evitando represiones en la tubería de revestimiento a pozo cerrado.

Debe instalarse doble válvula antes de cada estrangulador ajustable (para rangos de presión de trabajo superiores a 3000 lb/pg²)

Como mínimo, debe estar instalado permanentemente un estrangulador hidráulico operando a control remoto y dos estranguladores ajustables manuales en localizaciones lacustres, terrestres y marinas.

En todos los equipos debe instalarse un estrangulador ajustable hidráulico adicional y consola de control remoto.

41

Algunas ocasiones, aunque no se muestran en las figuras de los múltiples de estrangulación típicos, se instalan cámaras de amortiguación después del conjunto de estranguladores, (como es el caso de las torres de perforación de la Región Marina); con el propósito de conectar líneas de descarga. Al utilizarlos deberá preverse poder aislarlos en caso de un mal funcionamiento, para no interrumpir el control del flujo.

La línea y el múltiple de estrangulación deben estar controlados exclusivamente por la válvula hidráulica y estar dispuestos para que se desfogue por uno de los estranguladores hacia la presa o el separador gas - lodo.

En caso de no disponer de válvula hidráulica en la línea de estrangulación, el control del múltiple se hará con una sola válvula, preferentemente del múltiple de estrangulación, ya que, aunque está retirado, es más fácil y menos riesgoso el acceso.

Deben efectuarse inspecciones físicas a la línea y al múltiple, con el objeto de verificar que estén correctamente ancladas tanto la línea que conecta el múltiple como todas las líneas de descarga, así como de algunos otros daños físicos que se pudieran presentar.

ESTRANGULADORES AJUSTABLES

Los estranguladores ajustables son accesorios diseñados para restringir el paso de los fluidos en las operaciones de control, generando con esto contrapresión en la tubería de revestimiento, con el fin de mantener la presión de fondo igual o ligeramente mayor a la del yacimiento, lo que facilita la correcta aplicación de los métodos de control. Se usan las marcas Cameron, Willis, Swaco, etc.

INSTRUCCIONES PARA SU USO

La Norma API-16C recomienda que se deba disponer de dos estranguladores ajustables manuales y uno hidráulico en pozos terrestres. En los pozos marinos se recomienda utilizar un estrangulador hidráulico adicional.

Los métodos vigentes de control de pozos se basan en mantener una presión de fondo constante que equilibre la presión de formación y están en función de las variables siguientes:

Gasto y presión de bombeo.

Columna hidrostática en el espacio anular.

Contrapresión ejercida en el sistema.

Por lo que para cumplir con la condición de equilibrio de presión se recurre a las variables señaladas siendo la más sencilla y práctica la contrapresión ejercida, la cual se controla con el estrangulador ajustable.

Es decir, que en vez de variar el gasto, la presión de bombeo o la densidad del fluido de perforación, resulta más fácil estar variando el diámetro del estrangulador para mantener la presión de fondo constante durante la operación de control.

42

FIG. 16 ESTRANGULADOR AJUSTABLE MANUAL

FIG. 16 ESTRANGULADOR AJUSTABLE MANUAL

43

Estos tipos de estranguladores son usados frecuentemente en las operaciones de control; sin embargo, el operador tiene que desplazarse hasta el múltiple de estrangulación, lo que trae como consecuencia mayor dificultad en la organización y desarrollo de las operaciones, ya que no se tiene el control de la bomba y no siempre se dispone de la lectura de presión en la tubería de perforación.

Una de las características mas importante del estrangulador ajustable es la consola de control remoto, de sde donde se opera el estrangulador.

Algunas ventajas revelantes adicionales son:

La velocidad para abrir o cerrar el estrangulador y la diversidad de opciones de diámetros de orificio. Cuando se obstruye por cedacerías de hule, formación, basura, etc., tiene la facilidad de abrirse hasta el diámetro máximo, permitiendo el paso de los materiales obstruyentes, para posteriormente cerrarse rápidamente sin suspender la operación de control.

MANTENIMIENTO Y OPERACION

Es recomendable que la operación del estrangulador ajustable forme parte de las pruebas de operación del conjunto de preventores descrito anteriormente.

Cada vez que se pruebe el estrangulador debe lavarse perfectamente y operar su apertura y cierre completo, con el fin de verificar que quede libre de obstrucciones; accionado desde la consola.

Deberá verificarse continuamente la calibración de los manómetros, el contador de emboladas que señalen las lecturas correctas, que las líneas estén libres de materiales, sedimentos, etc.

Nunca deberá sobrestimar la importancia de entrenar constantemente al personal en el manejo adecuado de un estrangulador ajustable ya sea manual o hidráulico. La manera de evitar confusiones es por medio de los simulacros. Las cuadrillas deberán operar el estrangulador ajustable y la consola de control remoto, durante los procedimientos de simulacros y pruebas. Cuando menos una vez cada siete días.

44

FIG. 17 ESTRANGULADOR AJUSTABLE HIDRAULICO

45

FIG

.17B

MU

LT

IPL

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,000

lb/p

g²

PR

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46

6.3. BRIDAS Y ANILLOS

Las conexiones más usuales en el sistema de control superficial, son las bridas con juntas de anillo metálico.

Existen básicamente dos tipos:

El tipo 6B que corresponde al rango de presión de trabajo de 2,000; 3,000 y 5,000 lb/pg².

El tipo 6BX el cual es para rangos de 10, 000 y 15, 000 lb/pg² y hasta 20, 000 lb/pg² de presión de trabajo.

Este tipo de bridas se incluyen para 5000 lb/pg² cuando se trate de tamaños de 13 5/8 y 16 ¾ pg.

De acuerdo a la Norma API 6A las bridas tipo 6B poseen asientos ranurados de fondo plano de forma octagonal y ovalada (siendo esta última forma obsoleta). Las bridas 6B pueden usar

anillos tipo R o RX.

FIG. 18 ANILLOS DE PRESION API TIPO “R”

Los anillos tipo R son de forma ovalada y octagonal, pero el anillo ovalado tiene la limitante de usarse sólo en la ranura de la brida de igual forma.

FIG. 19 ANILLO ENERGIZABLE API TIPO RX

47

La brida tipo 6BX usa únicamente anillo BX. Los anillos BX y RX no son intercambiables, pero ambos proveen un sello de presión energizada.

48

FIG. 20 ANILLO ENERGIZANTE API TIPO BX

Las característica principal de los anillos con sellos energizado, es evitar que el peso del conjunto de preventores y las vibraciones deformen los mismos anillos y aflojen los birlos de las bridas.

Esto ocasionaría el aflojamiento de los tornillos del conjunto de preventores, los cuales tendrían que apretarse periódicamente; además no deben instalarse anillos que se hayan usado con anterioridad.

No debe usarse caucho, teflón u otro material elástico para recubrir los anillos. La tabla 8 contiene los tipos de anillos y bridas, usados en los conjuntos de preventores.

49

TABLA 8

BRIDAS Y ANILLOS EN EL CONJUNTO DE PREVENTORES

**K= 1000 lb/pg²

* Reemplaza al anillo BX-161

RX BX

500 (0.5 K**) 29 1/2 95 --

2 000 (2 K) 16 3/4 65 --

21 1/4 73 --

26 3/4 -- 167

3 000 (3 K) 7 1/16 45 --

9 49 --

11 53 --

13 5/8 57 --

20 3/4 74 --

26 3/4 -- 168

5 000 (5 K) 7 1/16 46 --

11 54 --

13 5/8 -- 160

16 3/4 -- 162*

18 3/4 -- 163

21 1/4 -- 165

10 000 (10 M) 7 1/6 -- 156

9 -- 157

11 -- 158

13 5/8 -- 159

16 3/4 -- 162

18 3/4 -- 164

21 1/4 -- 166

15 000 (15 K) 7 1/16 -- 156

9 -- 157

11 -- 158

13 5/8 -- 159

20 000 (20 K) 7 1/16 -- 156

PRESION DE TRABAJO

lb/pg²

TAMAÑO NOMINAL

pg

TIPO DE ANILLO

50

6.4 BIRLOS, ESPARRAGOS Y TUERCAS

Los birlos, espárragos y tuercas usados en conexiones tipo brida 6B y 6BX, deben cumplir con las especificaciones siguientes:

ESPECIFICACIONES

La calidad y resistencia de los materiales de los birlos o espárragos no deberán ser menores a las establecidas para el grado B-7; especificación ASTM A-193, relativa a los materiales de aleación de acero para servicios de alta temperatura (o comparables a las establecidas por el grado BC, especificación ASTM A-354, aplicables para aleación de acero templado).

La calidad y resistencia de los materiales de las tuercas, no deben ser menores que las requeridas en las especificaciones ASTM A-194, referente al carbono y aleación de acero para servicios de alta temperatura y presión, esta especificación establece el grado 1 para bridas 6B y grado 2H para bridas 6BX.

Asimismo, la norma NACE MR-01-75 establece los requerimientos para la resistencia del ácido sulfhídrico, esfuerzo de ruptura, composición química, tratamiento térmico y dureza del acero para birlos, espárragos y tuercas.

La tabla 9 contiene la altura de aristas de birlos o espárragos de acuerdo a su diámetro para bridas 6B y 6BX , la altura de cada arista no debe exceder los valores proporcionados de la

tabla.

FIG. 21 ESPARRAGO CON TUERCAS

TABLA 9

DIAMETRO DEL BIRLO O

ESPARRAGO

pg

MAXIMA ALTURA DE

LAS ARISTAS

pg

1/2 A 7/8 1/8

MAS DE 7/8 A 1 1/8 3/16

MAS DE 1 1/8 A 1 5/8 1/4

MAS DE 1 5/8 A 1 7/8 5/16

MAS DE 1 7/8 A 2 1/4 3/8

51

ALTURA DE ARISTA DE BIRLOS O ESPARRAGOS

TABLA 10

PRESENTA EL TORQUE RECOMENDADO PARA BIRLOS O ESPÁRRAGOS USADOS EN BRIDAS 6BX.

TABLA 11

MUESTRA LA TORNILLERÍA REQUERIDA PARA BRIDAS 6B Y 6BX Y LA FIGURA 22 LA SECUENCIA QUE DEBE SEGUIRSE PARA APRETAR LAS TUERCAS DE BIRLOS O

DIAMETRO DEL BIRLO

pg

TORQUE lb-

p

3/4 - 10 UNC 200

7/8 - 9 UNC 325

1 - 8 UNC 475

1 1/8 - 8 UN 600

1 3/8 - 8 UN 1200

1 1/2 - 8 UN 1400

1 5/8 - 8 UN 1700

1 3/4 - 8 UN 2040

1 7/8 - 8 UN 3220

2 - 8 UN 3850

ESPECIFICACIONES APRIETE DE BIRLOS

52

ESPÁRRAGOS.

FIG. 22 APRIETE EN CONEXIONES BRIDADAS

53

TABLA 11A

MEDIDAS DE BIRLOS Y ESPARRAGOS UTILIZADOS EN CONEXIONES BRIDADAS

BRIDA PRESION DE DIAMETRO Y CANTIDAD CANTIDAD ANILLO ANILLO ANILLO

TAMAÑO TRABAJO LONG. DE BIRLOS DE DE TIPO TIPO TIPO

pg. pg. BIRLOS BIRLOS R RX BX

1 11/16 703 10.000 3/4 x 5 1/4 8 150

1 11/16 1,055 15.000 3/4 x 5 1/2 8 150

1 13/16 703 10.000 3/4 x 5 1/4 8 151

1 13/16 1,055 15.000 7/8 x 5 3/4 8 151

1 13/16 1,406 20.000 1 x 7 3/4 8 151

2 1/16 140 2.000 5/8 x 4 3/4 8 23 23

2 1/16 352 5.000 7/8 x 6 1/4 8 24 24

2 1/16 703 10.000 3/4 x 5 1/2 8 152

2 1/16 1,055 15.000 7/8 x 6 1/4 8 152

2 1/16 1,406 20.000 1 1/8 x 8 1/2 8 152

2 9/16 140 2.000 3/4 x 5 1/4 8 26 26

2 9/16 352 5.000 1 x 7 8 27 27

2 9/16 703 10.000 7/8 x 5 1/4 8 153

2 9/16 1,055 15.000 1 x 7 8 153

2 9/16 1,046 20.000 1 1/4 x 9 1/2 8 153

3 1/8 140 2.000 3/4 x 5 1/2 8 31 31

3 1/8 211 3.000 7/8 x 6 1/4 8 31 31

3 1/8 352 5.000 1 1/8 x 7 3/4 8 35 35

3 1/16 703 10.000 1 x 7 1/4 8 154

3 1/16 1,055 15.000 1 1/8 x 5 8 154

3 1/16 1,046 20.000 1 3/8 x 10 1/4 8 154

4 1/16 140 2.000 7/8 x 6 1/4 8 37 37

4 1/16 211 3.000 1 1/8 x 7 1/2 8 37 37

4 1/16 352 5.000 1 1/4 x 8 1/2 8 39 39

4 1/16 703 10.000 1 1/8 x 8 3/4 8 155

4 1/16 1,055 15.000 1 3/8 x 9 3/4 8 155

4 1/16 1,046 20.000 1 3/4 x 12 5/8 8 155

7 1/16 140 2.000 1 x 7 1/2 12 45 45

7 1/16 211 3.000 1 1/8 x 8 1/8 12 45 45

7 1/16 352 5.000 1 1/8 x 11 1/4 12 46 46

7 1/16 703 10.000 1 1/2 x 11 3/4 12 156

7 1/16 1,055 15.000 1 1/2 x 13 16 156

7 1/16 1,046 20.000 2 x 17 3/4 16 156

9 140 2.000 1 1/8 x 8 1/2 12 49 49

9 211 3.000 1 3/8 x 9 1/2 12 49 49

9 352 5.000 1 5/8 x 12 1/2 12 50 50

9 703 10.000 1 1/2 x 13 1/4 16 157

9 1,055 15.000 1 7/8 x 16 16 157

11 140 2.000 1 1/4 x 9 1/4 16 53 53

11 211 3.000 1 3/4 x 10 16 53 53

11 352 5.000 1 7/8 x 14 1/2 12 54 54

11 1,055 10.000 1 3/4 x 15 3/8 16 158

11 1,046 15.000 2 x 19 1/2 20 158

13 5/8 140 2.000 1 1/4 x 9 9 1/2 20 57 57

13 5/8 211 3.000 1 3/8 x 10 3/4 20 57 57

13 5/8 352 5.000 1 5/8 x 12 3/4 16 160

13 5/8 703 10.000 1 7/8 x 17 3/4 20 159

16 3/4 140 2.000 1 1/2 x 10 3/4 20 65 65

16 3/4 211 3.000 1 5/8 x 12 1/4 20 66 66

16 3/4 352 5.000 1 3/4 x 15 3/8 16 161

16 3/4 352 5.000 1 7/8 x 14 1/2 16 162

16 3/4 703 10.000 1 7/8 x 17 1/2 24 162

17 3/4 140 2.000 1 5/8 x 11 1/2 20 69

17 3/4 211 3.000 1 7/8 x 14 1/4 20 70

18 3/4 352 5.000 2 x 17 3/4 20 163

18 3/4 703 10.000 2 1/4 x 22 7/8 24 164

21 1/4 140 2.000 1 5/8 x 12 1/2 24 73 73

20 3/4 211 3.000 2 x 15 1/4 20 74 74

54

6.5 VALVULAS DE CONTROL Y PREVENTOR INTERIOR

Las normas API y reglamentos internacionales, establecen que los equipos de perforación deben estar dotados de la válvulas siguientes:

VALVULAS DE LAS FLECHA

Válvula macho superior de la flecha Se instalará entre el extremo superior de ésta y la unión giratoria, debe ser de una presión de trabajo igual a la del conjunto de preventores.

Válvula inferior de la flecha Se instalará entre el extremo inferior de la flecha y el sustituto de enlace, debe ser de igual presión de trabajo que la superior y pasar libremente a través de los preventores.

FIG. 23 VALVULA DE SEGURIDAD INFERIOR DE LA FLECHA

1. CUERPO

2. ASIENTO INFERIOR

3. ESFERA OBTURADORA

4. SELLO SUPERIOR

5. MANIVELA (AEREA DE CIERRE)

6. COJINETE DE EMPUJE

7. ANILLO RETENEDOR INFERIOR SECCIONADO

8. ANILLO RETENEDOR SUPERIOR

9. ANILLO RETENEDOR

10. ANILLO RETENEDOR EN ESPIRAL

11. ANILLO “O” SUPERIOR

12. ANILLO DE RESPALDO INFERIOR

13. ANILLO “O” INFERIOR

14. ANILLO DE RESPALDO INFERIOR

15. SELLO EN “T” DE LA MANIVELA

16. RONDANA CORRUGADA

55

Las llaves que operan las válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y accesible para la cuadrilla en el piso de perforación.

56

VALVULAS EN EL PISO DE PERFORACION

Se debe disponer de una válvula de seguridad en posición abierta en cada tipo y medida de rosca que se tenga en la sarta de perforación, de una presión de trabajo similar a la del conjunto de preventores instalado.

Estas válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y de fácil acceso para la cuadrilla en el piso de perforación. Para el caso de los lastrabarrenas se pueden utilizar combinaciones en la parte inferior de las válvulas.

Se debe tener cuidado de no utilizar tapones de levante u otros accesorios en la parte superior de la válvula, ya que restringe el paso del fluido, dificultando ampliamente su instalación cuando se tiene flujo por la tubería de perforación.

Es aconsejable en tal caso y para facilitar su instalación, colocarle una abrazadera atornillada provista de dos manijas, misma que debe retirarse inmediatamente después de su instalación, con objeto de quedar en condiciones de introducirse al pozo.

Por otro lado, respecto a las válvulas de seguridad que debe haber en el piso de perforación, cuando se introduzca tubería de revestimiento, la norma establece que debe haber una válvula disponible con la conexión o conexiones apropiadas de la rosca que tenga la tubería.

Es conveniente señalar que el cumplimiento de esta norma debe ser más estricto cuando se introducen tuberías de revestimiento de diámetro pequeño (7 o 5 pg) en zonas productoras.

PREVENTOR INTERIOR

Los reglamentos citados, también establecen que se debe disponer de un preventor interior (válvula de contrapresión) para tubería de perforación por cada tipo de rosca que se tenga en la sarta y del mismo rango de presión de trabajo del conjunto de preventores.

Para este caso, será suficiente con una válvula de este tipo por cada rosca de la tubería de perforación en uso, siempre y cuando todas las válvulas de seguridad tengan en la parte superior, una conexión similar a la de la tubería; ya que al presentarse un brote pueda instalarse en la tubería de perforación, ya sea la válvula de seguridad o el preventor interior.

Sin embargo debe comprenderse que si existe flujo a través de la tubería, sería muy difícil instalar el preventor interior por la restricción que esta herramienta presenta en su diámetro interno.

Al presentarse un brote con la tubería muy superficial, es posible introducir con presión más tubería a través del preventor anular.

A continuación se enuncian las ventajas más sobresalientes cuando se dispone el preventor interior:

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VENTAJAS

Si al estar llevando a cabo las operaciones de control con unidad de alta presión y se suscitara una fuga superficial o ruptura de la línea y no se dispusiera de este preventor, el pozo podría quedar a la deriva, ya que sería muy riesgoso que una persona se acercara a la tubería y cerrara la válvula de seguridad.

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1. VALVULA

2. CUERPO

3. GUIA

4. VALVULA DE BOLA

5. RESORT

6. CUÑAS

7. ENSAMBLE DE CUÑAS

8. CUERPO DE CUÑAS

9. ARANDELA SEPARADORA

10. TORNILLO DE LA ARANDELA

11. TUERCA DE LAS CUÑAS

12. TORNILLO SEGURO EXAGONAL

13. EMPAQUE DE HULE

14. SUSTITUTO DE FIJACION

15. ANILLO DE TOPE

FIG. 24 PREVENTOR INTERIOR TIPO DARDO

FIG. 25 PREVENTOR INTERIOR DE CAIDA O ANCLAJE

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El preventor interior o válvula de contrapresion de caída o anclaje, básicamente está constituido por la válvula de retención y sustituto de fijación, el cual se puede instalar en el extremo inferior o superior de la herramienta (aparejo de fondo).

La válvula de retención se lanza por el interior de la tubería de perforación y se hace descender bombeando el fluido de perforación, hasta llegar al dispositivo de fijación instalado; la válvula ancla y empaca cuando se ejerce la presión del pozo, evitando flujo de fluido por el interior de la tubería de perforación.

Otro tipo de preventores interiores son los conocidos como válvulas de contrapresión tipo charnela y pistón; su utilización es recomendable en la sarta de perforación porque permite el manejo de obturantes e inclusive la colocación de tapones. Las figuras 26 y 27 muestran los dos tipo de válvula.

FIG. 26 VALVULA CONTRAPRESION TIPO CHARNELA

FIG. 27 VALVULA CONTRAPRESION TIPO PISTON

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6.6 VALVULAS DE COMPUERTA

Las válvulas de compuerta son parte esencial del equipo de control superficial y se localizan en los múltiples del tubo vertical y de estrangulación; en las líneas de matar y estrangular principalmente. También se localizan en los diferentes cabezales de tuberías de revestimiento conforme avance la perforación del pozo.

En el mercado existen diferentes tipos de válvulas de compuerta y su selección estará en función de diferentes factores como lo menciona en las prácticas recomendadas el API RP-53.

CONSIDERACIONES DE DISEÑO

Deben considerarse factores tales como: presiones anticipadas de la formación y en la superficie, método de control a usarse, situación ambiental del pozo; corrosividad, volumen, toxicidad y abrasividad de los fluidos.

Principales tipos de válvulas de compuerta:

a) De sellos flotantes

b) De equilibrio de presiones

c) De acuñamiento

A continuación se presentan tipos de válvulas que en lo referente a su operación se recomienda que el personal designado para operarlas, esté seguro de lo siguiente:

Identificación

Instalación

Operación de la válvula

Situación de apertura o de cierre

Efectividad de retención a la presión

Número de vueltas para abrir o cerrar la válvula

Mantenimiento, principalmente

Nota: Ver tablas de referencia de válvulas en el Apéndice 21.

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1. CUERPO SUPERIOR

2. TAPA INFERIOR

3. SUSTITUTO (BRIDADO / ROSCADO)

4. VASTAGO / COMPUERTA

5. TUERCA DEL VASTAGO

6. ENSAMBLE DEL BONETE

7. VOLANTE

8. EMPAQUE DEL VASTAGO

9. ANILLO METALICO

10. EMPAQUE DE COMPUERTA

11. PLATO DE DESGASTE

12. ANILLO “O”

13. BIRLOS DEL CUERPO

14. TUERCAS

15. BIRLOS DEL BONETE

16. TUERCAS DE TORNILLOS DEL BONETE

17. RESORTE DEL SEGURO

18. PASADOR DEL SEGURO

19. SEGURO DEL VOLANTE

FIG. 28.- VALVULA CAMERON FLEX – SEAL TIPO “S” VISTA EXPANSIVA

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1. VOLANTE

2. BUJE DE RODAMIENTOS

3. GRASERAS

4. PLATO SEPARADOR

5. PISTA DE RODAMIENTOS

6. RODAMIENTOS

7. AROSELLO

8. ADAPTADOR DEL VASTAGO

9. PERNO CORTABLE

10. PRENSA ESTOPA

11. EMPAQUE DEL VASTAGO

12. TUERCAS DEL BONETE

13. BIRLOS DEL BONETE

14. BONETE

15. VALVULA DE RETENCION

16. VALVULA INYECCION GRASA

17. ANILLO SELLO DEL BONETE

18. VASTAGO

19. COMPUERTA

20. PLACA DE ASIENTOS

21. ASIENTO DE ROTACION

22. ANILLO SELLO DEL BONETE

23. PESTILLO DE COMPUERTA

24. PERNO SUJETADOR

25. PERNO DEL LOCALIZADOR

26. CUERPO

27. PLACA IDENTIFICACION

FIG.29 VALVULA CAMERON DE COMPUERTA TIPO "F" VISTA EXPANSIVA

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7 CONJUNTO DE PREVENTORES DE SUPERFICIE

Durante las operaciones de perforación si llegara a manifestarse un brote, el sistema de control superficial deberá tener la capacidad de proveer el medio adecuado para cerrar el pozo y para circular el fluido invasor fuera de él.

El control de un pozo lo constituyen generalmente en la superficie, los sistemas independientes que son el de circulación y el de preventores de reventones.

Un conjunto de preventores deberá tener un arreglo que permita:

A. Cerrar la parte superior del pozo alrededor de la tubería de perforación o de los lastrabarrenas y en su caso, bajo condiciones de presión meter la tubería hasta el fondo del pozo.

B. Descargar en forma controlada el gas, lodo cortado con gas o agua salada.

C. Bombear fluidos al interior del pozo y circular el brote a la superficie.

D. Colgar la tubería de perforación y si es necesario, cortarla.

E. Conectarse al pozo nuevamente, después de un período de abandono temporal.

F. Una redundancia en equipo para el caso de que algún componente falle, pueda inmediatamente operarse otro.

Las personas claves en un equipo de perforación terrestre o plataforma de perforación costafuera son el técnico y el perforador. Si ellos se mantienen alertas y están adiestrados en el funcionamiento y operación de los componentes superficiales, así como de los indicadores de la presencia de un brote, no dudarán en aplicar los procedimientos para tener el pozo bajo control.

El arreglo de preventores de superficie lo forman varios componentes. Algunos de estos son los preventores anulares (esféricos), los preventores de arietes en sus diversas formas, los carretes de control, y demás componentes los cuales a continuación se describen.

7.1 ARREGLOS DEL CONJUNTO DE PREVENTORES

El criterio para seleccionar el arreglo del conjunto de preventores debe considerar la magnitud del riesgo expuesto y el grado de protección requerida.

Cuando los riesgos son pequeños y conocidos tales como:

Presiones de formación normales.

Áreas desérticas o montañosas, alejadas de los grandes centros de población. Un arreglo de preventores sencillo y de bajo costo puede ser suficiente para la seguridad de la instalación.

El riesgo es mayor cuando se tienen:

Presiones de formación anormales.

Yacimientos de alta productividad o presión.

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Áreas densamente pobladas.

Grandes concentraciones de personal y equipo, como el caso de barcos y plataformas marinas, el arreglo requerido debe ser más completo y en consecuencia de mayor costo.

La clasificación típica del API para conjuntos de preventores se basa en el rango de presión de trabajo. Los arreglos que el API RP-53 (3ra. Edición Marzo, 1997) recomienda son los adecuados para operar con 2,000, 3,000, 5,000, 10,000 y 15,000 lb/pg² (141; 211; 352; 703 y 1055 kg/cm²) de presión de trabajo y el código API empleado en la designación de los diferentes arreglos de preventores es el siguiente:

G - Cabeza rotaria

A - Preventor anular

R - Preventor de arietes para tubería de perforación, ciegos, variables o de corte.

Rd - Preventor doble de arietes para tubería de perforación, ciegos, variables o de corte.

Rt - Preventor triple con tres juegos de arietes, instalado al criterio del operador

S - Carrete de control con salidas laterales para líneas de matar y estrangular

K - 1000 lb/pg² (70 kg/cm²) de presión de trabajo

Las figuras 30 a 32 muestran los arreglos recomendados.

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FIG. 30 ARREGLO TIPICO DE PREVENTORES

PARA 2,000 lb/pg2 DE PRESION DE TRABAJO

FIG.31 ARREGLOS DE PREVENTORES 3,000 Y 5,000 lb/pg² PRESION DE TRABAJO

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FIG. 31 ARREGLOS DE PREVENTORES 3,000 Y 5,000 lb/pg2 PRESION DE TRABAJO

67

FIG. 32 ARREGLOS TIPICOS DE PREVENTORES PARA 10,000 Y 15,000 lb/pg² DE PRESION DE TRABAJO

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FIG. 33 ARREGLO DE PREVENTORES API 1OK – 11 RSRdA

Para referirse a un conjunto de preventores se identifica de acuerdo a la clasificación en orden ascendente de la manera siguiente:

10K 11 - RSRdA

Se refiere a un conjunto de preventores de 11 pg de una presión de trabajo de 10 000 lb/pg² (703 kg/cm²) con un preventor de arietes en la parte inferior, un carrete de control, dos preventores de arietes y un preventor anular en la parte superior.

Esta nomenclatura puede variar en la ubicación del preventor ciego de corte y los preventores de arietes con diámetro variable; de acuerdo a la etapa de perforación.

CANDADO DE PREVENTORES

Como norma, todos los preventores de arietes deben tener extensión y maneral para asegurar mecánicamente su cierre efectivo.

Es adecuado disponer de candados operados hidráulicamente, como es el caso de los preventores submarinos, y operar ambos tipos de candados cada vez que se realicen las pruebas de operación del conjunto de preventores.

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8 SISTEMA DESVIADOR DE FLUJO

El sistema desviador de flujo se utiliza como un medio de control del pozo, ya que proporciona un determinado grado de protección antes de que se corra y cemente la tubería de revestimiento superficial sobre la que se instalarán los preventores.

Las prácticas recomendadas API RP-53 del Instituto Americano del Petróleo establecen los criterios para seleccionar, instalar y operar el equipo de sistemas desviador de flujo (diverters).

Un desviador de flujo puede cerrar sobre la flecha, tubería de perforación o de revestimiento, lastrabarrenas y no está diseñado para hacer un cierre completo del pozo o parar el flujo; si no, más bien desviarlo abriendo simultáneamente las válvulas de las líneas de desfogue (venteo), derivando el flujo de formaciones someras hacia sitios alejados del equipo de perforación y del personal. Evitando así el fracturamiento de las formaciones con el consecuente riesgo de comunicarse a la superficie por fuera de la tubería conductora, poniendo en peligro a la cuadrilla

y a las instalaciones de perforación.

FIG. 34 DESVIADOR DE FLUJO CON LINEAS DE DESFOGUE

Cuando se inicia la perforación de un pozo terrestre, se introduce y cementa una TR conductora a poca profundidad. En el caso de pozos en plataformas costafuera, por lo general se instala una TR conductora de gran diámetro por debajo del fondo (lecho) marino.

El sistema desviador de flujo se instala sobre la tubería conductora o estructural y básicamente consiste de un preventor anular (esférico) o cabeza giratoria que tengan el diámetro interior suficiente que permitan pasar la barrena para perforar la siguiente etapa. Debajo del desviador deberán instalar líneas de desfogue de diámetro adecuado y de una longitud suficiente para dirigir los flujos provenientes del pozo, lejos de la unidad de perforación.

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Las válvulas instaladas en las líneas de venteo deberán ser de paso completo y abrir automáticamente en cuanto se cierre el desviador de flujo. Todo el conjunto después de su instalación será probado a satisfacción para asegurarse que funcionará correctamente.

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FIG. 35 DESVIADOR DE FLUJO EN UNIDAD FLOTANTE

(BARCO PERFORADOR O PLATAFORMA SEMISUMERGIBLE)

INSTRUCCIONES DE OPERACION Y RECOMENDACIONES

Verificar diariamente la operación correcta del sistema desviador de flujo, accionándolo desde los controles remotos.

Revisar que las líneas de desfogue no estén obstruidas.

Inspeccionar y tener la precaución de revisar periódicamente que el desviador y las válvulas no tengan gas producidos por los ripios de formación, residuos u otros materiales que puedan afectar su operación.

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En función de la planeación y programación de la perforación del pozo; después de cementar o hincar la tubería conductora o estructural. Deberá instalarse un sistema desviador de flujo consistente de un elemento de sello, líneas de venteo, válvulas de derivación y un sistema de control. La importancia del sistema es que permita manejar los grandes volúmenes de fluido que se encuentren.

Las salidas del desviador deberán tener un diámetro interior mínimo de 12 pg al trabajarse en pozos desde plataformas marinas y de 10 pg al operarse en pozos terrestres (de superficie).

El sistema deberá tener un control remoto en el piso de perforación y además otro en un lugar de fácil acceso y seguro para su accionamiento.

Es conveniente que se tengan disponibles líneas de descarga de diámetros mayores que los convencionalmente utilizados, con la finalidad de que en situaciones críticas, sea rápidamente desfogado el pozo evitando riesgos mayores.

Deberán efectuarse simulacros a intervalos apropiados con las cuadrillas de perforación, para entrenarlos a que sean capaces y competentes en reaccionar oportunamente ante situaciones que requieran operar el sistema desviador de flujo.

MODELO DE SISTEMA DE CONTROL MODELO DE SISTEMA DE CONTROL

CON DESVIADOR DE FLUJO A CON DESVIADOR DE FLUJO B

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9 INSPECCION FISICA DEL CONJUNTO DE PREVENTORES

Antes de proceder a la instalación de un conjunto de preventores o después de cada etapa de perforación deberá verificarse en el pozo lo siguiente:

Inspeccione visualmente el cuerpo de cada preventor, principalmente las cavidades donde se alojan los arietes, el estado que guardan las pistas y los conductos de las salidas laterales, con objeto de verificar que no estén dañados o desgastados.

Inspeccione el tipo y las condiciones que guardan cada uno de los anillos a instalar. En tabla se detallan las especificaciones de estos anillos.

Revise que todos los birlos o espárragos y tuercas sean de la medida y tipo apropiado, que no estén dañados u oxidados, que cumplan con las especificaciones API para el rango de la presión de trabajo, temperatura y resistencia al ácido sulfhídrico (H2S) si se requiere.

En las tablas adjuntas se proporcionarán mas detalles de las especificaciones de estos accesorios.

Inspeccione el buen estado del elemento sellante frontal de cada ariete, así como el del preventor anular.

Verifique la posición en la instalación de cada preventor, así como la correcta conexión de las líneas de apertura y cierre.

Las operaciones de perforación no deben iniciarse hasta que el sistema de control superficial esté debidamente instalado y probado, en lo que respecta a su operación y presión de trabajo.

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10 FRECUENCIA DE LAS PRUEBAS CON PRESION

El sistema de control superficial, deberá probarse en función de las actividades siguientes:

Al instalar o antes de perforar la zapata de cada tubería de revestimiento.

Antes de perforar una zona de alta presión o de yacimiento.

Después de efectuarse cualquier reparación o cambio de sello en el conjunto de preventores o en alguno de sus componentes, en el que deberá probarse por lo menos la parte reparada.

Las normas citadas también establecen que deberá probarse el sistema de control superficial cuando menos cada 21 días, en caso de no ocurrir ninguno de los eventos anteriores. Esto se deberá realizar con estricto apego a la norma en los casos siguientes:

1. Si el pozo es considerado exploratorio o exploratorio por extensión (delimitador)

2. Cuando se trate de pozos de desarrollo, localizados en áreas o campos específicos con presiones anormales o yacimientos de alta productividad.

3. Los arietes ciegos o de corte deberán probarse a presión, por lo menos al instalar el conjunto de preventores y antes de perforar la zapata de cada tubería de revestimiento.

4. Se debe tener la precaución de abrir la válvula en la línea de estrangulación a la línea de desfogue, antes de abrir los arietes con objeto de liberar cualquier presión existente.

5. Los bonetes deben probarse en cada instalación de arietes en los preventores

6. El sistema para accionar el conjunto de preventores se verificará cada vez que se prueben éstos.

10.1 REQUERIMIENTOS PARA LAS PRUEBAS CON PRESION DEL SISTEMA DE CONTROL SUPERFICIAL

Deberá circularse agua limpia en el sistema de control superficial, con objeto de lavar y eliminar los sólidos que pudieran obturar posibles fugas, e instalar el probador adecuado para la prueba.

Probar el sistema de control superficial a una presión de 14 a 21 kg/cm² (200 a 300 lb/pg²) con la finalidad de localizar posibles fugas en algunos de los componentes antes de aplicar la presión de prueba que dañará o deteriorará más las partes con fugas.

Los preventores de arietes se probarán a su presión de trabajo, o al equivalente máximo del 80% de la presión interna de la tubería de revestimiento de menor resistencia (menor grado) en que se encuentren instalados.

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Cuando se tengan pozos depresionados, es conveniente determinar la presión promedio entre las dos presiones anteriores para ser aplicada como presión de prueba, con objeto de proteger la empaquetadura de los preventores y detectar posibles fugas originadas por corrosión, abrasividad, etc.

Los arietes variables deben probarse a presión, cerrándolos alrededor de cada diámetro de tubería en la sarta, de acuerdo a su rango de cierre.

El preventor anular se probará al 70% de su presión de trabajo, con objeto de tener mayor duración del elemento de sello.

Al efectuarse las pruebas de preventores, también deberán probarse todos y cada uno de los componentes del sistema de control superficial a la misma presión de prueba de los preventores de arietes.

Los componentes que deben probarse son:

Válvulas superior e inferior de la flecha

Preventores interiores que se tienen en el piso de perforación

Válvulas del múltiple de estrangulación, etc.

Las pruebas se efectuarán siempre en la dirección del flujo del pozo.

La prueba de cada componente se tomará como satisfactoria si se mantiene la presión de prueba durante un período de cinco a quince minutos.

Los resultados de las pruebas con presión, de las inspecciones físicas y de la operación del sistema de control superficial se registrarán en la bitácora del Perforador si alguno de los componentes primordiales del sistema o de sus controles no funcionan; se deben suspender las operaciones de perforación para reparar la falla.

10.2 PRUEBAS OPERATIVAS AL ARREGLO DE PREVENTORES Y EQUIPO AUXILIAR AL HACER VIAJES

Todo personal que labore en los equipos de perforación debe tener los conocimientos sobre funcionalidad y operación del sistema de control superficial, de acuerdo a la categoría que desempeña. Al personal de nuevo ingreso, se le orientará sobre los mismos conocimientos antes de iniciar sus labores.

Se debe llevar a cabo las pruebas de operación del conjunto de preventores y el equipo auxiliar, cada vez que se haga un viaje completo de la tubería como mínimo; pero no más de una vez por día. Estas pruebas consisten en lo siguiente:

Instalar la válvula de seguridad en la tubería de perforación y el preventor interior.

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Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

Cerrar los estranguladores ajustables manuales e hidráulicos, cerrando y abriéndolos.

Cerrar y abrir el preventor de arietes para la tubería en uso.

Por la línea que conecta el tubo vertical con la línea de matar, bombear agua por cada uno de los estranguladores ajustables, con objeto de verificar que no estén bloqueadas las líneas. En caso de tener llenas las líneas con salmuera, diesel u otro fluido para evitar el congelamiento, deberá disponerse del equipo necesario para no derramar fluidos costosos.

Operar el resto de los preventores para la tubería de perforación en el diámetro adecuado.

Si se usa tubería combinada, al sacar la tubería de perforación operar los arietes correspondientes.

El preventor ciego se operará al sacar la barrena del pozo, al término de esta prueba se dejarán todas las válvulas en su posición original, se anotará en el reporte de perforación y se reanudará la operación.

10.3 PRUEBAS OPERATIVAS AL ARREGLO DE PREVENTORES Y EQUIPO AUXILIAR CADA 14 DIAS

Se deben llevar a cabo las pruebas de operación del conjunto de preventores y el equipo auxiliar como mínimo cada 14 días, pero en los pozos EXPLORATORIOS y cuando estén en la etapa de perforación de la ZONA PRODUCTORA, se efectuarán como mínimo cada siete días.

Las pruebas consisten en lo siguiente:

Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

Cerrar y abrir el preventor anular sobre la tubería en uso.

Operar los estranguladores ajustables manuales e hidráulicos cerrándolos y abriéndolos

Verificar que la consola opere correctamente y estén calibrados el contador de emboladas y los manómetros de presión.

Cerrar y abrir los preventores de arietes para la tubería en uso.

Verificar apertura y cierre de cada preventor del control maestro y de cada uno de los controles remotos.

Por la línea que conecta el tubo vertical (Stand Pipe) con la línea de matar y teniendo el preventor inferior cerrado para evitar represionar el pozo, bombee agua por cada uno de los estranguladores ajustables y hasta el quemador, con objeto de verificar que no estén bloqueadas las líneas. Cuando se use lodo de emulsión inversa en el sistema debe tenerse cuidado al hacer la prueba de las líneas con agua ya que podría provocar que por descuido contaminar el fluido de perforación. En tal caso es conveniente hacerlo con diesel pero sin descargar al mar para no contaminar ni desperdiciar fluidos costosos en el medio marino.

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Opere el resto de los preventores para tubería de perforación en el diámetro correspondiente.

Si se usa tubería de perforación combinada, al sacar la tubería de menor diámetro opere los arietes correspondientes.

El preventor ciego se operará al sacar la barrena del pozo.

Al término de esta prueba se dejarán todas las válvulas en su posición original, se anotará en el reporte de perforación y se reanudará la operación.

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11 PROBADORES

Estas herramientas hacen posible la prueba de los preventores desde su parte inferior, reteniendo la presión hacia abajo del pozo permitiendo manejar la presión de prueba en el sentido de trabajo de los preventores. Se fabrican en 2 tipos: Tipo colgador y Tipo copa:

Probador tipo Colgador: El cuerpo de este tipo de probador es de acero con sus dimensiones externas corresponden a la configuración del tipo de receptáculo del cabezal. Un elemento de sello entre la superficie del cabezal y el probador proporciona la retención de la presión. Se seleccionan de acuerdo al tipo y medida del cabezal. Por diseño tiene un bisel para sujetar al probador con los tornillos externos del cabezal. La conexión superior del probador permite su introducción y recuperación. La conexión inferior se puede enlazar al aparejo que se tenga dentro del pozo.

Probador tipo Copa: Consiste de un mandril al cual se maquinan sus conexiones de enlace en la parte superior e inferior. El elemento copa permite retener la presión de prueba al conjunto de preventores y manejarla hacia arriba. Se selecciona su capacidad de acuerdo al diámetro y peso de la tubería de revestimiento donde se van a asentar.

FIG.36 PROBADOR TIPO COLGADOR

FIG.37 PROBADOR DE COPA CAMERON

TIPO “F”

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12 REFACCIONAMIENTO MINIMO DISPONIBLE EN EL POZO

Es muy importante disponer de un paquete de refacciones en la localización terrestre o plataforma marina, sobre todo las partes que sufren mayor desgaste y de vital importancia en el múltiple de estrangulación.

Debe procurarse la estandarización de los componentes, con el fin de reducir el paquete de refacciones, el cual consistirá de lo siguiente:

Una válvula completa.

Conexiones diversas como tes ( "T" ) crucetas, anillos, birlos, etc.

Un estrangulador ajustable completo, incluyendo refacciones para las partes sometidas a mayor daño.

Manómetros, mangueras, tubería flexible, etc.

Un juego completo de arietes por cada diámetro de tubería en uso.

Un juego de elementos de hule para cada diámetro de tubería en uso.

Un juego completo de empaques para bonetes de cada preventor de arietes en uso.

Anillos diversos para cada medida de brida instalada.

Todo este refaccionamiento se protegerá contra la corrosión cubriendo las partes metálicas con grasa y las empaquetaduras de hule en recipientes sellados.

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13 EQUIPO AUXILIAR PARA LA DETECCION OPORTUNA DE BROTES

Las prácticas recomendadas del Instituto Americano del Petróleo API- RP-53 y Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS) establecen que todos los equipos terrestres y plataformas de perforación costafuera que perforen, terminen y efectúen mantenimiento (reparación) a los pozos, deban contar dentro de su instalación y en condiciones de operación, del siguiente equipo auxiliar para la detección de brotes:

1. Indicador de nivel en las presas con dispositivo de alarmas audible y visual.

2. Indicador de flujo en la línea de retorno ( de flote) , con dispositivo de alarmas audible y visual.

3. Tanque de viajes.

4. Equipo para detección de gas en el lodo con dispositivo de alarmas audible y visual.

Estas normatividades son de observancia general y deberán aplicarse, dada la importancia para detectar oportunamente los brotes, por lo que debe procurarse en disponer de estos accesorios en la instalación. Adquiere relevancia cuando se trata de pozos exploratorios, de desarrollo profundo y en áreas donde se perfora sin circulación con bombeo constante de agua. Se evita de esta manera, que se presenten complicaciones y erogaciones innecesarias.

En el caso de no contar con la totalidad de estos dispositivos, obliga al responsable de la unidad de perforación y mantenimiento de pozos, a disponer de gran parte del tiempo de los recursos humanos que laboran en la localización o plataforma marina, para vigilar y poder estar en condiciones de detectar con toda oportunidad los indicadores de la posible presencia de un brote. Aunque lo anterior, no lo releva de procurar con la debida anticipación de solicitar la reposición e instalación de estos dispositivos.

13.1 INDICADORES DE NIVEL EN PRESAS

Este dispositivo sirve para indicar el nivel de lodo en las presas, y a su vez, detectar el inicio de un brote o una pérdida de lodo.

Actualmente existen numerosos dispositivos indicadores de nivel del lodo en presas, algunos incluyen alarmas audibles y graficadores que proporcionan un registro continúo de nivel.

Otros, son observados directamente por el perforador en monitores que muestran las variaciones del nivel, incluyendo además una alarma audible con límites ajustables de alto y bajo, resultando muy superior a los procedimientos rústicos usados en fechas recientes.

El dispositivo se basa en los sensores (vástago y flotador) instalados en las presas, las cuales transmiten una señal eléctrica al registrador, donde se procesa y es enviado convertido en valores numéricos al monitor o pantalla ubicada en la consola del perforador.

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El indicador de volumen es un dispositivo básico de advertencia en el control de pozos. Un brote inicia a desplazar lodo fuera del pozo y el indicador de nivel en las presas registra este hecho como un incremento en el nivel o volumen. Estos dispositivos requieren de mantenimiento ordinario que garantizan la eficiencia en su operación, por consiguiente debe aplicársele en los períodos programados, para que siempre se tenga una respuesta efectiva y confiable.

FIG. 38 INDICADORES DE NIVEL EN PRESAS

13.2 INDICADORES DE FLUJO EN LA LÍNEA DE FLOTE

La primera señal evidente de un brote en la superficie es precisamente el flujo o incremento del mismo por la línea de flote (línea de retorno).

Los indicadores de flujo miden el gasto en el porcentaje que pasa por la línea de flote, por lo que un aumento en el gasto de salida (cuándo se circula con gasto constante o cuando no se está circulando y se tiene flujo por la línea de flote) podrá ser detectado por este dispositivo antes de que el nivel de presas registre incremento como para ser registrado.

Esto resulta de mayor importancia cuando se tiene un sistema superficial de presas demasiado grande. El indicador de flujo no solamente determina las señales de posibles brotes, sino que también indica la presencia de pérdidas de lodo, ya sean totales o parciales.

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FIG. 39 INDICADOR DE FLUJO EN LINEA DE RETORNO

Generalmente, el más común de los indicadores de flujo (figura 39) consiste en una ¨paleta¨ colocada en la línea de flote. Un resorte se coloca a tensión en dicha paleta y se ajusta al instrumento de medición.

Si el flujo se incrementa o disminuye, la paleta cambiará de posición y creará una tensión nueva del resorte, la cual es registrada e interpretada por el sensor y, posteriormente, enviada con un valor numérico a la pantalla ubicada en la consola del perforador.

La mayoría de estos dispositivos cuentan con alarmas audibles con límites alto y bajo, y al igual que el indicador de nivel en presas, requiere de un mantenimiento rutinario y de un buen uso para garantizar un servicio adecuado.

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13.3 MEDICIONES UTILIZANDO EL TANQUE DE VIAJES

El tanque de viajes diseñado y usado adecuadamente , es un dispositivo que permite medir correctamente el lodo necesario para llenar el pozo, cuando se extrae la tubería del mismo.

De igual forma, mide el volumen del lodo desplazado por la tubería al ser introducida al pozo.

En otras palabras, es un dispositivo que facilita la medición correcta del volumen de lodo durante los viajes, por lo que es de gran utilidad en la detección oportuna de brotes y pérdidas de circulación.

El tanque de viajes debe ser pequeño, para que su volumen pueda medirse y calibrarse fácilmente.

Existen varios diseños de tanques de viajes, que se ilustran en las figuras:

FIG. 40 TANQUE DE VIAJES CON BOMBA CENTRIFUGA

Muestra el diseño más conveniente, ya que permite determinar el volumen de lodo, tanto en la introducción como en la extracción de tuberías.

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Los tanques de llenado, ubicados en el piso del equipo y a la altura de la línea de flote, son dispositivos de gran utilidad, puesto que permiten medir correctamente el volumen del lodo para llenar el pozo cuando se saca tubería, ya que como se mencionó, la mayoría de los brotes se producen al estar viajando. Algunos diseños más sofisticados traen incorporado al tanque de viajes una bomba que la acciona el perforador y por medio de un sensor de flujo en la línea de flote que indica que el pozo se ha llenado. Deberá cuantificarse y registrar las emboladas de la bomba o volumen a llenar para compararse con los cálculos efectuados.

Para que el tanque de viajes proporcione medidas correctas, es necesario que se mantenga limpio, debiéndolo lavar inmediatamente después de usarlo, además debe llenarse con lodo que haya pasado por el equipo de control de sólidos.

El tanque de viajes puede tener entre otros usos los siguientes:

Medir el volumen de lodo cuando se introduce tubería de revestimiento dentro del pozo.

Permitir la medición correcta del volumen desplazado del lodo cuando se introduce tubería bajo condiciones de presión dentro del pozo.

Determinar correctamente el volumen para llenar el pozo al tener pérdidas de circulación.

13.4 EQUIPO PARA LA DETECCIÓN DE GAS EN EL LODO

Los detectores (sensores) de gas miden en la temblorina la concentración de gas en el lodo a la salida del pozo. Hay muchos tipos de detectores de gas, los cuales operan con principios distintos.

Algunos son capaces de medir el metano, el gas total o la medición de cada componente del gas, sin embargo, todos ellos miden el gas contenido en el lodo.

Estos dispositivos son de gran utilidad como indicadores de posibles brotes, también pueden mostrar la producción potencial del pozo.

Cuando una cierta cantidad de gas en el lodo ha sido detectada, una alarma audible o visible es activada para alertar a la tripulación del equipo.

Generalmente, este dispositivo es parte integrante de las unidades de registro contínuo de hidrocarburos, que tradicionalmente se emplean en pozos exploratorios.

13.5 MEDICIÓN AL VOLUMEN DE FLUIDO

Este accesorio sirve para cuantificar el llenado del pozo; es una combinación de un contador de emboladas en la bomba y un sensor de flujo en la línea de retorno.

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Para accionar el sistema de llenado, desde la Consola del Perforador se opera el interruptor en posición de llenar para que funcione la bomba. El contador de emboladas inicia a cuantificar el volumen de llenado, el sistema se corta automáticamente cuando el sensor en la línea de flote avisa que el pozo está lleno. El volumen es comparado con los cálculos efectuados para verificar que el pozo está manifestando o que se está presentando una pérdida de circulación.

El mantenimiento oportuno de este circuito permite que el medidor y registrador de llenado funcione satisfactoriamente.

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13.6 PRESAS Y TANQUES DE LODOS

Parte del sistema de circulación lo componen las presas de lodos (de succión, mezclas de fluidos y de asentamiento), así como suficientes tanques de reserva de lodos, se encuentran interconectadas entre sí para preparar, mezclar y tratar, circular y almacenamiento fluidos de perforación.

El uso de separadores (canales) entre presa y presa, así como los múltiples de mezclas y circulación, pistolas de superficie (aéreas) y agitadores de fondo accionados con motores eléctricos permite tener en condiciones a los lodos de perforación.

Las presas son instaladas de tal forma que maximice el efecto en las operaciones de desgasificacion de un lodo cortado con gas. Deberán cuidarse los movimientos de válvulas para que el fluido gasificado no llegue a los tanques de reserva.

13.7 CONTADORES DE EMBOLADAS

Las bombas de lodo en un equipo de perforación deberán tener los dispositivos integrados de uno o más contadores de emboladas, para cuantificar el desplazamiento de los volúmenes que se manejan de los fluidos en todas las operaciones.

Existen distintos tipos de contadores desde los sencillos manuales hasta unos instrumentos electrónicos más sofisticados, que van hasta la Consola del Perforador.

Deberá tenerse cuidado en su instalación, verificar las lecturas que registren y efectuar su mantenimiento periódico para asegurar el correcto funcionamiento.

13.8 MANÓMETROS DE PRESIÓN

En todas las operaciones de perforación y mantenimiento de pozos, la toma de lectura de la presión es importante. Las presiones de circulación, de cierre y cuando se opera el estrangulador se registran en distintos lugares del sistema del control superficial.

La ubicación de cada manómetro cumple una función específica de acuerdo al lugar. En el múltiple del tubo vertical registra la presión de bombeo en circulación directa, señalando también la lectura en otro manómetro en la Consola del Perforador. En el múltiple de estrangulación se tiene un manómetro, el cual registra la presión absoluta.

Los valores que registren los manómetros ubicados en el piso de perforación y en la consola de control remoto del estrangulador, difieren un poco por las pérdidas de presión por fricción por el recorrido que hace el lodo de perforación por las líneas de inyección hasta llegar al múltiple del tubo vertical.

Para registrar la presión de la TR y espacio anular al tener cerrado un preventor, su lectura es observada en el múltiple de estrangulación y consola de control remoto del estrangulador. Algunos organismos internacionales recomiendan en sus reglamentos, la instalación de un

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manómetro adicional para registrar las presiones entre las columnas de tuberías de revestimiento.

Los rangos de lectura en los manómetros de presión varía, así como las de sus fabricantes y sus diámetros de conexiones. Existen manómetros de 2 y 3 pg NPT. Con presiones de 2,000; 3,000; 5,000; 10,000; 15,000 lb/pg² (141; 211; 352; 703 y 1055 kg/cm²).

RECOMENDACIONES A LOS SISTEMAS DE ALARMA

No existe una regla básica para fijar valores específicos ya que las marcas, diseños y tipos de los sistemas están variando constantemente. Sin embargo las recomendaciones siguientes señalan que las alarmas deban

Instalarse para cumplir su objetivo, el cual es: QUE SE ACTIVEN AL MENOR INDICIO O MANIFESTACION DE UN BROTE. Todos los indicadores visuales y auditivos deberán permanecer en posición de encendido.

La buena práctica y el sentido común señalan lo siguiente:

I. Totalizador del volumen en presas

a) Fijar los límites de bajo y alto valor deseado, en promedio de 0.5 a 1.6 m³ (3 a 10 bl) y colocar en posición de encendido las alarmas visuales y auditivas.

b) Al tener conectadas las alarmas en las presas, simular que se baja y sube el flotador del sensor para que en la consola del perforador se activen las alarmas y permitirá verificar el funcionamiento. Restablecer los sistemas.

II. Sensor de flujo en la línea de flote (de retorno).

a) Fijar los valores bajo y alto en el sensor para que exista una variación de flujo deseado.

b) Conectar las alarmas visuales y auditivas.

c) Simular que se baja y sube el sensor del flujo en la línea de flote para que se active y transmita la señal a la consola del perforador para asegurarse que opera correctamente. Restablecer el sistema a su condición de operación.

III. Sistemas computarizados para registrar parámetros de perforación.

El avance y desarrollo de la tecnología de “punta” en el ambiente petrolero señala un mejoramiento en la fabricación, diseño y calidad en los productos y materiales que se utilizan para registrar los parámetros durante la perforación de un pozo. Existen herramientas de fondo que mientras se perfora transmiten hasta la superficie datos de orientación del pozo, tipos de formaciones que se atraviesa, determinados registros que se toman simultáneamente.

Dichos parámetros y muchos otros son importantes para prevenir un brote y de manera anticipada conocer como controlar un pozo.

El mantenimiento y atención de la mayor parte de todos los sensores deberá seguirse según recomendaciones de cada fabricante, solamente personal calificado deberá efectuar calibraciones y reparaciones siguiendo las instrucciones y probarlos a satisfacción.

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A los dispositivos detectores de gas, se les debe dar mantenimiento de acuerdo con las recomendaciones dadas por los fabricantes, lo que resulta más importante debido al ambiente en donde se encuentran localizados.

Estos dispositivos reflejan su importancia al tenerlos en operación, cuando se perforan áreas que contengan ambiente amargo (sulfuro de hidrógeno (H2S), como lo establece la práctica recomendada API RP-49 y las subsecciones “D” (250.67) y “ F” (250.94) del Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS).

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13.9 DESGASIFICADOR DE LODO

Este accesorio está instalado en el área de presas, de tal manera que pueda eliminar el gas del lodo contaminado que sale directamente del múltiple de estrangulación; para evitar que el lodo cortado con gas se circule nuevamente al interior del pozo.

Hay un sistema de desgasificador que funciona para eliminar el gas mediante una cámara de vacío presurizada. Existe otro tipo, de sistema de bomba que funciona por medio de un rociado centrífugo.

Ventajas que ofrece los desgasificadores de vacío:

a) Remueven y eliminan el gas o aire del lodo en un alto porcentaje

b) Facilita determinar la densidad efectiva en el lodo

c) Permite un control adecuado de altas viscosidades y fuerzas gelatinosas presentes en un lodo cortado por gas

d) Restablece a las condiciones originales el fluido de perforación, sin tener que agregar material químico

e) Mejoran y mantienen la eficiencia de las bombas de lodo, cuando el fluido es succionado está totalmente desgasificado

Para su mantenimiento, una vez utilizado en un control de brote, deberá lavarse con agua para remover los sólidos y sedimientos acumulados en su interior. Cuando no sea utilizado, con frecuencia conviene accionar el desgasificador para comprobar que se encuentra en condiciones.

FIG. 43 DESGASIFICADOR DEL LODO

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13.10 SEPARADOR GAS LODO

El separador gas-lodo forma parte del equipo auxiliar de control de superficie, su función es separar el gas que se incorpora al fluido de perforación cuando se presenta un brote. De esta manera se evita tirar lodo en las presas de desecho o contaminar con gas el área de trabajo.

FIG. 44 SEPARADOR GAS - LODO

La figura muestra uno de los separadores gas-lodo más usuales. Está constituido básicamente por un cuerpo cilíndrico vertical provisto en su parte interior de un conjunto de placas deflectoras distribuidas en espiral, una válvula de desfogue de presión en el extremo superior, una válvula check, en el extremo inferior, etcétera.

La corriente de la mezcla gas-lodo entra lateralmente al separador. En el interior, la presión de esta mezcla tiende a igualarse a la presión atmosférica, por la separación y expansión del gas, provocada por el conjunto de placas deflectoras que implementan la turbulencia de la mezcla.

El gas se elimina por la descarga superior y el lodo se recibe por gravedad en la presa de asentamiento, a través de una línea que puede conectarse a la descarga de la línea de flote.

El objeto de la válvula check, instalada en el extremo inferior del separador, es protegerlo de sobre presión excesiva. La válvula superior permite desfogar el gas, en caso de obstruirse la línea de descarga durante las operaciones del control.

CARATERISTICAS DE DISEÑO

Para el cuerpo cilíndrico de acero, se emplean tubos con diámetros que van desde 14 hasta 30 pg en algunos casos se usan tubos de mayor diámetro.

El diámetro de la entrada de la mezcla gas-lodo del separador, deberá ser mayor que el diámetro mínimo que es de 4 pg, para la salida del gas es recomendable que sea por lo

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menos 2 pg mayor que la entrada y que sea enviado al quemador o que descargue a las atmósfera lo más alto posible.

Es necesario fijar o anclar, firmemente el separador gas-lodo, para evitar que la turbulencia violenta de la mezcla lo remueva de su sitio.

13.11 CABEZA PARA DESLIZAR TUBERÍA (LUBRICADOR) Y CABEZA ROTATORIA

La cabeza para deslizar tubería con presión, se usa fundamentalmente para introducir o extraer tuberías de perforación, producción y revestimiento, así como lastrabarrenas y otras herramientas de perforación.

No requieren de presión externa para cerrar, pero su uso está limitado a un rango de presión de trabajo de 70 kg/cm² como máximo para operar con seguridad.

Existe una medida de empaque para cada diámetro de tubería o herramienta por manejar, este accesorio no se encuentra diseñado para perforar, sin embargo está constituido en dos piezas cuya parte inferior es similar a la cabeza rotatoria.

La cabeza rotatoria está provista de un dispositivo donde se aloja el empaque, el cual se acopla a la flecha de perforación y se baja para conectarse a la parte inferior de la cabeza.

Fundamentalmente se usa en los casos siguientes:

Para perforar con fluidos ligeros de gas, aceite o agua salada.

Para perforar con aire o agua aereada.

Estos accesorios no se deben considerar como sustitutos del preventor anular, sino como complemento de preventores y generalmente se coloca en la parte superior del preventor anular. La figura 45 muestra las partes que constituyen este componente.

Nota: La cabeza rotatoria para alta presión. Ver en Apéndice 21

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FIG. 45 CABEZA ROTATORIA

13.12 SISTEMA ROTATORIO DE PERFORACIÓN (TOP DRIVE DRILLING SYSTEMS)

La unidad rotatoria en superficie puede ser instalada en equipos de perforación o de reacondicionamiento de pozos. Utilizada principalmente cuando se está perforando y efectuando movimientos de tuberías.

El sistema Top Drive representa la aportación de la tecnología petrolera para contribuir a optimizar las operaciones de perforación. Su sistema de rotación constante ascendente y descendente, elimina y sustituye por completo el uso de la flecha con su buje impulsor para conectarse a la sarta de perforación.

El sistema rotatorio opera directamente por el impulso que recibe de un motor eléctrico de corriente continua (CC), de corriente alterna (CA) o motor hidráulico.

Se utiliza un elevador de tubería convencional para levantar o bajar cada “lingada” de tubería durante los movimientos ordinarios o bajo condiciones de presión del pozo. Durante la perforación o cuando surge un brote, el sistema Top Drive optimiza en tiempo un margen de maniobra rápida y oportuna.

El elemento rotante no se demora más que unos cuantos segundos para su instalación. El perforador puede colocar las cuñas, enroscar el tramo o lingada en la sarta de trabajo, rotar y apretar la conexión sin demora alguna.

Utilizando este sistema, el cierre del pozo por la TP ya no dependerá de la cuadril la de perforación. Así también son reducidos los riesgos en cerca de dos tercios de las conexiones. Paralelamente son disminuidos los peligros en el piso de perforación, donde solamente estará girando la tubería (ahora ya sin movimientos en el buje de la flecha ni la mesa rotatoria).

CARACTERISTICAS DE OPERACION

En las operaciones de perforación bajo balance tiene mayor eficiencia

Utilizando este sistema de rotación, puede perforarse continuamente una sección de 27.5 m (90 pies)

En pozos direccionales mantienen el rumbo de orientación por arriba de 27.5 m constante, reduciendo tiempos y un mejor control en la desviación del pozo, (direccional)

Durante los viajes de tubería, repasa los metros perforados rotando y circulando la sarta de perforación, en cuestión de minutos.

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CARACTERISTICAS

A. “Reforzador de torque” hidráulico”

Torque de conexión

Orientación precisa direccional

Capacidad de rotación

B. Sistema local de forzado de aire disponible

C. Sistema de guía de alambre disponible

D. Integridad del camino de carga, no hay conexiones rotarias hacia el elevador

E. Capacidad de conectar conexión hacia la sarta de perforación

1. Conexión giratoria integrada

2. Correderas deslizantes de polímero para el más bajo mantenimiento y mejor distribución de las cargas en comparación con los rodillos

3. Montaje de las correderas totalmente ajustables

4. Capacidad de contrabalance, que duplica la función de los resortes amortiguadores de un gancho convencional

5. Capacidad para llave de aguante y desconexión hidráulica (reforzador de torque)

6. Válvula de seguridad accionada a control remoto

7. Válvula de seguridad de control manual

8. Disponibilidad de instalar elevadores opcionales

9. Conexión directa al bloque viajero (poliplasto). Disponibilidad para instalar un bloque dividido

10. Disponibilidad de conexión para manguera rotatoria

11. Freno de disco para orientación direccional y frenado por inercia

12. Motor de Corriente Contínua (CC) estándar. Motor de Corriente Alterna (CA) en desarrollo

13. Disponibilidad de sistema de control de vibración de “torque suave”

14. Control remoto de orientación del seguro y maneral

15. Conexión flotante para perforación suave y compensador para el enroscado

FIG. 46 SISTEMA ROTATORIO TOP DRIVE, MARCA CANRIG

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MEDIDAS DE LAS LINEAS DEL DIVERTER

DILD = DtR2 – Dtp2

DILD = Diàmetro Int. De la línea del diverter PG

Dtr = Diámetro Int. De la TR, PG

Dtp = Diámetro Exterior de la TP, PG

FIG. 47 SISTEMA BASICO DE PREVENTORES PARA SNUBBING

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FIG. 48 CONEXIONES DE BRIDA CON GRAPA PARA ANILLOS RX Y AX

FIG. 49 CONEXIONES DE BRIDA CON GRAPA PARRA ANILLO BX

PRIETE (TORQUE) RECOMENDADO

PARA BIRLOS EN CONEXIONES TIPO GRAPA

DIÁMETRO DEL BIRLO pg

ARRIETE PIE-LIBRAS (+10%)

7/8 195

1 295

1 1/8 428

1 ¼ 600

1 3/8 815

1 5/8 1382

2 2645

2 ½ 5282

2 5/8 6182

2 3/4 7099

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LUBRICADOR (Stripper)

La función de este tipo de preventores es la de prevenir la fuga de fluidos con relativa baja presión provenientes del espacio anular mediante un elemento de hule, instalado en su parte interna.

Existen diferentes tipos de lubricadores pero todos ellos son activados por propio sello o bien por acción hidráulica.

La ubicación de estos preventores es en la parte superior de un conjunto de preventores. Su selección esta relacionada con la medida del preventor situado mas arriba del conjunto, medida de la tubería por utilizar y la presión a retener.

Al generarse fricción en elemento sello causa desgaste el cual se tendrá que reponer para la continuación de la operación.

Por diseño la capacidad de sello del elemento oprime la superficie externa de la tubería incluyendo la juntas. Además la presión actuando en la parte externa del elemento también se combina para establecer un sello efectivo.

Un rendimiento mayor de estos elementos se logran lubricando la superficie externa de la tubería con aceite cuando se baja esta. Estos preventores se utilizan principalmente en operaciones de stripping.

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SARTAS DE REVESTIMIENTO, PRODUCCION Y DE TRABAJO

14 TUBERIAS DE REVESTIMIENTO

Las tuberías de revestimiento son parte integral de los pozos de petróleo, gas y de inyección durante los proceso de perforación, terminación y mantenimiento de los mismos. Evitan que haya flujos hacia adentro y hacia fuera de las formaciones geológicas. Regularmente son cementadas para asegurar una barrera contínua a la presión de las formaciones atravesadas es decir a las presiones fuera de la TR del tramo cementado.

Entre las funciones principales durante la vida productiva del pozo, destacan las siguientes:

Servir de base para instalar el equipo de control superficial del pozo, como son los componentes del árbol de válvulas y el arreglo de preventores.

Evitar derrumbes de las paredes del pozo.

Proporcionar al pozo un diámetro conocido que facilite la corrida de tuberías, accesorios, herramientas, registros, etc.

Evitar la contaminación de agua dulce de formaciones someras y de ambientes amargos (H2S y CO2), sal, etc.

Confinar la producción del intervalo productor y suministrar un medio de control de presión, tanto interna como externa.

Impedir la contaminación proveniente de otras zonas que se atraviesan durante la perforación del pozo.

DISEÑO DE LAS TUBERIAS DE REVESTIMIENTO

El programa de tuberías de revestimiento (TR´s) representa uno de los elementos de mayor costo en la perforación y terminación de un pozo, por lo que es importante aplicar principios de Ingeniería de Diseño y análisis económicos para determinar el programa, de tal manera que se obtenga un diseño óptimo. Una vez que las TR´s se introducen a los pozos quedan sometidas a diferentes esfuerzos. El diseño de un sarta de TR consiste en:

a) Determinar el tamaño y longitud de las sartas de TR´s

b) Calcular el tipo y magnitud de esfuerzos a que serán sometidas

c) Seleccionar los pesos y grados de TR que no fallarán al estar sujetos a esas cargas y esfuerzos.

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El objetivo del diseño es permitir el control de las condiciones esperadas y no esperadas del pozo, para que las sartas sean seguras y económicas.

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FIG. 1 GEOMETRIA DE UN POZO “TIPO” INDICANDO DIAMETROS DE BARRENAS,

SARTAS DE TR Y APAREJO DE PRODUCCION

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FIG. 2 SELECCION DE PROGRAMAS DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO EN pg

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En el diseño de las TR´s, los factores fundamentales que deben considerarse para seleccionar los tamaños (diámetros), pesos, grados y tipos de conexiones roscadas aplicando criterios de ingeniería son: el colapso, la presión interna, la tensión y respectivamente factores de seguridad; así como los efectos de altas temperaturas y agentes corrosivos contenidos en los hidrocarburos de los yacimientos.

Presión al colapso.- Existe cuando la presión en el exterior de la tubería es superior a la presión en el interior de la tubería.

Presión interna.- Existe cuando la presión en el interior de la tubería es más elevada que la presión externa sobre la misma, representando tendencia hacia la expansión del tubo hasta su punto de ruptura.

Esfuerzo a la tensión.- Se considera la carga colocada en la tubería y que crea un esfuerzo axial en el eje del tubo. Cuando las TR´s se suspenden desde la superficie hasta cualquier profundidad, el tramo más cercano a la cima debe soportar el peso de todas las secciones de tubería que quedan debajo de ella, lo cual da una idea de la resistencia que se debe soportar.

Además de los factores expuestos, se consideran otros criterios técnicos secundarios como es el esfuerzo por flexión (arqueo) cuando se perforan pozos desviados (direccionales) o cuando hay abrupta desviación en el agujero (“pata de perro”); la torsión no entra en los criterios de diseño de los revestimientos, puesto que la cementación de cada una las protege contra este tipo de esfuerzo.

En la planeación de los pozos petroleros es de vital importancia determinar la profundidad de asentamiento de las TR´s, ya que éstas proporcionan el recubrimiento necesario para que la formación se encuentre protegida de pérdidas de circulación, brotes, pegaduras de tuberías, etc. Las secciones de tubería que se localizan a mayor profundidad se exponen a mayores cargas axiales y menores presiones al colapso. A continuación se describen los objetivos que cumplen las distintas secciones de tuberías de revestimiento.

1. Tubería de revestimiento conductora.- Es un revestimiento de corta longitud que se introduce en cada pozo, para protegerlo de superficies suaves, evitar la erosión, el lavado o deslave a su alrededor y para suministrar un conducto al fluido de perforación para circularlo hasta la superficie. El conductor una vez cementado, sirve para proteger de la corrosión las subsecuentes sartas de TR´s y para soportar parte de la carga en la cabeza del pozo en localizaciones donde la resistencia del terreno sea adecuada.

En los pozos de la Región Marina, el conductor tiene como objetivo aislar las formaciones arcilloarenosas no consolidadas, además sirve de apoyo para conectar el equipo de prevención para perforar bajo control la siguiente etapa y posteriormente servir de sostén para colgar el cabezal al cementar la siguiente TR en toda su extensión hasta el lecho marino.

2. Tubería de revestimiento superficial.- Esta tubería se introduce al pozo una vez que se fijó el tubo conductor y fue perforado el agujero superficial. Usualmente se instala a suficiente profundidad para proteger el pozo de derrumbes en las formaciones sueltas que con

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frecuencia se encuentran cerca de la superficie y para protección de arenas de agua dulce. Las profundidades pueden ser someras pero a veces puede llegar a cientos de metros. Esta TR es el punto de partida para el cabezal y sirve como soporte del arreglo de preventores y demás sartas de TR´s que más adelante se introducirán al pozo.

Para los pozos marinos sirve para aislar formaciones no consolidadas y lutitas arenosas, cementándose en toda su extensión hasta el lecho marino.

3. Tubería de revestimiento intermedia.- Los revestimientos intermedios se utilizan para sellar formaciones que puedan fracturarse con el lodo pesado que se usa para perforar zonas geológicas de presiones elevadas y, en ocasiones se cementan a través de zonas de alta presión para permitir el uso de lodos de menor densidad para perforar las formaciones más profundas pero de baja presión. Si el pozo es bastante profundo, o si se encuentran severos problemas de perforación como una presión anormal en las formaciones geológicas o zonas con pérdida de circulación, será necesario asentar una o más tuberías intermedias para poder aislar o sellar aquellas que causen problemas.

En los pozos de las plataformas costafuera, estas tuberías aíslan las formaciones poco consolidadas, evitan las pérdidas del lodo de perforación, aíslan las zonas de alta presión (lutitas plásticas de alta presión), así como permiten instalar las conexiones superficiales de control.

4. Tubería de revestimiento corta o de explotación.- Hay pozos con un diseño especial de TR´s, es decir que no utilizan revestimiento desde la superficie hasta el fondo del agujero, debido a que las profundidades alcanzadas para esta tubería son mayores, se introducen en la primera etapa una tubería corta (liner), la cual se complementa hasta la superficie o puede quedarse como TR corta. Se extiende desde el fondo del pozo hasta una determinada profundidad arriba del extremo inferior de la TR anterior y se instala a través de la formación productora para aislar posibles intervalos y lograr la explotación de los que comercialmente lo ameriten.

Las TR´s cortas (liners) se introducen y suspenden de la ultima TR por medio de un colgador de TR (liner hanger) y son cementadas en toda su longitud, siendo la ventaja principal que su costo es reducido en comparación a una TR de explotación diseñada desde la profundidad total del pozo hasta la superficie.

5. Tubería de revestimiento de enlace o prolongación.- Una vez colocada la tubería corta y perforado el pozo a la profundidad deseada, ésta puede conectarse y prolongar a la superficie por medio de una TR de enlace, terminando así la última sarta de revestimiento cementada. Una ventaja de la TR corta y de la tubería de revestimiento de enlace, es que a través de ellas no se ha perforado, eliminando los problemas de desgaste por la rotación de las sartas y herramientas de perforación.

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CARACTERISTICAS Y ESPECIFICACIONES

El Instituto Americano del Petróleo (API) identifica, evalúa y desarrolla estándares para los productos fabricados para industria petrolera y de gas. Las normas API-5A, API-5AC y API-5AX referidas a productos tubulares utilizados en campos petroleros, definen las TR´s como tubos con un rango de diámetros exteriores desde 4 ½ pg hasta 20 pg.

Un diseño apropiado de sartas de TR´s normalmente proporcionan un número determinado de secciones de tubería con especificaciones diferentes.

Las tuberías de revestimiento son identificadas de acuerdo a cinco propiedades que son:

1. Diámetro exterior

2. Espesor de pared

3. Grado del material

4. Rangos de longitud

5. Tipos de juntas

La primera y segunda propiedad determina una propiedad más, que es el peso unitario (peso por pie lineal). Además se consideran dentro de las Normas API citadas si cumplen ciertas especificaciones adicionales:

a) La longitud y el diámetro del mandril o “conejo” que garantiza el diámetro interior mínimo

b) La presión de la prueba hidrostática

c) Los métodos de fabricación del acero

Los estándares especifican las dimensiones físicas de las conexiones roscadas y sus respectivos recalcados. Los tramos se fabrican con roscas en ambos extremos a los que se conecta un cople o junta y su resistencia a los esfuerzos es mayor o por lo menos igual al cuerpo de la tubería. Otra tubería se denomina de extremos planos (streamline) cuyas roscas son maquinadas en el cuerpo del tubo. Los siguientes tipos de roscas y coples se utilizan en nuestro medio:

Cople corto y cople largo rosca redonda

Cople normal rosca buttress

Hydril SLX

Hydril SEU

Hydril TS

Hydril SFJP

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VAM AG, AF, REGULAR, MULTI-VAM, VAM R.M., VAM-ACE

TAC-1

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FIG. 3 TIPOS DE ROSCAS PARA TUBERIAS

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Una característica más de las TR´s es el peso unitario, que es el peso de la tubería por unidad de longitud y se expresa en lb/pie o kg/m lineal. Se designan como pesos del tubo con extremos lisos y pesos nominales.

a) El peso del tubo con extremo liso se refiere a tubos no roscados

b) El peso nominal es el peso del tubo con conexiones de cierto estilo API incluyendo recalcados, roscas y coples.

Los grados de acero de la TR se identifican con letras y números, los cuales indican las características del acero. En cada grado API el número designa el esfuerzo de cedencia, por ejemplo la P-110 puede soportar un esfuerzo de 110,000 lb/pg² con una elongación menor al 0.5%.

La letra que antecede al número designa parámetros como el máximo esfuerzo a la cedencia y a la mínima resistencia final.

Existen muchos grados patentados que no corresponden a las Normas API que son utilizados en la industria y son manufacturados por diversas compañías cuyas especificaciones cumplen las normas establecidas y en algunos casos las superan, para utilizarse en aplicaciones de diseño que puedan requerir alta resistencia a la tensión, resistencia al colapso fuera de lo común o resistentes a la fragilidad por el H2S.

Hay tres rangos de longitudes para TR´s establecidas por el API

Rango uno (designado R-1) incluye secciones de 4.8 a 7.6 m (16 a 25 pies)

Rango dos (designado R-2) incluye secciones de 7.6 a 10.36 m (25 a 34 pies)

Rango tres (designado R-3) es de 10.36 m (34 pies) o más largo.

as tuberías de revestimiento generalmente se corren en longitudes del R-3 ya que reducen el número de conexiones roscadas, pues se introducen al pozo en tramos individuales.

Se anexan tablas con las distintas especificaciones de las tuberías en el Apéndice correspondiente.

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15 TUBERIAS DE PRODUCCION

Las tuberías de producción son el conducto para la extracción de los hidrocarburos de los intervalos disparados de un pozo hasta la superficie; a la vez que nos permiten efectuar la inyección de fluidos a través de ellas, protegiendo a las tuberías de revestimiento de explotación, de enlace o TR corta de la presión y corrosión.

Junto con las TR´s, las tuberías de producción (TP´s) constituyen cerca del 30% de la inversión total en la perforación y terminación de un pozo; por lo que deberán cuidarse todos los aspectos en lo que corresponde a la selección y diseño, en función de las condiciones de flujo en el pozo con objeto de decidir el diámetro óptimo de las mismas.

En el diseño de las TP´s como conducto vertical, se considera que a medida que aumenta el gasto, las caídas o pérdidas de presión entre los disparos y la boca del pozo tienden a disminuir hasta alcanzar un mínimo y luego se elevan continuamente.

TUBERIA DE PRODUCCION DISMINUYE LA CAIDA DE PRESION

(VERTICAL)

TUBERIA DE CONDUCCION AUMENTA LA CAIDA DE PRESION

(HORIZONTAL)

Para un gasto existe un diámetro de tubería vertical, con el que se manifiestan las caídas mínimas de presión aunque en la tubería horizontal no se presente este mínimo.

El efecto combinado de ambas tuberías permite determinar los diámetros óptimos que hacen posible obtener el máximo gasto con la mínima caída de presión, desde los disparos hasta la batería de separación.

Para los pozos fluyentes, el estrangulador que se utilice en el árbol de válvulas, estará en función de los diámetros de TP y el volumen aportado por el pozo.

Los requerimientos que una sarta de producción necesita para una planeación que satisfaga más allá de los principales criterios de diseños para esfuerzos son:

TENSION PRESION INTERNA COLAPSO

AUMENTO DE

GASTO

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La tubería de producción al igual que la TR, debe cumplir totalmente con los requerimientos que señala la Norma API-5CT del Instituto Americano del Petróleo; dictados por las condiciones de presión interna y externa a las que será sometida, además de satisfacer los criterios descritos, el diseño debe cumplir con los requerimientos a la tensión, que van más allá de colocar la sarta hasta el fondo del pozo.

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Límite de elasticidad.- Es la fuerza con que se puede tensionar la tubería sin causar una deformación permanente.

Cuando se tensiona la TP sin llegar a sobrepasar el límite elástico y se elimina la tensión, el tubo regresa a su longitud original.

Resistencia a la tensión.- Es la cantidad de tensión necesaria para romper la tubería.

Es lógico suponer que este valor es superior al limite de elasticidad. Es importante tener en cuenta los datos técnicos de los fabricantes acerca de los conceptos de límite de elasticidad y resistencia a la tensión, ya que no deberán excederse para conservar en buenas condiciones la tubería.

Grados de tubería.- Los fabricantes señalan que puede tensionarse la tubería en miles de libras para cada pulgada cuadrada de AREA TRANSVERSAL y dan un valor para cada nomenclatura.

Para calcular el área transversal de la TP se utiliza la fórmula:

At = (D² - d²) 0.7854

Donde:

At = Área transversal de la tubería

D = Diámetro exterior

d = Diámetro interior

EJEMPLO

Calcular el área transversal de una tubería de 4 ½ pg con D.I. = 3.958 pg, peso de 12.75 lb/pie, Grado C-75 y posteriormente su límite mínimo de elasticidad.

SOLUCIONES

At = (4.5² - 3.958²) 0.7854 = (20.25 – 15.66) 0.7854

At = 3.60

Límite elástico = 75,000 x 3.60 = 270,000 lb

Límite mínimo de elasticidad = 270,000 lb

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Los grados de tubería menores o con menor porcentaje de carbón, en la aleación de acero, soportan mayor porcentaje en un ambiente amargo (H2S), pero menor resistencia en sus propiedades de tensión y presión interna.

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IDENTIFICACION DE JUNTAS EN UNA TUBERIA DE PRODUCCION

Los diámetros de las TP´s que se utilizan van desde 2 3/8 pg hasta 7 pg por lo que es necesario que al diseñar un aparejo de producción se conozca el ambiente y las condiciones mecánicas a que la tubería estará expuesta. De esto dependerá el grado de acero y el peso de la tubería a seleccionar.

Para ciertos campos y pozos, los grandes diámetros están relacionados con los altos gastos de aportación de hidrocarburos, por lo que las conexiones en cada una de ellas variarán en su tipo de acuerdo con el tamaño de tubería.

a) Extremos reforzados.- Es el de mayor uso en los pozos terrestres, el número de hilos por pulgada (h.p.p.) es de diez para TP de 1.900 pg y menores. Otros extremos se maquinan en 8 h.p.p. para TP de 2 3/8 pg y mayores. Los coples se fabrican en dos medidas: cople normal y especial, el segundo tiene menor longitud que el normal.

b) Sin refuerzo.- Las roscas se maquinan en los extremos lisos de cada tramo y la longitud del cople es variable según el diámetro del tubo. Puede haber tuberías con roscas de 10 y 8 h.p.p. se les conoce como tuberías con rosca plana.

Vallourec-VAM.- En esta junta sin refuerzos internos o externos, las roscas de los piñones y coples son de 8 h.p.p. para diámetros de 2 3/8 pg y 2 7/8 pg; y de 6 h.p.p. para tubería de 3 ½, 4 y 4 ½ pg.

Se fabrican en distintos tipos y utilizan en pozos de alta presión para soportar esfuerzos por tensión y torsión; así como en pozos que manejan sulfuro de hidrógeno (H2S).

c) Junta integral.- En esta conexión el refuerzo está en la parte interna para darle mayor resistencia a la junta. El sello se efectúa cuando el extremo superior de la caja cubre las tres ultimas roscas del piñón.

Junta Hydril tipo CS.- Esta rosca es maquinada en 8 h.p.p. en sus extremos y diseñada para tuberías de pared delgada. Se usa en grados N-80 y P-105 para pozos con presiones elevadas internas y externas. También los esfuerzos de tensión y torsión son aplicables a estas juntas debido a los tres hombros de contacto en la unión de las conexiones.

Junta Hydril tipo A-95.- Al igual que la junta anterior las roscas están construidas en los extremos reforzados exteriormente. Se fabrican en grados J-55 y N-80, el segundo se utiliza en pozos donde la tubería es sometida a esfuerzos mecánicos severos.

CARACTERISTICAS DE LA TUBERIA DE PRODUCCION

Las tablas que aparecen en el Apéndice del manual señalan las especificaciones más importantes de las tuberías de producción. Conviene señalar que deberán revisarse y cuidarse las áreas criticas en la conexión, éstas pueden ser:

En el piñón: abajo del último hilo del piñón

114

En la caja: arriba del último hilo de la caja

115

FIG. 4 EXTREMOS REFORZADOS

FIG. 5 SIN REFUERZOS (PLANA)

116

Los esfuerzos biaxiales a que se someten las conexiones en determinadas áreas se indican en la figura seis.

117

FIG. 6 ESFUERZOS AXIALES Y DE CONEXIÓN CON ROSCA REDONDA

118

SISTEMA DE SELLO DE LAS ROSCAS

Las conexiones de las tuberías de producción requieren de un lubricante de rosca como elemento de sello y esta grasa selladora es efectiva en un claro de 0.003 pg como máximo.

Existen dos tipos de sello en las conexiones:

a) Sello de metal a metal, el más comúnmente utilizado.

b) Sello de plástico, se usa en tubería para pozos de alta productividad y con ambientes amargos (H2S o CO2).

Para este tipo de sello deberá tenerse en cuenta lo siguiente:

Entre mayor sea el claro, más resiste en el sello de plástico.

Cuando es más pequeño el claro, menos resistente es el sello.

A medida que aumenta la temperatura, disminuirá la efectividad del sello de plástico.

FIG. 7 SELLOS CONICOS, DE DESLIZAMIENTOS Y AUTOALINEABLES

FIG. 8 SELLOS DE TOPE

MARCAS DE LA TUBERIA DE PRODUCCION

Los fabricantes en nuestro país marcan la tubería para su identificación de la siguiente forma:

119

FIG. 9 IDENTIFICACION DE TUBERIA

NOMENCLATURA DE NUMEROS

1. Monograma TAMSA (estampado).

2. Monograma API (estampado).

3. Grado de acero (estampado).

4. Espesor del tubo en milímetros (estampado).

5. Tipo de fabricación (sin costura) seamless.

PINTADO O ESTARCIDO

6. Año en que se fabricó la tubería y marca de la inspección efectuada por PEMEX *

7. Número de franjas de acuerdo al espesor de tubo y del color del grado de acero según el Instituto Americano del Petróleo

8. Nombre del fabricante “TAMSA”

9. Monograma API

10. Diámetro del tubo en milímetros

11. Espesor del tubo en milímetros

12. Grado de acero

13. Tipo de fabricación (sin costura) (seamless)

14. Longitud total del tubo (en metros)

15. Peso unitario (libras por pie)

16. Lugar de Fabricación

17. Tipo de inspección efectuada

120

TABLA 1

CODIGO COLORES EN RELACION AL GRADO

RECOMENDACIONES

Al efectuar movimientos de tubería evite golpear las juntas.- Para su conexión o desconexión siempre utilice las llaves adecuadas: manuales (llaves de fuerza B.J. tipo “B” o “F”; hidráulicas (llaves Varco o Eckel). No utilice la cadena de rolar, llaves de cadena o de quijada. Si el esfuerzo es manual use la llave RATIGAN.

MANEJE SOLAMENTE DADOS DE CUÑAS PARA LA MEDIDA DE TP EN USO Y PARA LA CARGA ADECUADA.- Alojar las cuñas lentamente dentro del cono de la mesa rotaria para evitar un colapso a la misma ¡No las tire o suelte rápidamente!

ES SUFICIENTE UN RECUBRIMIENTO LIGERO DE GRASA, NO SE RECOMIENDA APLICAR EN EXCESO.- La aplicación deberá hacerse con una brocha especial para este trabajo o utilizar una brocha de pintura. Aplicar la grasa en el piñón, esto evitará que se aloje en el interior de la tubería ocasionando obstrucciones posteriores en operaciones de línea de acero y cable electromagnético.

En el apéndice se anexan las distintas especificaciones de las tuberías de producción.

GRADO ** COLOR DE LA FRANJAS

H-40 1 negra

J-55 1 verde

K-55 1 verde y 1 rosa

C-75 1 azul

L-80 1 roja y 1 café

N-80 1 roja

G-95 1 café

P-110 1 aluminio

V-150 1 aluminio y 1 rosa

121

16 TUBERIAS DE TRABAJO

Para efectuar las operaciones de terminación y mantenimiento a los pozos se utiliza una sarta de trabajo, la cual es seleccionada de acuerdo al estado mecánico del pozo y a la capacidad del equipo que efectuará la intervención. Su objetivo es evitar el desgaste por movimientos y daños a la tubería de producción que se recupera del pozo, la cual una vez revisada e inspeccionada pueda volver a ser utilizada.

Las sartas de trabajo cumplen las funciones de:

a) Efectuar viajes de reconocimiento.

b) Hacer corridas de TR corta (liner).

c) Ejecutar operaciones de moliendas (cemento y fierro).

d) Resolver problemas de pescas.

La Norma API-5D del Instituto Americano del Petróleo contempla las características, especificaciones, uso, manejo e inspección de estas tuberías, las cuales están en relación directa a los siguientes aspectos:

GRADO: Se refiere al esfuerzo mínimo del acero y proporciona resistencia a la tubería

MEDIDA: Es el diámetro exterior de la tubería, sin tomar en cuenta sus extremos que son las juntas (caja y piñón)

ESPESOR DE PARED: Es el grueso de la tubería, está en relación al diámetro interior y se da en función del peso de la misma

PESO: Es el peso nominal por unidad de longitud del tubo, considerando un promedio de los extremos y determinando el diámetro interior

RANGO: Se refiere a la longitud del tubo, incluyendo sus extremos; existen tres rangos (I, II, III).

El diseño de las juntas (conexiones) facilita y proporciona una alta resistencia a los efectos de tensión, torsión y posibles daños por corrosión y golpes. Las sartas de trabajo generalmente se usan en pozos revestidos (dentro de TR´s) por lo que es importante seleccionar sus diámetros exteriores del cuerpo del tubo y de las juntas.

No es recomendable utilizarlas donde se vayan aplicar presiones elevadas, ya que el sello en sus conexiones no proporciona la efectividad y consistencia necesaria.

122

La ranura se localiza en la base y tiene un canal en la parte central del piñón

Para la identificación visual de la tubería se aprecian letras y números de golpe en la ranura del piñón de cada tramo, observe las figuras y lea con cuidado el contenido en cada una.

En el piñón no se aprecia ninguna marca La ranura se localiza en el centro del piñón

FIG. 10 TUBERÍA ESTÁNDAR EN PESO GRADO

G

FIG. 11 TUBERÍA PESADA GRADO ESTÁNDAR

Tiene el canal en la base y la ranura en la parte central del piñón

FIG. 12 TUBERÍA DE ALTA RESISTENCIA ESTÁNDAR EN PESO

G

FIG. 13 TUBERÍA PESADA DE ALTA RESISTENCIA

G

123

Las siguientes tablas señalan los datos necesarios para determinar el grado y peso de las tubería de trabajo.

TABLA 2

CODIGOS DE GRADOS

TABLA 3

CODIGO DE PESOS DE TUBERIAS

En relación al desgaste de las tuberías de trabajo, se clasifican por clases e identifican de la siguiente manera:

TABLA 4

CODIGO DE COLORES PARA IDENTIFICAR TUBERIA DE TRABAJO

GRADO SIMBOLO GRADO SIMBOLO

N-80 N X-95 X

E-75 E G-105 G

C-75 C P-110 P

S-135 S

V-150 V

GRADOS ESTANDAR GRADOS DE ALTO ESFUERZO

DIAMETRO

EXTERIOR

PESO

NOMINAL

ESPESOR DE

PARED

pg lb/pie pg

23/8 4.85 0.190 1

6.65* 0.280 2

2 7/8 6.85 0.217 1

10.40* 0.362 2

3 1/2 9.50 0.254 1

13.30* 0.368 2

15.50 0.449 2

NUMERO DE

CODIGO

* PESO ESTANDAR

CLASIFICACION DE LA

TUBERIA Y SU

CONEXION

COLOR Y NUMERO DE

BANDAS

NUEVA 1 BLANCA

PREMIUM 2 BLANCAS

CLASE 2 1 AMARILLA

DESECHO 1 ROSA

124

FIG. 14 BANDAS QUE CLASIFICAN E IDENTIFICAN LA CONEXION

CLASE NUEVA: Es la tubería que conserva sus propiedades originales, o que ha sufrido como máximo un desgaste exterior uniforme del 20%

CLASE PREMIUM: En esta clase se clasifican a las tuberías que tienen como máximo un desgaste concéntrico uniforme del 12 al 20%

CLASE 2: Se refiere a las tuberías que han perdido entre el 12 y 20% del área de acero del cuerpo del tubo en forma excéntrica y además en algún punto tiene 0.65% de su espesor original como máximo. En esta clase se encuentra las tuberías de trabajo utilizadas

DESECHO: Es cuando la tubería ha sufrido un desgaste del 20 al 35% de acero de su área original en forma excéntrica. Esta tubería al observarla que trae una banda en color ROJO por ningún motivo deberá introducirse al pozo.

La clasificación anterior es un factor importante para criterios de diseño, selección y uso, ya que los desgastes descritos afectan las propiedades y resistencias de la tubería. El código de colores clasifica a la tubería y sus conexiones cuando son inspeccionadas para identificar los tramos que puedan ser reacondicionados y eliminar los considerados como desecho.

JUNTAS PARA TUBERIA DE TRABAJO: Propiamente son las conexiones roscadas que sirven para unir cada tramo hasta formar la sarta de trabajo

IEU (Internal External Upset): Este tipo de junta tiene un diámetro mayor que el cuerpo del tubo y un diámetro interior menor que el cuerpo del tubo. Es una junta de alta resistencia

IF (Internal Upset): El diámetro interior de la junta es aproximadamente igual que el tubo y su diámetro exterior es mayor que el cuerpo, pues es en este diámetro donde está el refuerzo.

IU (Internal Flush): Esta junta tiene un diámetro interior menor que la tubería y su diámetro exterior es casi igual a el cuerpo del tubo.

Los tres tipos de juntas están diseñadas para trabajar en tensión. Es recomendable inspeccionar los lotes de tuberías cuando lleguen a la localización terrestre o plataforma marina para evitar utilizar juntas que tengan banda dura constituida por partículas de carburo de tungsteno, ya que estos tramos causarán un desgastes interno en las paredes de la tubería de revestimiento.

125

TIPOS DE TUBERIAS DE TRABAJO

TUBERIA IF (Internal Flush): Este tipo de conexiones es la de mayor uso en las distintas regiones, ya que proporciona un amplio margen para los esfuerzos de tensión y torsión, con las limitaciones a elevadas presiones por el interior y exterior de la tubería, ya que su conexión puede ocasionar fugas. Se tienen lotes de tubería con conexiones IF izquierda que conserva las mismas dimensiones que las conexiones derechas y es utilizada en operaciones especiales de pesca.

Las tablas 5 y 6 señalan los datos de la tubería y de sus conexiones para distintos diámetros.

TABLA 5

DATOS DE LA TUBERIA DE PERFORACION

TABLA 6

DATOS DE LA CONEXION IF

DIAMETRO

NOMINALPESO D.I.

PRESION

INTERNA

MAXIMA

RESISTENCIA

AL COLAPSO

TENSION

MAXIMA

TORSION

MAXIMA

(pg) (lb/pie) (pg) (kg/cm²) (kg/cm²) (kg) (m-kg)

2 3/8 6.65 E 1.815 1.67 1088 1097 62695 749

2 7/8 6.85 E 2.441 3.02 697 736 61643 968

2 7/8 10.4 E 2.151 2.34 1162 1161 97203 1384

3 1/2 13.3 E 2.764 3.87 1358 1389 172451 3111

3 1/2 15.5 E 2.602 3.43 1184 1179 146410 2524

GRADOCAPACIDAD

(lt/m)

MEDIDA pg TIPOA

(pg)

B

(pg)

C

(pg)

E

(pg)

F

(pg)

LP

(pg)

LC

(pg)

2 3/8 NC 26 2 9/16 1 3/4 3 3/8 0.219 3 17/64 6 7

2 7/8 NC 31 2 3/16 2 1/8 4 1/8 0.336 3 61/64 6 8

3 1/2 NC 38 2 7/8 2 11/16 4 3/4 0.336 4 37/64 7 9 1/2

126

FIG. 15 CONEXION IF PIÑON-CAJA

TUBERIA DE MANEJO HYDRIL WT-26

Es una tubería de perforación cuya ventaja principal son las juntas integrales en sus extremos, las cuales no tienen restricción alguna para introducirla o levantarla. Se utiliza para efectuar operaciones de moliendas y pescas en TR´s con diámetros reducidos (liners) tanto en pozos verticales como desviados (direccionales).

El fabricante HYDRIL construye el tipo de conexión en sus juntas WT-26 Serie 500 (Wedge-Thread) en tres diámetros 2 3/8, 2 7/8 y 3 ½ pg.

En la UPMP se utiliza la de 2 7/8 pg y algunas características de interés de sus juntas son las siguientes:

1. Se mejora la eficiencia hidráulica del fluido de control, al mantener un diámetro interior amplio en sus juntas.

2. El esfuerzo que se genera por la torsión aplicada se distribuye en toda la longitud de las roscas.

A. Diámetro exterior del refuerzo

B. Diámetro interior

C. Diámetro exterior

D. Espesor mínimo de la caja

E. Diámetro exterior del apoyo

LP. Longitud para las llaves del piñón

LC. Longitud para las llaves de la caja

127

3. Un indicador de desgaste se incluye entre el espacio de la caja y la cara, cuando la separación entre el piñón y la caja alcance 0.004 pg deberán retirarse los tramos para su rectificación. Además el bisel indica cuando hay desgaste en el diámetro exterior de la junta.

4. La tubería resiste altos esfuerzos de tensión y torsión, sobre todo en pozos altamente desviados y para pozos horizontales, donde se generan elevados esfuerzos de arrastres, fricción y torsión.

5. Puede aplicarse un recubrimiento de plástico al extremo del piñón, debido a que este extremo no tiene contacto con el hombro de la caja.

6. El perfil ahusado de rosca de dos pasos se desarrolla por el grueso calibre entre hilos y el pronunciado paso entre los mismos, permitiendo a las juntas absorber los altos esfuerzos de torsión ya que los flancos de las roscas brindan un par de torsión positivo.

7. Elevada capacidad de sellado en el cuerpo del tubo como en juntas, ya que están provistas por la rosca triangular (WT) que mantiene un sellado durante las grandes cargas axiales que se generan en toda la sarta de trabajo.

8. El fabricante HYDRIL tiene centros de reparación y maquinado disponibles para asegurar el máximo desempeño y vida útil de esta tubería.

ESPECIFICACIONES TUBERIAS DE PERFORACION CON JUNTAS WT-26 SERIE 500

MEDIDA NOMINAL: 2 7/8 pg TIPO: EU-135

PESO NOMINAL: 6.65 lb/pie PESO AJUSTADO: 10.6 lb/pie

TIPO CONEXION JUNTAS: WT-26

D.E. JUNTA: 3 3/8 pg

DIAMETRO DE PASO (DRIFT): 1.625 pg

LIMITE TENSION TUBERIA: 386,000 lb

LIMITE TENSION JUNTAS: 416,000 lb

LIMITE TORSION TUBERIAS: 20,800 pie-lb

LIMITE TORSION JUNTAS: 12,300 pie-lb

APRIETE DE LAS JUNTAS: 6500 pie-lb

TUBERIA DE TRABAJO HYDRIL PH-6

Originalmente este tipo de tubería fue fabricada para usarse en sartas de producción y debido a sus características especiales para soportar elevados esfuerzos de tensión, torsión y presión, así como por la construcción de sus juntas integrales; se utiliza como tubería de trabajo

128

en pozos direccionales y que tienen TR corta (liner). Además en operaciones de reconocimiento, moliendas y pescas.

La junta integral en cada extremo del tubo, una vez unidos en toda la sarta de trabajo elimina cualquier posibilidad de ocasionar resistencias en la entrada de la BL (Boca del liner) y aún operando en su interior tramo por tramo.

Se fabrican en distintos diámetros, la de uso común es la de 2 7/8 pg Grado P-105 para operarse en TR´s cortas de 4 ½, 5 y 5 ½ pg.

FIG. 16 CONEXION HYDRIL PH-6

DATOS DE LA CONEXION

D.E. de junta 2.942 pg

D.I. de junta 2.20 pg

Longitud del piñón 2.942 pg

Roscas de enlace 6 hilos/pg

Torque 484 m-kg

DATOS DEL TUBO

Medida nominal 2 7/8 pg

D.I. nominal 2.259 pg

Diámetro de paso 2.165 pg

Espesor de pared 0.308 pg

Peso TP (con juntas) 8.7 lb/pie

Resist. a la tensión 118,636 kg

Resist. al colapso 1,470 kg/cm²

Resist. a la presión interna 1,385 kg/cm²

1. El hombro externo proporciona la máxima

eficiencia a la torsión y en sello de 30°

biselado e invertido.

2. Anillo intermedio que garantiza el ajuste

correcto, por sus roscas en dos diámetros

diferentes.

3. Los hombros del piñón así como el apoyo

intermedio evitan daños por efectos de

torsión.

129

FALLAS EN LAS SARTAS DE TRABAJO

Los daños o fallas que se presentan en estas tuberías se deben principalmente a fatigas del material. Se originan al someter la sarta de trabajo a repetidos esfuerzos con valores inferiores al límite de tensión del acero.

El grado de aumento se da en función de las cargas a la que se expone la tubería. Las fallas no se perciben a simple vista, sino hasta el momento en que se presenta un daño severo.

Los factores por fatiga son progresivos, iniciándose por una pequeña fractura que se incrementa por el esfuerzo al tensionar la tubería, en ocasiones se somete la sarta de trabajo a valores de carga cercanas a su punto de ruptura.

Rompimiento en espiral: Este término se aplica equivocadamente en el campo para todo tipo de rotura de TP, siendo que el verdadero motivo es una falla por torsión pura.

Ejemplo: un corte en espiral se presenta cuando un molino al estar operándolo dentro del pozo, se atrapa con las mismas rebabas de fierro que no están siendo removidas; se “degolla” la tubería en algún punto y en la superficie continúa girando la sarta por las vueltas que le imprime la mesa rotaria. La forma de espiral es siempre hacia la derecha debido a la rotación y no por alguna línea débil en la tubería.

Ruptura en el refuerzo: Cuando la TP se aprieta sobre su límite de torque causa un efecto de alabeo helicoidal y puede originar una ruptura después del refuerzo del tubo. Las fracturas se inician con una fisura en la parte inferior de los últimos hilos de la caja y la ruptura sucede por los esfuerzos de compresión de la sarta. La vibración también colabora en este tipo de falla, es afectada mayormente en pozos desviados aunque disminuye a medida que aumenta el grado de ésta; amortiguándose la vibración.

130

FIG. 17 INSPECCION DE ULTRASONIDO EN AREAS FINALES

Un gran porcentaje de estas fallas se presenta en la parte final de la caja, significando que la vibración viaja hacia arriba de la herramienta (lastrabarrenas) que se está operando y provoca que la parte compacta de la caja detenga las vibraciones y las invierta en la base de las últimas cuerdas.

Las fallas serán latentes cuando la sarta de trabajo es sometida a elevados esfuerzos de compresión. Algunas veces la falla se somete en la parte superior de la sarta debido al efecto de tensión.

INSPECCION A LA TUBERIA

Las inspecciones efectuadas a los tramos determinarán: Fracturas, perforaciones, marcas profundas, medidas de diámetros exterior e interior, espesor remanentes y área transversal. Pero no determinarán un rango aceptable de cada tramo o daño acumulado por fatiga.

Condiciones del sello: Es necesario inspeccionar las partes que componen el sello para detectar fallas que afecten la capacidad de fugas o estabilidad de las juntas. Cada junta deberá tener su bisel apropiado en relación a su diámetro.

Cuando la tubería de trabajo ha sido aceptada por su inspección y está libre de fracturas deberá registrarse en los reportes correspondientes.

Aún así, puede generar daños posteriores al incorporarla nuevamente al servicio, al entrar en operación se incrementarán defectos a los previamente acumulados.

Se recomienda llevar en el campo, registros en la bitácora del equipo de lo siguiente:

Número de viajes redondos

Horas de operación (PSB o PSM, RPM) en moliendas y pescas

Esfuerzos de tensión y torsión a que son sometidas.

Estos parámetros auxiliarán posteriormente a elaborar un adecuado programa de inspección y revisión de la sarta de trabajo con los objetivos de:

a) Cuantificar el desgaste del cuerpo del tubo y determinar su clase

b) Observar y registrar posibles fracturas en cada tramo

c) Determinar condiciones de las roscas y los sellos en las juntas

d) Revisar si el tubo está chueco para su reacondicionamiento.

131

En cada región, centro de almacenamiento o taller, se cuenta con personal especializado y de compañías que prestan estos servicios de inspecciones a las tuberías.

Se debe elaborar un reporte de tramos inspeccionados, el cual deberá tenerse disponible cuando llega nuevamente al área de trabajo (localización terrestre o plataforma marina). A continuación se describen las recomendaciones de importancia general que deberán seguirse en los equipos para el manejo y uso de las diversas tuberías que se operan en los pozos.

RECOMENDACIONES GENERALES

1. Al bajar o levantar la tubería de las rampas use los protectores de las roscas.

2. Durante la conexión, utilice la cantidad de grasa normal, previa limpieza de las roscas.

3. Cuando se trata de tubería nueva, efectúe un apriete ligero sin llegar al adecuado, apriete y vuélvalo a repetir según sea necesario. En tubería usada, efectúe un apriete normal en la primera ocasión.

4. Al hacer la conexión, siente suavemente el piñón sobre la caja, para no dañar la rosca o el sello.

5. Evite efectuar la conexión con la cadena de rolar.

6. Utilice el indicador de torsión (torquímetro) en caso de no disponer, calibre el automático de acuerdo al torque. Aplicar el apriete óptimo.

7. Coloque las llaves en el cuerpo de la junta, no en cuerpo del tubo.

8. La posición de las llaves debe ser en ángulo recto.

9. Las cuñas de tubería requieren ser de la medida adecuada y deben estar en buenas condiciones. Cuando siente la tubería, hágalo suavemente para evitar colapso en el cuerpo del tubo.

10. Cuando esté operando la tubería en moliendas, aplique valores adecuados de rotación y peso según los lastrabarrenas. Las tubería no deberá estar en compresión.

11. No utilice tramos chuecos o juntas golpeadas.

12. Si al efectuar una desconexión observa una rosca lustrosa y sin grasa, es señal de que existe fuga del fluido de control en esa conexión.

13. No golpee con el marro el cuerpo del tubo ni la conexión.

14. No se debe aplicar ninguna clase de soldadura a la tubería.

RECOMENDACIONES EN PLATAFORMAS MARINAS

1. AL RECIBIR LA TUBERIA

132

Generalmente ésta debe venir estibada en la popa del barco debidamente ordenada, lingada con estrobos adecuados en los extremos y separada en camas y como mínimo tres correderas paralelas distribuidas a lo largo del tramo.

Las conexiones de la tubería deben cuidarse con protectores interiores y exteriores.

Al izar la linga de tubería con la grúa, verificar que las retenidas de Manila NO se atoren.

El protector de cable Manila localizado en los extremos del cuerpo del tubo NO deben retirarse con golpes de barra de línea.

2. AL EMBARCAR LA TUBERIA

La tubería debe embarcarse en un área disponible con correderas protectoras.

La embarcación deben colocarse, preferentemente, sujeta a la boya y al embarcadero de la plataforma.

El número de tramos lingados no debe exceder al peso cedente de los estrobos utilizados.

La linga debe llevar mínimo un contraviento de cable Manila.

3. RECOMENDACIONES DE OPERACION

En plataforma se debe disponer de un área despejada para el manejo de tuberías. Esta área se programará anticipándose a la operación inmediata de intervención del pozo.

La tubería nueva que va a introducirse al pozo deberá mantenerse debidamente estibada en el orden de introducción por peso, grado y medida.

No colocar más de cinco camas como estiba. Esta tendrán mínimo tres correderas o separadores.

Limpiar y lubricar las conexiones, además de inspeccionarlas. Estas deberán tener protectores interiores y exteriores permanentes.

Durante la operación de introducción o recuperación, asegurarse que los tapones de levante cuenten con la conexión, piñón o caja en condiciones adecuadas.

El enrosque de las juntas debe hacerse con las llaves hidráulicas en velocidades bajas, para evitar daño a las conexiones debido a los movimientos del tubo originados por los vientos marinos.

Se deberán correr el calibrador adecuado al diámetro máximo de paso a la tubería (Drift).

Durante el ascenso o descenso de la tubería al equipo debe manejarse con protector de cuerdas exteriores.

No golpear directamente el tubo en la estiba con barras de línea al rodarlas

133

El apriete de las juntas debe aplicarse conforme al recomendado por el fabricante

Utilizar la grasa adecuada a la junta con los componentes químicos correspondientes al tipo.

FIG

. 18

CA

PA

CID

AD

DE

TU

BE

RIA

S P

OR

BA

SE

SE

GU

N N

OR

MA

S

134

MODULO II

EQUIPO DE SUPERFICIE

I N D I C E

1 CONJUNTO DEL ARBOL DE NAVIDAD ......................................................................................................... 135

2 SISTEMAS DE SEGURIDAD EN SUPERFICIE ............................................................................................. 143

3 INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIAL ............................................................................ 145

4 INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUPERFICIAL ..................................................................................... 146

5 DISPOSITIVOS QUE ACCIONAN LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD ................................................. 147

135

17 CONJUNTO DEL ARBOL DE NAVIDAD

Los componentes de un árbol de navidad forman parte del equipo de superficie, los cuales conforme avanzan las etapas de la perforación de un pozo se van instalando por secciones de acuerdo a los requerimientos de cada TR programada, hasta llegar a la introducción del aparejo con la tubería de producción.

Un árbol de “Navidad” está compuesto de: cabezales, carretes de TR con colgadores y sellos secundarios: bridas empacadoras (de doble sello y cruce de presiones); cabezal de producción con colgador de TP; carrete adaptador con medio árbol de válvulas; cruz o tee de flujo, válvulas de compuerta manuales y de apertura hidroneumática, portaestranguladores, anillos API, birlos con tuercas.

FUNCION: Una vez instalados y probados todos los componentes permitirán manejar con seguridad las presiones de flujo del pozo, que se presenten durante la terminación y producción del mismo.

El diseño y fabricación de los árboles de válvulas está regido por la Norma API-6A, 16a Edición del Instituto Americano del Petróleo. Son construidos de acero forjado, con aleaciones para ambientes amargos, diferentes rangos de tamaño y presión de trabajo, en relación a los siguientes factores:

a) El programa de tuberías de revestimiento

b) La presión de trabajo de los componentes

c) El tipo de terminación y temperatura en superficie

d) Las características de hidrocarburos que aportará el pozo

e) Condiciones ambientales (áreas terrestres, lacustre o marina)

Todos los componentes de un árbol de válvulas son fabricados por las compañías CAMERON, FIP (Fábrica de Implementos Petroleros), EPN-ARVAL (Equipos Petroleros Nacionales), FMC (Food Maquinery Company); etc; ofreciendo en cada unidad o ensamble ciertas características que se describen a continuación.

136

FIG. 1 ARBOL DE NAVIDAD CON SUS COMPONENTES

137

DESCRIPCIÓN DE LAS PARTES

0. CRUZ MAESTRA (CRUZ DE FLUJO)

1. VALVULA MAESTRA INFERIOR

2. VALVULA MAESTRA SUPERIOR

3. VALVULA LATERAL DERECHA DEL ARBOL DE VÁLVULAS

4. VALVULA LATERAL IZQUIERDA DEL ARBOL DE VÁLVULAS

5. VALVULA LATERAL IZQUIERDA DEL CABEZAL DE PRODUCCION

6. VALVULA LATERAL DERECHA DEL CABEZAL DE PRODUCCION

7. VALVULA LATERAL IZQUIERDA DEL CARRETE DE TR

8. VALVULA LATERAL DERECHA DEL CARRETE DE TR

9. VALVULA LATERAL DERECHA DEL CABEZAL DE TR

10. VALVULA LATERAL IZQUIERDA DEL CABEZAL DE TR

11. TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL

12. TUBERIA DE REVESTIMIENTO INTERMEDIA

13. TUBERIA DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACION (PRODUCCION)

14. TUBERIA DE PRODUCCION

15. COLGADOR ENVOLVENTE (CUÑAS) PARA TR

16. SELLOS SECUNDARIOS DE TR

17. COLGADOR ENVOLVENTE (CUÑAS) PARA TR

18. SELLOS SECUNDARIOS PARA TR

19. COLGADOR ENVOLVENTE PARA TUBERIA DE PRODUCCION

20. COPLE COLGADOR

21. BRIDAS PORTAESTRANGULADORES

22. MANOMETRO DE PRESION

138

FIG. 2 CABEZAL DE TR

COMPONENTES DE UN ARBOL DE NAVIDAD

1. Cabezal de tubería de revestimiento

Esta unidad cumple varias funciones:

La parte inferior puede ser soldable o con rosca para servir de enlace a la TR superficial. La brida superior sirve de base para el carrete de TR, o para instalar el arreglo de preventores o una brida empacadora. En el interior de la brida tiene un tazón o nido (recto o cónico) donde se alojan las cuñas de la TR siguiente. Las salidas laterales son de brida con ranura para anillos empacador API y orificios para birlos con tuercas. Tiene una rosca interior para insertar y remover tapones ciegos o válvulas de contrapresión para sustituir una válvula de compuerta

dañada.

FIG. 2 CABEZAL DE TR

2. Carrete para tuberías de revestimiento

Por dentro de la brida inferior tiene una preparación para recibir la boca de la TR intermedia y sus sellos secundarios. En el interior de la brida superior (tazón recto o cónico) acepta las cuñas que sostendrán la siguiente TR. Las salidas laterales son de bridas con ranuras para anillos API y orificios para birlos con tuercas. También tienen preparación para tapón ciego o válvula de contrapresión para sustituir una válvula de compuerta dañada. Cada cabezal y carrete de TR tiene instalado en sus salidas laterales una o dos válvulas de

compuerta para el control de los espacios anulares de las tuberías de revestimiento.

139

FIG. 3 CARRETE DE TR

FIG. 3 CARRETE DE TR

3. Cabezal de tubería de producción

Estos ensambles se surten para varios tamaños y presiones de trabajos. Sirve de enlace entre un cabezal o carrete de TR y el medio árbol de válvulas o para instalar el arreglo de preventores por su brida superior. Dentro de la brida inferior recibe el conjunto de sellos secundarios que circunda la última tubería de revestimiento que llegue hasta la superficie. Alrededor de la brida superior tiene los presioneros (yugos) que sujetan al colgador de TP. Además cuentan con salidas laterales con ranuras para anillos API y birlos con tuercas.

FIG. 4 CABEZAL DE TP

4. Bolas colgadoras y envolventes

Se alojan en el “nido” del cabezal de TP. Es colgadora cuando sostiene la sarta de producción y es envolvente cuando circunda la sarta de TP y se utiliza un niple o colgador de TP el cual se enrosca o aloja en el carrete adaptador-colgador del medio árbol de válvulas. Los elementos de sellos de las bolas (una vez instaladas) se activan con los yugos.

140

FIG. 5 BOLA COLGARDORA CAMERON TIPO “FBB”

FIG. 6 BOLA ENVOLVENTE CAMERON

TIPO “ RFC ”

141

5. Carrete adaptador colgador

Es parte del medio árbol de válvulas y aloja en su interior el cople o niple colgador. La conexión bridada inferior se enlaza al cabezal de producción, tiene un orificio de prueba lateral para el anillo metálico API, el niple colgador y bola envolvente. La conexión superior es bridada con ranura para anillo API, birlos con tuercas.

FIG. 7 CARRETE COLGADOR FIP

6. Niple o cople colgador

Este componente proporciona el método más fuerte y seguro a prueba de fugas para suspender una sarta de producción. La TP puede trabajarse hacia arriba y abajo del punto final de suspensión, con el pozo en perfecto control, mientras se llevan a cabo las operaciones de terminación, incluyendo el anclaje del empacador y el cambio del fluido de control por un fluido empacador.

En su interior tiene la preparación para insertar y remover válvulas tipo (H) de contrapresión, de doble vía o tapones ciegos.

FIG. 8 COPLE COLGADOR FIP TIPO “FBO-2”

RANURA PARA ANILLO “O”

ROSCA PARA TUBO MADRINA

PREPARACION PARA VALVULA DE CONTRAPRESION

ROSCA API ACME

ROSCA PARA CONECTAR TP

142

7. Arbol de válvulas

La función de este conjunto es la de controlar el flujo y extracción de los hidrocarburos cuando el pozo se encuentre en producción. Son surtidos para diferentes tipos de terminación, tamaños y presiones de trabajo. La mayor parte de sus componentes son intercambiables entre las distintas marcas que se tengan en el medio petrolero; exceptuando el carrete adaptador, niple o cople colgador y la brida adaptadora con preparación de cuello alargado.

También hay medios árboles de válvulas dobles o múltiples de terminación. Para lo cual debe complementarse con el cabezal de TP con sus colgadores de tuberías respectivas.

Las curvas y tes se utilizan para desviar el flujo de los fluidos en la dirección y sentido que se quiera a través de las válvulas de compuerta. El bonete superior del árbol con rosca interior sirve para levantarlo con un tramo de tubería o bien a través de él, efectuar operaciones por el interior de la TP. Algunos ensambles tienen doble válvula maestra, la inferior se opera manualmente y la superior es de apertura hidroneumática; siempre deberá tenerse de respaldo la maestra inferior. Las válvulas laterales del medio árbol sirven de conducto de los hidrocarburos por medio de los portaestranguladores hacia las líneas de escurrimiento y separadores de grupo o baterías de recolección.

FIG. 9 ARBOL DE VÁLVULAS Y ACCESORIOS MARCA FIP

BONETE SUPERIOR

VALVULAS DE COMPUERTA (LATERALES) EXTREMOS

BRIDADOS (CANTIDAD 4)

PORTA ESTRANGULADOR POSITIVO EXTREMOS BRIDADOS

VALVULAS DE COMPUERTA (MAESTRA) EXTREMOS BRIDADOS

CARRETE ADAPTADOR COLGADOR (CANTIDAD 1)

BRIDA COMPAÑERA (CANTIDAD 2)

CRUZ DE FLUJO

(CANTIDAD 1)

PORTA EXTRANGULADOR AJUSTABLE EXTREMOS

BRIDADOS

143

18 SISTEMAS DE SEGURIDAD EN SUPERFICIE

Debido a las condiciones existentes en cuanto a los volúmenes de producción que aportan los pozos, las presiones que registran y los riesgos dentro de las instalaciones petroleras, éstas deben mantenerse en óptimas condiciones de seguridad. Por esta razón se tienen cuatro premisas que siempre se consideran para todos los casos:

La seguridad al personal

La preservación al entorno ecológico terrestre y marino

Prevención en la pérdida de recursos naturales no renovables

Protección a las enormes inversiones de capital

La utilización de los dispositivos y sistemas de seguridad en las ubicaciones en tierra y plataforma marinas, es una de las inversiones más importantes que tienen como objetivo garantizar la protección adecuada al personal y a las instalaciones.

Para cumplir lo anterior, se diseñan los sistemas de seguridad de acuerdo a los requerimientos específicos del pozo, del campo, de la localización terrestre o plataforma costafuera.

Un campo con pozos de aceite y gas ubicado en una región terrestre donde a su alrededor se tengan pocos habitantes, que los antecedentes registren ausencias de inundaciones o ciclones requieren de un sistema mínimo de seguridad. En estos campos, los pozos son protegidos por válvulas de seguridad subsuperficiales o superficiales, para evitar la posibilidad de un daño imprevisto, ya sea en las líneas a la salida del árbol de válvulas, líneas de recolección y transporte o en la batería de separación. Por lo que se recomienda usar por lo menos una válvula de seguridad en la superficie.

En cambio, en los campos y plataformas marinas, se consideran no sólo la probabilidad de tormentas, ciclones o huracanes, sino también algún accidente o daño a las instalaciones petroleras causados por el golpe de embarcaciones y otros riesgos imprevistos. De ahí que en las plataformas del área marina se requieran tener los sistemas de seguridad más sofisticados y de acción inmediata.

En las plataformas marinas se tienen instalados dos sistemas de seguridad para proteger los pozos.

144

145

19 INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIAL

Básicamente son válvulas denominadas “de tormenta”, cada una de las cuales se introduce en cada aparejo de producción a 150 metros de profundidad aproximadamente.

Operan hidráulicamente desde la superficie a través de un tubo de acero inoxidable con diámetro de ¼ pg conectado desde la válvula hasta un tablero general donde se encuentra su accionamiento para su operación y control.

FIG.10 DIAGRAMA 1 INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUB-SUPERFICIAL

146

20 INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUPERFICIAL

Son válvulas de compuerta que operan neumáticamente y se integran en el cuerpo central y lateral del medio árbol de válvulas. Su accionamiento es controlado remotamente desde un tablero general. Mientras el pozo está en producción, las válvulas se encuentran permanentemente abiertas al tener aplicada una presión y el cierre se activa cuando se presenta algún accidente o necesidad, depresionando su sistema desde el tablero general

FIG. 11 DIAGRAMA 2 INSTALACION DE SEGURIDAD SUPERFICIAL

147

21 DISPOSITIVOS QUE ACCIONAN LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD

Los sistemas de seguridad se activan por medio de los siguientes dispositivos:

a) Alta y baja presión en las líneas ubicadas en el módulo individual del tablero general el cual recibe una señal de presión que al aumentar o disminuir a un valor predeterminado se libera automáticamente la presión del sistema de válvulas superficiales, cerrándolas. Luego a través de un presurizante que mantiene un volumen y presión considerado, se libera progresivamente activando el cierre de las válvulas subsuperficiales en un lapso de 45 a 60 segundos.

b) Por alta temperatura, en una red de tubería de diámetro reducido represionadas con un gas inerte o aire. Se instala en la parte superior de los pozos y estratégicamente a lo largo de las líneas de explotación. Al ocurrir un siniestro y elevarse la temperatura a más de 100 °C (212 °F), se activa un fusible que libera la presión acumulada a través del tablero general, efectuando el cierre total de los pozos y cerrando también la válvula superficial de cada uno; transcurridos 45 a 60 segundos se cierran las válvulas de tormenta.

c) Sistema cierre de emergencia. Estos dispositivos son válvulas de esfera interconectados en red de pequeño diámetro de tubería, represionados con gas inerte o aire. Se instalan estratégicamente en cada plataforma como es la oficina del Superintendente, el área de abandono, en el área de muelles, en el bote salvavidas. Su distribución es para que se activen en caso de urgencia o abandono del personal de la plataforma. Al accionarse los dispositivos liberan la presión acumulada a través del tablero general cerrando todas las válvulas superficiales de cada pozo y posteriormente en un tiempo de 45 a 60 segundos se cierran las válvulas de tormenta.

Para restablecer a condiciones normales los sistemas de seguridad se cuenta con personal altamente calificado y preparado de Ingeniería de Producción, para restituir la operación individual de cada pozo.

148

FIG. 12 ENSAMBLE ARBOL DE NAVIDAD

149

FIG

. 13

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IFIC

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150

151

MODULO III

CONCEPTOS Y CALCULOS DE PRESIONES

I N D I C E

1. TIPOS DE PRESIÓN .............................................................................................................................................................................................. 152

A. CONCEPTO DEL TUBO EN “U” .................................................................................................................................................. 152

B. PRESIÓN ................................................................................................................................................................................................ 153

C. PRESIÓN HIDROSTÁTICA ............................................................................................................................................................ 155

D. DENSIDAD............................................................................................................................................................................................. 155

E. GRADIENTE DE PRESIÓN............................................................................................................................................................. 155

F. PRESIÓN DE FORMACIÓN ............................................................................................................................................................ 157

G. PRESIÓN DE SOBRECARGA (PSC) O PRESIÓN TOTAL DE FORMACIÓN.......................................................... 158

H. PRESIÓN DE FRACTURA .............................................................................................................................................................. 158

I. PRESIÓN DE FONDO EN EL POZO................................................................................................................................................. 161

J. PRESIÓN DE GOTEO ........................................................................................................................................................................ 161

K. PRESIÓN DIFERENCIAL ................................................................................................................................................................. 163

L. TRANSMISIÓN DE PRESIÓN ....................................................................................................................................................... 164

M. PRESIONES DE CIERRE (PCTP Y PCTR) .............................................................................................................................. 165

N. PRESIÓN EN BOMBAS DEL EQUIPO-EFECTO DE LA FRICCIÓN ............................................................................. 167

O. PRESIONES DE SONDEO Y PISTONEO ................................................................................................................................ 167

P. PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN EL SISTEMA DE CIRCULACIÓN ................................................................................... 168

2. CÁLCULOS BÁSICOS PARA EL CONTROL DE UN BROTE ............................................................................................................. 172

3. CÁLCULOS COMPLEMENTARIOS ................................................................................................................................................................. 176

4. CONVERSION DE PRESIÓN A DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE (DLE) ........................................................................... 178

5. RELACIÓN VOLUMEN / ALTURA POR EFECTO DE LA PRESIÓN ................................................................................................ 179

6. DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE BOMBEO COMO INCREMENTO EN LA DENSIDAD DEL FLUIDO DURANTE LAS OPERACIONES DE CONTROL DEL POZO ................................................................................................................................................. 180

7. LÍMITES MÁXIMOS DE PRESIÓN DENTRO DEL POZO...................................................................................................................... 181

8. UNIDAD DE PRESION .......................................................................................................................................................................................... 190

152

22 TIPOS DE PRESIÓN

23 CONCEPTO DEL TUBO EN “U”

El concepto del tubo en U es similar a la configuración del pozo, es decir una columna le corresponde a la sarta de perforación y la otra columna corresponde al espacio anular.

Cuando se circula y se homogeniza el lodo, al cesar el bombeo las columnas del lodo en ambas ramas permanecen estáticas quedando los niveles del lodo en la boca del pozo.

El concepto del tubo en U es el principio de vasos comunicantes en el que no cuenta el área del tubo sino el valor de la columna hidrostática. Cuando se tienen diferencias en densidad en las columnas se establece una diferencial en el extremo de la sarta y tenderán las columnas a equilibrarse; esa es la razón por la cual o fluye por la TP o fluye por la TR sin circular, perdiéndose el espejo del lodo. En esta situación puede generar una falsa alarma de brote.

Es importante para el personal que labora en perforación, interprete los diversos principios, conceptos y procedimientos que se deben seguir para el control de un brote en un pozo.

FIG. 1 A – TUBO EN “U” COLUMNAS ESTATICAS

FIG. 1 B – TUBO EN “U” COLUMNAS DESBALANCEADAS

Kg/cm²

153

El control de un brote se fundamenta en el uso de métodos y equipo, que permiten mantener una presión constante contra la formación. El control está en función de la densidad, gasto, presión de bombeo y la contrapresión impuesta por el estrangulador.

Un yacimiento no necesita contener alta presión para causar un problema serio. Las zonas productoras de gas o aceite con presión normal contienen suficiente presión como para causar un reventón (descontrol).

Hay varios mecanismos para que las altas presiones se desarrollen y todos están relacionados con la presión absoluta del yacimiento. Generalmente estas presiones se deben a:

La presión hidrostática

Presión diferencial

Presión de la formación

Las leyes del comportamiento de los gases

Pérdidas de presión del sistema de circulación

Empuje del yacimiento

A continuación serán descritos los conceptos que estarán involucrados en el manejo y control de las presiones.

24 PRESIÓN

Se define como la fuerza aplicada a una unidad de área, siendo su fórmula

Ejemplo 1

¿Qué presión ejerce sobre el área de un círculo con diámetro de 10 pg aplicando una fuerza de 1,000 lb?

P = 12.73 lb/pg²

FUERZA (kg o lb)PRESION =

AREA (cm² o pg²)= kg/cm² ó lb/pg²

FPRESION =

A

1,000 lbPRESION =

78.54 pg²

A = 0.7854 x D²

0.7854 x 10²

= 0.7854 x 100

A = 78.54 pg²

154

Despejando la fuerza y el área resulta:

Ejemplo 2

¿Qué fuerza ejercerá un fluido en el fondo de una tubería bajo presión de 3,000 lb/pg² y diámetro de 1 pg

Si el área se determina con la fórmula?:

A = 0.7854 x D²

= 0.7854 x 1 pg²

A = 0.7854 pg²

FUERZA = 3,000 lb/pg² x 0.7854 pg²

FUERZA = 2,356 lb (convertida al SMD)

FUERZA = 1,069.7 kg

FPRESION =

A; F = P x A ;

FA =

P

155

25 PRESIÓN HIDROSTÁTICA

Es la presión ejercida por una columna de fluido, debido a su densidad y altura vertical, y se expresa en kq/cm² ó lb/pg²

Siendo su fórmula en el sistema métrico decimal (SMD).

Sistema Ingles:

Ph = Densidad (lb/gal) x profundidad (pies) x 0.052= lb/pg²

Para el caso de pozos direccionales, utilizar la profundidad vertical verdadera (PVV) y no la desarrollada (PD)

Ejemplo:

¿Cuál será la Ph de un pozo con una PD de 3933 m y una PVV de 3202 m, con un lodo de 1.23 gr/cm³?

Ph =

D x P =

1.23 x 3,202

10 10

26 DENSIDAD

Se define como: La masa (gramos) de una sustancia por la unidad de volumen (cm³) y se expresa en

gr/cm³,

lb/gal y lb/pie³

Siendo su fórmula:

Nota: Para medición de la densidad su aproximación es hasta centésimas

27 GRADIENTE DE PRESIÓN

Se define como la presión por metro y se expresa en kg/cm²/m ó lb/pg²/pie

Para convertir una densidad a gradiente se procede como sigue:

Densidad del fluido (gr/cm³) x profundidad (m)Ph =

10

D x H ; Ph =

10

Masa (gr)Densidad =

Volumen (cm³)

DG =

10; D = G x 10

;Ph = 393.8 kg/cm²

156

Ejemplo: Cambiar de densidad a gradiente:

También se aplica el gradiente para calcular la Ph.

Ph = G x h

Ejemplo 2

¿Qué presión hidrostática se ejerce en un pozo a 4,500 m y densidad de 1.25 gr/cm³?

Convirtiendo la densidad a gradiente se tiene

Ph = G x h

Ph = 0.125 kg/cm²/m x 4,500 m

Ph = 562.5 kg/cm²

Ejemplo 3

¿Cuál es la presión de fondo (Pf) y el gradiente de presión: A En un pozo a 3,000 m lleno con agua tratada de 1.00 gr/cm³. B En un pozo a 3,000 m lleno con agua salada de 1.07 gr/cm³?

Soluciones:

A Pf = Ph; Gp= Pf PROF

Sustituyendo valores:

Pf = 3,000 x 1.00 Pf = 300 kg/cm2

10 Gp = 300 Gp = 0.100 kg/cm2/m

3,000 B Pf = = 3,000 x 1.07 gr/cm3 Pf = 321 kg/cm2

10 Gp = 321 Gp = 0.107 kg/cm2/m

3,000

Nota: Para expresar gradientes su aproximación es hasta milésimas.

DENSIDAD

gr/cm³

GRADIENTE

kg/cm²/m

1.20 0.120

0.85 0.085

2.20 0.220

157

28 PRESIÓN DE FORMACIÓN

Es la presión de los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una roca, también se le llama presión de poro.

La severidad de un brote depende de varios factores, uno de los más importantes es la permeabilidad de la roca.

Una roca con alta permeabilidad y porosidad tendrá más posibilidad de provocar un brote que una roca con baja permeabilidad y porosidad.

Las presiones de formación se clasifican en:

Normales

Subnormales

Anormales

FORMACIONES CON PRESIÓN 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 área, se deberá establecer el gradiente del agua congénita en las formaciones de esa región, conforme el contenido de sales disueltas. Para la costa del Golfo de México se tiene un gradiente de 0.107 kg/cm²/m (100,000 ppm de cloruros).

FORMACIONES CON PRESIÓN 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 explicación de la existencia de tales presiones en las formaciones, es considerar que el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otras vías del yacimiento, causando su depresionamiento.

FORMACIONES CON PRESIÓN ANORMAL

Son aquellas en que la presión de formación es mayor a la que se considera como presión 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 la compresión que sufren los fluidos de la formación debido al peso de los estratos superiores.

158

Las formaciones que tienen altas presiones se consideran selladas, de tal forma que los fluidos que las contienen no pueden escapar, soportando éstos parte de la presión de sobrecarga.

Los métodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presión son:

Datos de sismología

Parámetros de penetración

Registros eléctricos

29 PRESIÓN DE SOBRECARGA (PSC) O PRESIÓN TOTAL DE FORMACIÓN

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

La fórmula para conocer la PSC es:

PSC= Peso del mineral + Peso del agua Área que lo soporta

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 presión se debe al peso de las rocas junto con los fluidos que contienen.

Para la costa del Golfo de México, se tiene un gradiente de sobrecarga de 0.231 kg/cm2/m. Sin embargo, para casos particulares es conveniente su determinación, ya que con frecuencia ocurren variaciones considerables.

Las rocas dentro del subsuelo promedian de 2.16 a 2.64 gr/cm³ (18 a 22 lb/gal).

La gráfica 1 adjunta sirve para predecir el comportamiento de algunos pozos de desarrollo, utilizando datos reales de presión de formación de pozos perforados con anterioridad, para el área de la costa del Golfo de México. Otros tipos de presión se determinan por regiones y campos.

* La línea “A” corresponde a la presión normal de formación

* La línea “B” corresponde a la presión de sobrecarga y

* La zona sombreada corresponde a las presiones anormales que se han presentado en el área de la costa del Golfo de México.

30 PRESIÓN DE FRACTURA

Es la presión a la cual se presenta una falla mecánica de una formación, originando pérdida de lodo hacia la misma.

Aunque los términos presión de fractura y gradiente no son técnicamente los mismos, a menudo se emplean para designar lo mismo. La presión de fractura se expresa como un

159

gradiente en kg/cm²/m (lb/pg²/pie) o en kg/cm² (lb/pg²). Gráfica o tablas están basadas en estas unidades.

Existen varios métodos para calcular los gradientes de fractura de la formación, propuestos por los siguientes autores:

Hubert y Willis

Mattews y Kelly

Eaton

Los gradientes de fractura usualmente se incrementan con la profundidad.

El método para determinar el gradiente de fractura, en el campo es el que se denomina “Prueba de Goteo”, el cual se expone en otro módulo del manual.

160

GRAFICA 1. COMPORTAMIENTO DEL GRADIENTE DE PRESIÓN EN EL ÁREA DE LA COSTA DEL GOLFO DE MÉXICO

161

31 PRESIÓN DE FONDO EN EL POZO

Cuando se perfora un pozo se imponen presiones sobre los costados del agujero y la mayor presión es la que ejerce la presión hidrostática del lodo de perforación.

Sin embargo la presión requerida al circular el lodo por el espacio anular también actúa sobre las paredes del agujero. Esta presión pocas veces excede los 14 kg/cm² (200 lb/pg²). Pero otras presiones adicionales se originarán por la contrapresión del lado del espacio anular o por el movimiento de tubería causado por sondeo o pistoneo.

Por ello la presión total en el fondo de un pozo de acuerdo al evento puede llegar a ser la suma de los conceptos siguientes:

Pf = Ph + (PCTP o PCTR )

donde:

Pf = Presión de formación (kg/cm² ó lb/pg²)

Ph = Presión hidrostática de los fluidos en el pozo (kg/cm² ó lb/pg²)

PCTP = Presión de cierre superficial en TP (kg/cm² ó lb/pg²)

PCTR = Presión de cierre superficial en TR (kg/cm² ó lb/pg²)

32 PRESIÓN DE GOTEO

Para determinar el gradiente de fractura de la formación se realiza la prueba denominada “de goteo”, con la finalidad de proporcionar con bastante confianza el gradiente de fractura de la formación, y así definir la máxima presión permisible en el pozo cuando ocurre un brote, densidades de lodo máxima a usarse y el asentamiento de las subsecuentes tuberías de revestimiento.

La razón fundamental de la prueba de goteo es encontrar la presión a la cual la formación inicia a admitir fluido de control sin provocar fracturamiento de la formación. El resultado será la suma de la presión ejercida por la columna hidrostática del fluido empleado más la presión del manómetro al represionar.

La presión a manejar en la superficie dependerá del valor de la columna hidrostática que se utilice en el pozo; a mayor densidad del lodo, menor presión se requerirá en la superficie.

La máxima presión permisible a la fractura es una limitante en lo referente a control de pozos. Si ésta se rebasa cuando ocurre un brote puede ocurrir un reventón subterráneo, pudiendo alcanzar la superficie por fuera de la TR.

162

m

1.2

8

FIG

. 2.-

DE

NS

IDA

D D

E L

OD

O E

QU

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NT

E

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163

33 PRESIÓN DIFERENCIAL

Generalmente, el lodo de perforación pesa más que los fluidos de un yacimiento, sin embargo, cuando ocurre un brote, los fluidos que entran al pozo causan desequilibrio entre el lodo no contaminado dentro de la tubería de perforación y el contaminado en el espacio anular. Esto origina que la presión registrada al cerrar el pozo, por lo general sea mayor en el espacio anular que en la TP.

La tubería de perforación y el agujero se pueden describir como un sistema comunicado tipo "U" cuando los fluidos en uno de los lados del sistema son más ligeros que en el otro, el sistema no estará en equilibrio. La presión desarrollada en el lodo con fluido de menor densidad hace que el sistema busque retornar al equilibrio.

En la figura siguiente la diferencia de presión hidrostática es de: (525 - 402.5) = 122.5 kg/cm², presión que debe registrar el espacio anular (independientemente de la presión del yacimiento) al

164

cerrar el pozo.

FIG. 3.- PRESIÓN DIFERENCIAL (EFECTO TUBO EN “U”)

34 TRANSMISIÓN DE PRESIÓN

La característica del fluido de ser transmisor de las presiones no se deteriora con el flujo; cuando el fluido está en movimiento y se impone sobre él una presión, ésta se transmite íntegramente a cualquier otra parte del sistema.

Si dicha presión se aplica en el espacio anular debido al cierre de un estrangulador ajustable, se transmitirá totalmente a través de todo el sistema y será registrada en el manómetro del tubo vertical (stand pipe) como una presión adicional (ver figura), siempre que el sistema permanezca cerrado y comunicado.

165

FIG. 4.- TRANSMISION DE PRESIONES

35 PRESIONES DE CIERRE (PCTP Y PCTR)

Cuando se cierra un pozo, el intervalo aportado seguirá fluyendo hasta que las presiones hidrostática y de formación 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 serán el resultado de la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de formación.

166

En la mayoría de los casos, la Presión de Cierre en la Tubería de Revestimiento (PCTR) será más alta que la Presión de Cierre en la Tubería de Perforación (PCTP). Esto se debe a que los fluidos de la formación con mayor facilidad fluyen al espacio anular, desplazando al lodo y disminuyendo su columna hidrostática, lo que no ocurre comúnmente con el lodo del interior de la sarta, por lo que generalmente se toma el valor de PCTP como el más confiable para calcular la densidad de control; vea la figura.

Sin embargo, debe señalarse que existen situaciones ocasionales, donde la presión de cierre en la TP no es muy confiable. Tal caso ocurre cuando se presentó un brote al estar perforando y no fue detectado oportunamente. La descompensación de columnas puede ser tan grande que al cerrar el pozo, la columna de la TP esté parcialmente vacía y no haya presión (PCTP = 0). Posteriormente, al ser rellenada la TP (con el fluido invasor) se tendrá una represión (PCTP distinta de cero) que al calcular la densidad de control dará un valor erróneo. Cómo se observa, este control estará destinado, desde sus inicios, a generar problemas adicionales.

FIG. 5.- PRESIONES DE CIERRE

PCTR

Py > Ph

167

36 PRESIÓN EN BOMBAS DEL EQUIPO-EFECTO DE LA FRICCIÓN

El lodo entra al sistema de circulación a través de la presión aplicada por la bomba de lodos. El fluido de perforación recorre las conexiones superficiales y baja por la sarta de perforación saliendo por las toberas de la barrena hacia el espacio anular y retornando a las presas.

Mientras se está perforando, la presión de circulación de bombeo está relacionada únicamente con la fricción. La presión de la bomba de lodos debe superar y compensar respectivamente la fricción y la presión bajo-balanceada.

Debido a la fricción el contacto se tiene entre el lodo circulando y las superficies por donde va en movimiento. La magnitud de estas pérdidas de presión por fricción dependen de las propiedades del lodo, el gasto de la bomba y el área de flujo. La mayor parte de estas perdidas se tienen dentro de la sarta de perforación y a través de la toberas de la barrena.

Sin embargo debe mencionarse que la cantidad de presión aplicada por la bomba en el fondo del pozo, durante una circulación normal, es solamente una parte del total que deba estar presente en el fondo para que el lodo supere a la fricción y éste retorne a la superficie. Esta es la fricción del espacio anular.

Referente a como determinar la Presión Reducida de Circulación (presión de circulación lenta), que se utiliza para controlar un brote, en otro segmento más adelante será descrito.

37 PRESIONES DE SONDEO Y PISTONEO

El sondeo es una reducción de presión en el fondo del agujero y sucede cuando se saca la tubería del pozo con demasiada rapidez, originando que al lodo de perforación no se le dé tiempo suficiente para que "descienda" debajo de la barrena. Esto causará una "succión" que reduce proporcionalmente la presión en el fondo del agujero.

Esta es la razón que el sondeo se resta en la fórmula para conocer la Presión de Fondo del pozo (descrita en el subtema 9).

El pistoneo es un incremento a la presión de fondo del agujero cuando se introduce la tubería demasiado rápido y no se le da el tiempo suficiente al lodo debajo de la barrena para que sea desplazado. Por esta razón, el pistoneo se suma en la fórmula para conocer la Presión de Fondo del pozo.

Tanto el pistoneo como el sondeo ocurre al introducir o sacar tubería y ambos son afectados por los siguientes factores:

a) Velocidad de introducción o extracción de tubería

b) Densidad y viscosidad del fluido de perforación

c) Resistencia en los geles del lodo

d) Espacio anular entre la tubería y el agujero

e) Restricciones entre el agujero y el exterior de lastrabarrenas y tuberías de perforación.

168

FIG. 6 EFECTO DE SONDEO

38 PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN EL SISTEMA DE CIRCULACIÓN

En un sistema de circulación con lodo de perforación, la presión de circulación es creada por las bombas del equipo.

Las pérdidas o caídas por fricción se manifiestan desde la descarga de la bomba hasta la línea de flote. A medida que la profundidad y las propiedades del lodo se incrementan, se requiere mayor presión de circulación. Los programas de hidráulica deben diseñarse para determinar las pérdidas de presión por fricción en los elementos siguientes:

Equipo superficial

Dentro de la tubería de perforación y herramienta

A través de las toberas de la barrena, por fuera de la herramienta y tubería de perforación (pérdida de presión anular).

Esta última pérdida de presión es muy importante, ya que puede señalar un posible desequilibrio entre la presión del fondo y la presión hidrostática cuando se está circulando (Densidad equivalente de circulación).

169

Durante la circulación, el sistema del lodo incorpora una presión en el fondo del pozo un poco mayor que la presión hidrostática ejercida por la columna del lodo.

Esta presión adicional (equivalente a las pérdidas anulares de presión por fricción) añadida a la presión hidrostática y convertida a densidad, se le llama densidad equivalente de circulación (DEC) y su ecuación es:

DEC = Pérdida de presión anular x 10 + DL Profundidad

Las pérdidas de presión anular representan la presión requerida para vencer la fricción al bombear lodo desde la barrena hasta la superficie.

Las pérdidas de presión por fricción en un sistema de circulación dependen principalmente de:

Densidad del lodo

Viscosidad aparente y plástica

Punto de cedencia

Efecto de gelatinosidad

Diámetro interior de las tuberías

Geometría del espacio anular.

Velocidad del bombeo o "gasto"

+ DL

170

FIG. 7 UBICACIÓN DE PÉRDIDAS DE PRESIÓN

171

FIG

. 8.-

DE

NS

IDA

D E

QU

IVA

LE

NT

E D

E C

IRC

UL

AC

ION

172

39 CÁLCULOS BÁSICOS PARA EL CONTROL DE UN BROTE

Cuando se detecta un brote, es necesario cerrar el pozo con los procedimientos adecuados para cada situación y elaborar los cálculos básicos para el control total antes de iniciar la circulación. Estos cálculos facilitarán el seguimiento de cada etapa durante el control e incluyen:

1. Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta.

2. Densidad de control.

3. Presión inicial de circulación (PIC).

4. Presión final de circulación (PFC).

5. Tiempo total para desalojar el brote del pozo.

2.1 Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta

Es necesario conocer este parámetro para observar el avance realizado al estar circulando un brote y para elaborar la cédula de presión durante el desplazamiento de la densidad de control en el interior de la sarta. Este tiempo se determina en función de la capacidad interior de la sarta y de las características de la bomba, los cuales se pueden conocer en las siguientes explicaciones:

Factores de capacidad de los componentes de la sarta y

Secciones del espacio anular

Estos factores se pueden conocer empleando tablas elaboradas para este fin. En caso de no contar con ellos, se podrán obtener con las siguientes ecuaciones:

Para interior de tubería (TP, tubería pesada HW, herramienta, TR) en lt/m

Factor de Cap. = Di2 x 0.5067

Para espacio anular ( entre tubería de revestimiento o agujero y tuberías).

Factor de Cap. = (DI² - DE²) 0.5067

Donde:

Factor de Cap.= Factor de capacidad de la sección ( lt/m)

Di = Diámetro interior TP (pg)

DI = Diámetro interior TP, TR o agujero (pg)

DE= Diámetro exterior TP o herramienta (pg)

0.5067= Constante de conversión

Se define como factor de capacidad interior a los litros necesarios para llenar un metro lineal con la geometría del (los) diámetro(s) considerado (s).

173

Volumen activo del lodo en el sistema

Este volumen incluye el que haya en el agujero y en presas, es importante conocer siempre estos datos, ya que cuando ocurre un brote el volumen de fluido invasor será equivalente al incremento de volumen de lodo en las presas.

Cuando es necesario incrementar la densidad, se determina la cantidad de material densificante mínimo para efectuar el control. Para conocer el volumen de fluido en el sistema es necesario utilizar los factores de capacidad, los cuales se determinan de la siguiente forma:

Volumen de tubería = factor de cap. x longitud de tubería (lt)

Volumen espacio anular = factor de cap. x longitud de sección (lt)

Volumen en presas = (en m3)

Capacidad de bombeo de acuerdo a las características de la bomba.

Los datos que son necesarios registrar de una bomba son:

Marca

Modelo

Diámetro de la camisa

Longitud de carrera

Emboladas máximas

Presión de operación a un gasto establecido

Presión límite de operación

Para bombas triplex de simple acción, considerando un 90% de eficiencia, se aplican con las siguientes ecuaciones:

Q = 0.0386 x L x D2 = lt/emb

Q = 0.0102 x L x D2 = gal/emb

Donde:

Q = Capacidad de la bomba (lt /emb o gal/emb)

L = Longitud de la carrera (pg)

D = Diámetro de la camisa (pg)

Al establecer un gasto (gasto reducido de circulación) en gal / min o lt/ min ,es posible conocer el tiempo necesario para desplazar la capacidad del interior de la sarta.

T = VOL.INT.TP Qr

donde:

174

T = Tiempo de desplazamiento (min)

Vol. Int. TP = Volumen total del interior de la sarta (lt o gal)

QR = Gasto reducido de circulación (lt/min o gal/min)

2.2. Densidad de control (DC)

Para obtener el control de un pozo se requiere que la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo, equilibre la presión de formación. La densidad que cumple lo anterior se conoce como densidad de control; para calcularla se deberá auxiliar de la lectura de presión de cierre estabilizada en TP, por ser la que generalmente presenta la mínima contaminación.

Inc. Dens. = PCTP X 10 Profundidad

Dc = Do + Incremento de Densidad

Donde:

Inc. Dens. = Incremento a la densidad (gr/cm³)

PCTP = Presión de cierre estabilizada en TP (kg/cm2)

Profundidad = Profundidad vertical del pozo o profundidad vertical verdadera (m)

Do = Densidad original del lodo (gr/cm3)

Dc = Densidad de control (gr/cm³)

Ms = Margen de seguridad ( 0.02, 0.03 ó 0.04 gr/cm³)

Se utiliza dependiendo de las condiciones del pozo, si éste lo permite

2.3. Presión inicial de circulación (PIC)

Para lograr establecer la circulación en un pozo donde se ha presentado un brote, es necesario que la presión inicial de circulación sea equivalente a la suma de:

Las caídas de presión por fricción en el sistema, más

La presión de formación en exceso de la hidrostática en TP

La primera de éstas se refiere a la presión reducida de circulación (PR), pre-registrada cuando se presentan las mismas condiciones de profundidad de la barrena, gastos y densidad del fluido en el momento del brote. La segunda es igual a la presión de cierre en TP estabilizada ( PCTP); de lo anterior se tiene que:

PIC = PR + PCTP

donde:

PIC = Presión inicial de circulación (kg/cm2)

175

PR = Presión reducida de circulación (kg/cm2)

PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm2)

Método alterno para conocer la PIC

Se emplea cuando se presentan las condiciones siguientes:

a) Cuando se utiliza una bomba diferente a las del equipo (unidad de alta presión)

b) Cuando la profundidad de la barrena o de la tubería sea diferente a la profundidad donde se registró la PR.

c) Cuando las condiciones del fluido de perforación hayan sufrido un cambio sustancial

d) Cuando se requiera circular a un gasto diferente al QR

e) Para verificar el valor pre-registrado de la Pr

f) Cuando no se haya determinado de antemano la PR

Los pasos para conocer la presión inicial, son las siguientes:

1. Bombear lento, abriendo simultáneamente el estrangulador y manteniendo la presión en el espacio anular igual a la PCTR hasta alcanzar el gasto reducido de circulación.

2. Una vez alcanzado el gasto y ajustando el estrangulador para mantener PCTR, permita que bajo estas condiciones la presión en TP se estabilice.

La presión en TP estabilizada será igual a la presión inicial de circulación (PIC); por lo tanto, si se desea conocer la presión reducida de circulación (PR), bastará restar de la presión inicial circulación, la lectura de presión de cierre en TP (PCTP); la fórmula es:

PR = PIC - PCTP

Lo cual equivale a conocer las caídas de presión por fricción a las condiciones de gasto, densidad de lodo y profundidad de la barrena en ese momento.

2.4. Presión final de circulación (PFC)

Cuando se utiliza lodo con una densidad diferente a la original para controlar un brote ( lodo con densidad de control) y éste se bombea a través de la sarta, se genera una mayor columna hidrostática por lo que se necesitará menor presión en la superficie para controlar la presión de formación. Por otro lado, al tener un lodo más pesado las pérdidas de presión por fricción serán mayores, y será necesario una mayor presión en la bomba. Al parecer, estas dos condiciones se contraponen, para solucionar este problema se tiene que determinar la presión necesaria para circular el lodo cuando éste ha llegado a la barrena o al extremo de la tubería, ya que la presión hidrostática que habría generado la columna de lodo será la suficiente para equilibrar la presión de formación ( si la densidad de control es la correcta).

176

Esta presión es sólo necesaria para circular el lodo con densidad de control de la barrena a la superficie (a un gasto constante); se le llama presión final de circulación (PFC) y se calcula con la siguiente relación:

Dónde:

PFC = Presión final de circulación (kg/cm2) PR = Presión reducida de circulación (kg/cm2) DC = Densidad de control del lodo (gr/cm3) Do = Densidad original del lodo(gr/cm3)

40 CÁLCULOS COMPLEMENTARIOS

Los cálculos de los parámetros que a continuación se enuncian, son el complemento para llevar a cabo un control de brotes más estricto, ya que sólo teniendo los cálculos básicos se puede llevar a cabo el control del pozo de una forma adecuada.

Estos cálculos son los siguientes:

a) Determinación del tipo de brote

b) Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo

c) Incremento en el volumen de lodo por adición de barita

3.1 Determinación del tipo de brote

Los fluidos de la formación asociados con un brote son: aceite, agua, gas o una combinación entre ellos. Existen diferencias en el comportamiento de las presiones que van ligadas a un brote de aceite, agua o gas a medida que éstos se circulan.

Las presiones en tubería de perforación y tubería de revestimiento y el aumento de volumen en presas ( si se puede medir con suficiente precisión) se emplean para estimar el tipo de brote mediante el cálculo de la densidad del fluido invasor, a través de la siguiente ecuación:

donde:

Dfi = Densidad fluido invasor (gr/cm3)

Do = Densidad original del lodo en el pozo (gr/cm3)

PCTR = Presión de cierre en espacio anular estabilizada (kg/cm2)

DCPFC = PR x

Do

10 (PCTR – PCTP) Dfi = Do -

Lb

177

PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm2)

Lb = Longitud de la burbuja (m)

Midiendo el incremento de volumen en presas y con el factor de capacidad anular de la sección donde se estima esté localizada la burbuja, la longitud se determina con la siguiente

ecuación:

Obteniendo la longitud de la burbuja, se aplica la fórmula para calcular la densidad del fluido invasor. Si la densidad calculada es menor a 0.69 gr/cm³, posiblemente el brote sea gas, si la densidad se encuentra entre 0.69 y 0.92 gr/cm³ el brote será de aceite con alguna cantidad de gas. Una densidad mayor a 0.92 gr/cm³ indicará que el flujo invasor es agua salada.

3.2 Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo

Una vez que conoce la densidad del lodo de control, es necesario calcular la cantidad de barita requerida para poder aumentar el peso del lodo hasta obtener la densidad adecuada. Con la siguiente ecuación se calcula la cantidad de barita que se necesita para incrementar la densidad a 1 m3 de lodo a la densidad requerida:

Donde :

Núm. sacos de barita = ( scs/m3)

Dc = Densidad de lodo de control ( gr/cm3)

Do = Densidad inicial de lodo ( gr/cm3)

4.15= Peso específico de la barita (gr/cm3)

De donde:

Cantidad de barita = Núm. sacos de barita x volumen de lodo en el sistema

= scs/m3 x m3 de lodo

Incremento de volumen en presas ( lt )Lb =

Capacidad del espacio anular ( lt/m )

85 (DC – Do)Núm. sacos de barita =

( 4.15 - DC )

178

3.3 Incremento en el volumen de lodo por adición de barita

Cuando se adiciona al sistema de lodo para incrementar su densidad, también se estará incrementando su volumen. Es conveniente conocer este aumento de volumen antes de agregar el material densificante, con objeto de disponer la capacidad de almacenamiento suficiente. Dicho

incremento se calcula con la siguiente ecuación:

41 CONVERSION DE PRESIÓN A DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE (DLE)

Cuando se realiza una prueba de goteo se determinan: a) La presión a la cual la formación inicia a admitir fluido, b) el valor de la columna hidrostática con la que se realiza la prueba. La sumatoria nos proporciona la presión referente a la prueba de goteo.

Esta presión referida a la profundidad de la zapata podemos convertirla en densidad de fluido. El siguiente ejemplo puede clasificar este concepto:

Datos Del Pozo:

Profundidad de la zapata 3,330 m

Presión de admisión manométrica 120 kg/cm²

Densidad del lodo empleado en la prueba 1.30 gr/cm³

El valor de la columna hidrostática será:

3,330 m x 1.30 gr/cm³ = 432.9 kg/cm²

10

El valor de la prueba de goteo será 432.9 kg/cm² + 120 kg/cm² igual a 552.9 kg/cm²

Por lo tanto la conversión de este valor de presión a densidad será:

Densidad = Presión x 10

= 552.9 kg/cm² x 10

Prof. 3,330 m

= 1.66 gr/cm³

Num. Sacos de barita totales Inc. Vol. =

85 = m³

179

Esto se refiere que si por cualquier motivo durante la fase de perforación del agujero descubierto llegamos a rebasar por densidad o con presiones este límite se puede romper la formación y complicar la perforación del pozo o el control de un brote.

Otra manera para determinar la densidad de lodo equivalente es:

DLE = Presión x 10

+ Dens. empleada Prof.

De acuerdo a datos anteriores será:

DLE = 120 kg/cm² x 10 + 1.30 gr/cm³

3,330 m

42 RELACIÓN VOLUMEN / ALTURA POR EFECTO DE LA PRESIÓN

Los valores de presión en el espacio anular para purgar o llenar se pueden convertir a columna de lodo que genere los mismos valores de presión, cuando por ejemplo se extrae o introduce tubería a presión, o bien al manejar un control volumétrico.

Si se requiere mantener constante una presión en el fondo del pozo y es necesario purgar gas y llenar con lodo, el valor de presión a controlar se convierte a columna hidrostática como se ejemplifica a continuación:

10 kg/cm² de presión purgada de gas ¿A que valor de columna hidrostática y volumen equivale si se utiliza lodo del 1.25 gr/cm³ al rellenar un espacio anular de 8 x 3 ½ pg?

Soluciones

1º Calcular el valor de la altura de la columna hidrostática

Presión = Dens. x altura Altura =

10 kg/cm² x 10

10 1.25 gr/cm³

ALTURA = 80 m

2º Calcular el volumen correspondiente a esa altura y espacio anular

Volumen anular = 0.5067 (D² - d²)

= 0.5067 (8² - 3.5²) = 26.22 lt/m

VOLUMEN = 26.22 x 80 = 2,098 lt

= 1.66 gr/cm³

180

43 DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE BOMBEO COMO INCREMENTO EN LA DENSIDAD DEL FLUIDO DURANTE LAS OPERACIONES DE CONTROL DEL POZO

Inmediatamente después de determinar la presencia de un brote se procede al cierre del pozo y en función de la situación de la instalación se elige el método de control.

De antemano se tienen datos que nos ayudarán a formular el método de control del pozo, como por ejemplo: Con la bomba del equipo se debe registrar el gasto y presión correspondiente a una determinada fase de la perforación del pozo. Es importante que se tomen lecturas de gastos y presiones con regularidad, ya que pueden variar ciertas propiedades del lodo y otros parámetros que afectan la presión para controlar un pozo.

Cuando se hagan las variaciones siguientes será necesario tomar lecturas de presiones y gastos:

1. Cambios en las propiedades del lodo (densidad, viscosidad)

2. Cambios en la geometría de la sarta de perforación

3. Cambio en las toberas de la barrena

4. Cada vez que se perforen 150 m

5. Cada cambio de turno

6. Después de reparar bomba

Los gastos seleccionados serán de 1/3 a ½ del régimen normal de la perforación del pozo; las razones para emplear estos valores principalmente son: generan menor valor de la DEC en el fondo del agujero, presenta flexibilidad para manejar el estrangulador, menor riesgo por presiones, etc.

En cuanto al incremento en la densidad del lodo se recomienda emplear la requerida para balancear la presión de formación. El lodo para controlar al pozo se circulará antes de continuar con la operación de perforación, de acuerdo al método seleccionado.

La densidad de control del pozo se determina de la siguiente manera.

Dc = PCTP x 10

Prof

Dc = Densidad de control

Do = Densidad original

+ Do

181

44 LÍMITES MÁXIMOS DE PRESIÓN DENTRO DEL POZO

Si por alguna razón se origina un brote, cuanto más pronto se detecte en la superficie y se tomen medidas pertinentes para cada caso, menor será la magnitud y las consecuencias del mismo.

Una vez cerrado el pozo es necesario restaurar el control, para ello se han desarrollado varios métodos tendientes a equilibrar la presión de formación con la presión hidrostática del fluido de perforación.

La mayor parte de los métodos de control se fundamentan en el principio de "mantener la presión de fondo constante o ligeramente mayor que la presión de la formación" impidiendo, de esta forma, la entrada de más fluido invasor al pozo; sin embargo, los métodos para controlar están limitados por las presiones en tuberías de perforación y tuberías de revestimiento, ya que una excesiva presión superficial, puede causar un daño en las conexiones superficiales de control, a la tubería de revestimiento o provocar una fractura en la formación expuesta, lo cual generará un descontrol subterráneo y ocasionará efectos imprevistos.

Hay muchos métodos o técnicas para controlar y circular un brote del pozo. Algunos métodos comunes de control de pozos son esencialmente similares. Todos permiten que se circule lodo al interior del pozo, mientras es controlado el brote y se evita la pérdida de circulación. La diferencia de cada método está en si se aumenta o no la densidad del lodo y si se aumenta, saber determinar cuando es el momento oportuno.

Para realizar los cálculos y controlar un pozo cuando ocurre un brote, es necesario disponer de ciertos parámetros relacionados con el equipo y las operaciones normales de un pozo. Por lo que se debe recabar y conservar esta información en la libreta del perforador y en el reporte diario de perforación, para utilizarlas en el momento en que ocurra una contingencia. Puesto que los brotes no son predecibles, estos datos deben actualizarse a medida que las condiciones del equipo y del pozo cambien.

Los parámetros necesarios son:

a) Máxima presión permisible en el espacio anular por conexiones superficiales de control y tuberías de revestimiento.

b) Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia al fracturamiento de la formación expuesta.

c) Gasto y presión reducida de circulación (QR y PR).

7.1 Máxima presión permisible en el espacio anular por conexiones superficiales de control y tubería de revestimiento

La Norma API-6A y el Boletín API-13, listan especificaciones para equipo y bridas respecto a su presión máxima de trabajo, las cuales son: 2,000; 3,000; 5,000; 10,000; 15,000 y 20,000

182

lb/pg². Los elementos individuales pueden exceder (pero no ser menores) a la presión de trabajo del conjunto. Esta presión debe ser mayor que:

La resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento.

La presión máxima anticipada.

La presión de fractura de la formación en la zapata de la tubería de revestimiento (no necesaria en todos los casos).

Por otro lado, para determinar la máxima resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento, se debe considerar la sección que sirve como ancla a las conexiones superficiales, debido a que el comportamiento de la presión interna en una tubería alojada en un pozo es máxima en la superficie.

Lo contrario ocurre con la resistencia al colapso.

Los valores de resistencia a la presión interna para cada grado, tipo y peso unitario de la tubería, se encuentran en las tablas ubicadas en el Apéndice de este Manual.

Ejemplo 1

Se tiene una tubería de revestimiento que soporta el conjunto de conexiones superficiales con las siguientes características.

TR 7 pg 29 lb/pie P - 110 BUTTRESS

De las tablas de diseño de las tuberías de revestimiento se obtiene que la resistencia a la presión interna es de 11,220 lb/pg² (789 kg/cm²).

El factor de seguridad 0.80 se debe considerar siempre para tubería en buenas condiciones, por lo que la resistencia a la presión interna será:

11,220 x 0.80 = 8,976 lb/pg²

La máxima presión permisible en el espacio anular es igual a la menor presión permisible entre la presión nominal de las conexiones superficiales y la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento con su margen de seguridad.

Presión nominal de conexiones superficiales = 10,000 lb/pg²

Resistencia a la presión interna de TR 7 pg = 8,976 lb/pg²

De lo anterior, se observa que la máxima presión permisible en el espacio anular será de 8976 lb/pg². Por lo que, en ningún caso se debe exceder dicha presión, ya que se tendría el riesgo de provocar un descontrol total.

183

El valor de la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento se tomó con un factor de seguridad de 0.80 (en este ejemplo); sin embargo, las condiciones de desgaste o deterioro de la tubería de revestimiento son directamente proporcionales al tiempo de perforación y obligan a disminuir el valor de dicho factor, fundamentalmente por las siguientes causas:

Viajes de tubería

Falta de hules protectores en la tubería de perforación.

Rotación de la flecha

Presencia de ácido sulfhídrico(H2S)

Pozos desviados

Pozos direccionales

Accidentes mecánicos

Daño al cabezal por falta de buje de desgaste, mástil desnivelado o torre descentrada

Corridas con cable para registro eléctrico y otras herramientas.

7.2 Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia al fracturamiento de la formación expuesta

Otro parámetro también importante para controlar un pozo cuando ocurre un brote es la presión que corresponde a la resistencia al fracturamiento de la formación expuesta, ésta se puede obtener por métodos analíticos o por pruebas prácticas. Dentro de los métodos se encuentran:

Los que utilizan las medidas obtenidas a través de registros geofísicos.

Por medio de ecuaciones desarrolladas por varios autores (Hubbert - Willis, Mattews - Kelly, Eaton, Christman, etc.)

A partir de esta información se determina el gradiente de fractura y, por lo tanto, la resistencia al fracturamiento de la formación.

Las pruebas prácticas (o de campo) determinan con mayor confiabilidad el gradiente mínimo de fractura.

El procedimiento comúnmente usado es la prueba de goteo, también llamada prueba integral de presión.

De la interpretación de los datos obtenidos por los medios citados se podrá conocer cuál es la máxima presión permisible en el espacio anular, para evitar una pérdida de circulación y, por lo tanto, un descontrol subterráneo. Por lo que es importante evitar exceder la presión; sin embargo, existen situaciones en las que la máxima presión está restringida, tanto en la operación

184

de cierre de un pozo al ocurrir un brote como al estar circulando el mismo. Tales situaciones suelen ocurrir en formaciones superficiales de escasa compactación.

El responsable de la operación deberá decidir entre desfogar la presión o permitir una pérdida de circulación (y descontrol subterráneo) o, si las condiciones lo permiten, emplear la técnica de estrangulación limitada, que se explicará posteriormente.

La decisión anterior se basa en la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento y tipo de formación en que está cementada, así como en la calidad de la cementación e integridad de la propia tubería.

Datos estadísticos demuestran que donde la tubería de revestimiento está cementada a menos de 600 m y la máxima presión permisible a la fractura se rebasa al producirse un brote, se ocasionará un reventón subterráneo, pudiendo alcanzar la superficie fluyendo por fuera de la tubería de revestimiento.

Esto es más probable cuando se hayan tenido problemas durante la cementación de la misma como la canalización del cemento, pérdida de circulación, falla del equipo de bombeo, etc.

Ejemplo 2

Se cementó una tubería de revestimiento de 13 3/8 pg a una profundidad de 2,700 m y se efectuó una prueba de goteo (Leak-off pressure)que aportó una densidad equivalente a la presión de goteo de 1.86 gr/cm³.

Para calcular la máxima presión permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de 1.65 gr/cm³, se obtiene con la siguiente ecuación:

donde:

P. MAX. P.TR. = PRESIÓN MÁXIMA PERMISIBLE EN TR (kg/cm²)

GF = Gradiente de fractura (kg/cm²/m)

GL = Gradiente del lodo (kg/cm²/m)

PZ = Profundidad de la zapata (m)

Sustituyendo valores:

P.MAX. P. TR. = (0.186 – 0.165) 2700

P. MAX. P. TR = 56.7

Ejemplo 3

Se tiene un pozo con la tubería de revestimiento cementada a 450 m y la prueba de goteo aportó que la densidad equivalente a la presión de goteo es de 1.28 gr/cm³

Determinar cuál es la presión máxima permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de 1.15 gr/ cm³, para lo cual se despejan las siguientes ecuaciones:

P. MAX. P.TR = (GF – GL) PZ

185

Aplicando la fórmula anterior y sustituyendo valores:

P. MAX. P. TR = (GF – GL) PZ

= (0.128 – 0.115) 450

P. MAX. P.TR = 5.85

Como se observa, la presión máxima permisible en el espacio anular de la formación expuesta, en este caso en particular, es muy baja. Por lo tanto, si ocurriera un brote no es aconsejable cerrar el pozo, ya que al hacerlo se tendría el riesgo de provocar un descontrol subterráneo.

Cuando no se tienen datos del gradiente de fractura en un pozo, se puede tomar como referencia a la presión de fractura de otros pozos vecinos y experiencias propias, si se trata de campos de desarrollo.

Durante la planeación del pozo, se deben incluir prácticas de seguridad de perforación para prevenir los brotes y consecuentemente un descontrol en potencia, en ella se deberán considerar todos los posibles problemas del área o campo donde se perfore el pozo. Dentro de estos problemas se pueden incluir:

Las formaciones fracturadas.

Las formaciones que contengan gases tóxicos.

Las zonas de alta presión.

Además, para compensar los posibles problemas se deben tomar medidas preventivas desde el inicio de la planeación del pozo.

Para el estudio y programación de un pozo se toman en cuenta muchos aspectos, pero sólo algunos tópicos están dirigidos al control de brotes, éstos incluyen:

La determinación de gradientes de fractura.

La detección de zonas de presión anormal.

La selección de la profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento.

El diseño de tuberías de revestimiento.

Consideraciones de presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S) y el Plan de Emergencia.

Los brotes que ocurren en pozos de 500 m o menos deberán manejarse con el sistema desviador de flujo y los que sobrepasen esta profundidad podrán cerrarse.

7.3 Gastos y presión reducida de circulación

El gasto reducido de circulación (QR) se determina disminuyendo la presión en el sistema de circulación a cualquier gasto menor del gasto de trabajo.

Esto es, que no necesariamente tiene que ser el 50% del gasto normal de trabajo. Esto dependerá de las condiciones reales que se tengan en el pozo, así como el equipo de bombeo.

186

Al tener este gasto estabilizado se debe leer la presión de bombeo en la tubería de perforación, esta presión superficial será la presión reducida de circulación (PR) y representa las caídas de presión por fricción en el sistema a determinado gasto (QR).

El gasto de la bomba durante el control de un brote se reduce por las siguientes razones:

1. Disminuye la presión de circulación requerida durante el control.

2. Disminuye la posibilidad de falla del equipo de bombeo por fatiga.

3. Permite adicionar barita durante la operación de control.

4. Se dispone de más tiempo para analizar los problemas que se suscitan.

5. Permite que el rango de trabajo del estrangulador variable sea el adecuado.

6. Reduce las caídas de presión por fricción en el sistema durante el control.

El gasto y la presión reducida de circulación se deben actualizar cuando se realice un cambio de geometría en la sarta de perforación, cuando cambien las propiedades del lodo o cada vez que se incremente la profundidad en 150 m.

Cuando no se cuenta con dicha información, es posible calcular la presión reducida de circulación a un gasto dado con las fórmulas de caídas de presión por fricción en el sistema, y algunas consideraciones prácticas.

187

188

PROFUNDIDAD EN METROS

CO

MP

OR

TA

MIE

NT

O D

EL

GR

AD

IEN

TE

DE

PR

ES

IÓN

EN

EL

ÁR

EA

DE

LA

CO

ST

A D

EL

GO

LF

O D

E M

EX

ICO

PR

ES

IÓN

/kg

/cm

3

189

190

45 UNIDAD DE PRESION

1 KG/CM2 = 0.981 BAR = 0.968 ATM = 14.223 LB/PG2

1 KG/PG2 = 0.0703 KG/CM2 = 6.894 X 103 PASCALS = 14.696 LB/PG2

1 ATM = 1.013 BARS = 1.033 KG/CM2 = 1.013 X 105 PASCALS = 14.696 LB/PG2

1 PASCAL = 10-5 BAR = 9.87 X 10-5 ATM

PSIA = PRESION ABSOLUTA

OTROS CONCEPTOS RELACIONADOS A FORMACIONES CONTENEDORAS DE FLUIDOS

Porosidad

Saturación

Permeabilidad

Fracturas Naturales

Presión del Yacimiento

Presiones

Temperatura

Propiedades de los Fluidos

SATURACIÓN DE AGUA

La fracción del espacio poroso contenedor de agua se llama saturación de agua y se expresa como Sw del remanente de ese espacio que contiene Hidrocarburos (aceite o gas) es llamado saturación de Hidrocarburos y se representa como Sh.

SH = 1-Sw

SH = Saturación de Hidrocarburos

FRACTURAS NATURALES

Fracturas naturales son las roturas creadas en la roca formada. Causadas por un amplia variedad de fuerza técnicas. Estas fracturas naturales pueden ser de algunas milésimas de pulgadas a un décimo de pulgada o más.

191

PRESIÓN DEL YACIMIENTO

La presión que los fluidos del yacimiento ejercen sobre el pozo en la zona de intereses, es la presión del yacimiento. La presión inicial del yacimiento es la presión que ejercen los fluidos al tiempo de su descubrimiento. La presión del pozo fluyendo es la que se ejerce al momento de fluir. La presión estabilizada de cierre es la que se alcanza después de que el pozo ha sido cerrado para efecto de la toma de registros hasta llegar al equilibrio.

TEMPERATURA

La temperatura de los fluidos del yacimiento esta sujeta a las condiciones geotérmicas de cada área en particular.

De manera general puede tomarse para una entre el factor 35. Más la temperatura ambiente en grado centígrados para obtener la temperatura a dicha profundidad en grados centígrados.

Como el pozo fluye, la temperatura de los fluidos cae dependiendo del tipo. Cantidad de gas y caídas de presión por sección de la tubería. El enfriamiento se alcanza en cada sección donde se expande el gas. La reducción de temperatura baja hasta lo suficiente para formar hielo “Hidratos” en algunos pozos de gas, cuando los pozos con poco rango de gas-líquidos fluyen calientes hacia la superficie.

PRESIONES

Presiones de Poro o del Yacimiento.- Es la que manifiestan al inicio, los fluidos de la formación al momento de su descubrimiento y frecuentemente se expresa en gradiente.

Presión de Fondo Fluyendo.- Es la que se ejerce en el fondo del pozo, frente al yacimiento durante una prueba de producción.

Presión Del Pozo Fluyendo.- Es la medición hecha en la superficie antes del estrangulador a una particular rango de flujo (Diámetro de estrangulador).

Presión De Cierre En Superficie.- Cualquier presión manifestada en el pozo después del cierre.

Presión De Punto De Burbujeo.- En un yacimiento que contiene baja saturación de aceite no habrá gas de casquete. Como la presión es baja, la solución del gas se quebrara y se liberara. Porque lo concerniente a la relativa permeabilidad y saturación, la ocurrencia de alcanzar el punto de burbujeo.

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

RGA.- Relación Gas-Aceite, es la cantidad de gas libre asociado con la producción de aceite. Cuando el volumen de gas esta expresado como función del total de líquidos, dicho valor se

192

considera como RGL (Relación gas liquido). Los pozos con relación gas liquido arriba de 8000 son considerados como pozos gas. Cuando la relación Gas-Aceite es menor 2000 se consideran pozos de Aceite. Los pozos con RGA entre 2000 y 8000 son pozos con fluidos combinados. La relación Gas-Aceite normalmente se mide en la superficie.

RAA.- La relación Agua. Aceite es la cantidad de agua que esta siendo producida en un rango junto a la producción de aceite.

193

MODULO IV

CAUSAS DE LOS BROTES

INDICE

1 CAUSAS DE LOS BROTES .................................................................................................................................. 194

2 DENSIDAD INSUFICIENTE DE LODO ............................................................................................................. 194

3 LLENADO INSUFICIENTE DURANTE LOS VIAJES .................................................................................... 195

4 SONDEO DEL POZO AL SACAR LA TUBERIA .......................................................................................... 202

5 CONTAMINACION DEL LODO CON GAS ( “CORTE” ) ........................................................................... 203

6 PERDIDAS DE CIRCULACION ........................................................................................................................... 203

7 PRESION ANORMAL DE FORMACION .......................................................................................................... 205

194

46 CAUSAS DE LOS BROTES

BROTE.- Es la entrada de fluidos provenientes de la formación al pozo, tales como aceite, gas o agua. (mezcla gas/aceite)

Al ocurrir un brote, se desaloja del pozo una cantidad de lodo de perforación, y si dicho brote no es detectado, ni corregido a tiempo, se podrá producir un reventón o descontrol.

DESCONTROL.- Se define como un brote de fluidos, el cual no se puede manejar a voluntad.

LOS BROTES OCURREN COMO RESULTADO DE QUE LA PRESION DE FORMACION ES MAYOR QUE LA EJERCIDA POR LA PRESION HIDROSTATICA DEL LODO, LO CUAL CAUSA QUE LOS FLUIDOS FLUYAN HACIA EL POZO.

Normalmente, en las operaciones de perforación se conserva una presión hidrostática ligeramente mayor que la de formación, de esta forma se previene el riesgo de que ocurra un brote.

En ocasiones, la presión de formación excederá a la presión hidrostática ejercida por el lodo y ocurrirá un brote, originado por:

Densidad insuficiente del lodo

Llenado insuficiente durante los viajes

Sondeo del pozo al sacar tubería demasiado rápido

Contaminación del lodo con gas (“corte”)

Pérdidas de circulación.

47 DENSIDAD INSUFICIENTE DE LODO

La densidad insuficiente del lodo es una de las causas predominantes por las que se originan los brotes. En los últimos años se ha hecho énfasis en perforar con densidades de lodo mínimas con el objeto de optimizar las velocidades de penetración; es decir, que la presión hidrostática sea solamente la suficiente para contener la presión de formación.

Sin embargo, cuando se perfora una zona permeable mientras se usan densidades mínimas de lodo, los fluidos de la formación pueden fluir hacia el pozo y puede producirse un brote.

Los brotes causados por densidades insuficientes de lodo pudieran parecer tener la solución obvia de perforar con densidades de lodo altas; sin embargo, esto no es lo más viable por varias razones:

195

Se puede exceder el gradiente de fractura de la formación e inducir una pérdida de circulación.

Se incrementa el riesgo de tener pegaduras por presión diferencial.

Se reduce significativamente la velocidad de penetración. Por lo tanto, la mejor solución será mantener la presión hidrostática ejercida por el lodo ligeramente mayor que la presión de formación.

48 LLENADO INSUFICIENTE DURANTE LOS VIAJES

El llenado insuficiente del pozo durante los viajes, es otra causa predominante de que ocurran los brotes. A medida que la tubería se saca del pozo, el nivel del lodo dentro del mismo disminuye debido a que el volumen de acero de la tubería desplaza una cierta cantidad del lodo al ser introducida al pozo.

Conforme se extrae tubería y el pozo no se llena con lodo, el nivel del mismo decrece y por consecuencia también la presión hidrostática.

De lo anterior se deduce la vital importancia de llenar el pozo con lodo periódicamente, evitando así un posible brote. Esto es más crítico cuando se saca la herramienta (de mayor desplazamiento), como es el caso de los lastrabarrenas y la tubería pesada de pared gruesa (H.W.).

De acuerdo con las normas API-16D Y API-RP59, al estar sacando la tubería, debe llenarse el espacio anular con lodo antes de que la presión hidrostática de la columna de lodo acuse una disminución de 5 kg/cm² (71 lb/pg²) o cada cinco lingadas de tubería de perforación, lo que da un decremento menor en la presión hidrostática.

Esto implica que se le debe indicar al perforador el número de lingadas de tubería de perforación o lastrabarrenas que pueda sacar del pozo antes de llenar nuevamente el espacio anular, así como el volumen del lodo requerido para llenarlo cada vez que se realice un viaje de tubería. Para facilitar esta tarea, consulte las tablas siguientes:

196

TABLA 1

REQUERIMIENTO DE LLENADO EN DIFERENTES GEOMETRIAS Y DENSIDADES AL EXTRAER TUBERIAS (LINGADAS)

TR

TP

DENSIDAD gr/cm3

pg 1.4

0 1.5

0 1.6

0 1.7

0 1.8

0 1.9

0 2.

00 2.1

0 2.

20

7 5/8

2 3/8

5 5 5 5 5 5 5 5 5

2 7/8

5 5 5 5 5 5 5 5 5

3 ½

5 5 5 5 5 4 4 4 4

TR

TP

DENSIDAD gr/cm3

pg 1.4

0 1.5

0 1.6

0 1.7

0 1.8

0 1.9

0 2.

00 2.1

0 2.

20

7

2 3/8

5 5 5 5 5 5 5 5 5

2 7/8

5 5 5 5 5 5 5 5 5

3 1/2

4 4 4 4 3 3 3 3 3

TR

TP

DENSIDAD gr/cm3

pg 1.4

0 1.5

0 1.6

0 1.7

0 1.8

0 1.9

0 2.

00 2.1

0 2.

20

TR TP

1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

3 ½ 5 5 5 5 5 5 5 5 5

5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

pg

DENSIDAD gr/cm³

10 3/4

TR TP

1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

3 ½ 5 5 5 5 5 5 5 5 5

4 ½ 5 5 5 5 5 5 5 5 5

5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

pg

9 5/8

DENSIDAD gr/cm³

197

5 21

(lb/pie)

2 3/8

5 5 5 5 4 4 4 3 3

2 7/8

2 2 2 2 2 2 2 1 1

TR

TP

DENSIDAD gr/cm3

pg 1.4

0 1.5

0 1.6

0 1.7

0 1.8

0 1.9

0 2.

00 2.1

0 2.

20

5 18

(lb/pie)

2 3/8

5 5 5 5 4 4 4 3 3

2 7/8

3 2 2 2 2 2 2 2 2

TABLA 2

REQUERIMIENTO DE LLENADO EN DIFERENTES GEOMETRIAS Y DENSIDADES

AL EXTRAER TUBERIA HW (LINGADAS)

TR

TP HW

DENSIDAD gr/cm3

pg 1.4

0 1.5

0 1.6

0 1.7

0 1.8

0 1.9

0 2.

00 2.1

0 2.

20

10 3/4 3 /12 5 5 5 5 5 5 5 5 5

5 4 4 4 3 3 3 3 3 3

TR

TP HW

DENSIDAD gr/cm3

pg 1.4

0 1.5

0 1.6

0 1.7

0 1.8

0 1.9

0 2.

00 2.1

0 2.

20

7 5/8 3 ½ 4 4 3 3 3 3 3 2 2

TR TP

HW DENSIDAD gr/cm3

pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

7 3 ½ 3 2 2 2 2 2 2 2 2

198

TABLA 3

REQUERIMIENTO DE LLENADO EN DIFERENTES GEOMETRIAS Y DENSIDADES

AL EXTRAER LASTRABARRENAS (DC) EN LINGADAS

TR

DC

DENSIDAD gr/cm3

pg 1.4

0 1.5

0 1.6

0 1.7

0 1.8

0 1.9

0 2.

00 2.1

0 2.

20

10 3/4

7 ¼

4 1 1 1 1* 1* 1* 1* 1*

TR D

C DENSIDAD gr/cm3

pg 1.4

0 1.5

0 1.6

0 1.7

0 1.8

0 1.9

0 2.

00 2.1

0 2.

20

9 5/8

6 ¼

1 1 1 1 1 1 1 1* 1*

6 ½

1 1 1 1* 1* 1* 1* 1* 1*

TR

DC

DENSIDAD gr/cm3

pg 1.4

0 1.5

0 1.6

0 1.7

0 1.8

0 1.9

0 2.

00 2.1

0 2.

20

9 5/8

5 4 4 4 3 3 3 3 3 3

TR

DC

DENSIDAD gr/cm3

pg 1.4

0 1.5

0 1.6

0 1.7

0 1.8

0 1.9

0 2.

00 2.1

0 2.

20

7 5/8

4 ¾

1 1 1 1 1 1 1 1 1

5 1 1 1 1 1* 1* 1* 1* 1*

199

TR

DC

DENSIDAD gr/cm3

pg 1.4

0 1.5

0 1.6

0 1.7

0 1.8

0 1.9

0 2.

00 2.1

0 2.

20

7 4

¾ 1 1* 1* 1* 1* 1* 1* 1* 1*

* DE ACUERDO A LAS NORMAS INTERNACIONALES DE SEGURIDAD, EN ESTOS ARREGLOS GEOMETRICOS Y DENSIDADES, SE DEBERA LLENAR EL POZO CONTINUAMENTE.

200

TABLA 4

DESPLAZAMIENTO DE DISTINTOS DIAMETROS Y HERRAMIENTA PARA LA DETERMINACION

DEL VOLUMEN NECESARIO PARA LLENAR EL POZO

TUBERIA DE PERFORACION

TABLA 5

TUBERIA DE PERFORACION (H.W.)

TABLA 6

DIAM. EXTERIOR

pg

PESO

lb/pieDIAM. INTERIOR pg DESPLAZAMIENTO It/m

2 3/8 6.65 1.815 1.26

2 7/8 10.4 2.151 1.97

3 1/2 13.3 2.764 2.52

3 1/2 15.5 2.602 2.94

4 1/2 16.6 3.826 3.15

4 1/2 20 3.64 3.79

5 19.5 4.276 3.70

5 25.6 4 4.86

DIAMETRO EXT.

pg

PESO

lb/pie

DIAM.

INTERIOR

pg

DESPLAZAMIENTO

lt/m

3 ½ 25.31 2.062 4.804

4 ½ 42 2.75 7.97

5” 50 3 9.49

201

HERRAMIENTA

DIAM. EXT.

pg

PESO

lb/pie

DIAM. INTERIOR

pg

DEZPLAZAMIENTO

lt/m

4 ¾ 47 2 ¼ 8.92

5 53 2 ¼ 10.06

6 ¼ 91 2 ¼ 17.27

6 ½ 91 2 13/16 17.27

7 ¼ 119 2 13/16 22.59

8 147 3 27.9

9 ½ 216 3 41.00

202

49 SONDEO DEL POZO AL SACAR LA TUBERIA

El efecto de sondeo se refiere a la acción del pistón y el cilindro que ejerce la sarta de perforación dentro del pozo.

Es decir, cuando se mueve la sarta hacia arriba, ésta tiende a levantar el lodo con mayor rapidez que la que el lodo tiene para caer por la sarta y la barrena.

En algunas ocasiones la barrena , los lastrabarrenas, la tubería HW o los estabilizadores se “embolan” con sólidos de la formación, haciendo más crítico dicho efecto.

FIG. EFECTO DE SONDEO

Si esta reducción de presión es lo suficientemente grande como para disminuir la presión hidrostática efectiva a un valor por debajo a la formación, dará origen a un desequilibrio que podrá causar un brote.

Entre las variables que influyen en el efecto de sondeo están las siguientes:

Velocidad de extracción de la tubería.

Propiedades reológicas (viscosidad alta, gelatinosidad alta, enjarre grueso) del lodo.

Geometría del pozo.

Estabilización de la sarta.

Siendo la velocidad de extracción de la tubería la única variable que pudiera sufrir modificaciones, se comprende la importancia de disminuirla para reducir el efecto de sondeo.

203

50 CONTAMINACION DEL LODO CON GAS ( “CORTE” )

Los brotes se pueden originar debido a una reducción en la densidad del lodo a causa de la presencia del gas contenido en la roca cortada por la barrena.

Al perforar demasiado rápido, se puede desprender el gas contenido en los recortes en tal cantidad que reduzca sustancialmente la densidad del lodo. Al reducir ésta, lógicamente también se reduce la presión hidrostática en el pozo, de manera que si ésta es menor que la presión de formación, una cantidad adicional de gas entrará al pozo.

El gas se detecta en la superficie bajo la forma de lodo “cortado” Una pequeña cantidad de gas en el fondo del pozo representa en la superficie un gran volumen debido a su expansión.

Han ocurrido brotes por esta causa, los cuales se han transformado en reventones, por lo que para reducir su efecto se recomienda efectuar las prácticas siguientes:

Reducir el ritmo de penetración.

Aumentar el gasto de circulación.

Circular el tiempo necesario para desgasificar el lodo.

51 PERDIDAS DE CIRCULACION

Las pérdidas de circulación son uno de los problemas, más comunes durante la perforación de un pozo y se clasifican en dos tipos:

Pérdidas naturales o intrínsecas

Pérdidas mecánicas o inducidas.

Si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso de la perforación de un pozo, se corre el riesgo de tener un brote, esto se incrementa al estar en zonas de alta presión o de yacimiento en un pozo exploratorio o delimitador.

Al perder la columna de lodo, la presión hidrostática ejercida por el mismo, puede disminuir a un punto tal, que permita que el pozo fluya originando un brote.

Con el objeto de reducir las pérdidas de circulación se recomienda efectuar las prácticas siguientes:

Emplear la densidad mínima de lodo que permita el pozo

Mantener el mínimo de sólidos en el pozo

Mantener los valores reológicos en condiciones óptimas de operación

Reducir las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular

204

Evitar incrementos bruscos de presión

Reducir la velocidad de introducción de la sarta.

205

52 PRESION ANORMAL DE FORMACION

La presión de la formación es la que existe dentro de los espacios porosos de la roca. Esta presión es la resultante de la sobrecarga y ejerce tanto presión sobre la formación como sobre los fluidos contenidos en ella. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de los fluidos en los poros de la formación y la densidad de dichos contenidos en los espacios porosos.

Dichas presiones en la formación pueden ser normales, anormales o subnormales.

Las formaciones con presiones anormales ejercen presiones mayor que la hidrostática del fluido contenido en la formación. Se generan durante la fase de compactación, restringiendo el movimiento de los fluidos, forzando de esta manera a que la sobrecarga sea soportada más por el fluido que por los granos de la roca. Esta presurización de los fluidos excede por lo general 0.1068 kg/cm²/m y en ocasiones para controlar estas presiones de formación se pueden necesitar fluidos de mayor densidad y a veces superiores a los 2.4 gr/cm³.

DETECCION DE FORMACIONES CON PRESION ANORMAL

Los indicadores de una formación con presión anormal incluyen: el ritmo de penetración, la densidad de la lutita, la cantidad y apariencia del recorte, la temperatura en la descarga, la concentración de cloruros o agua salada en el lodo, el lodo contaminado con gas, las propiedades reológicas del lodo y la conductividad de la lutita. Sin embargo, ninguno de estos indicadores es absoluto, por lo tanto, deberán analizarse en conjunto. Cuando varios indicadores muestran la posible presencia de una formación con presión anormal, habrá entonces una alta probabilidad de que dicha formación exista realmente. En caso de aparecer alguna indicación de su existencia deberá observarse el pozo cuidadosamente.

a) Aumento en el ritmo de penetración

Cuando la presión de formación es mayor que la presión del pozo, aumenta considerablemente el ritmo de penetración de la barrena. Por lo tanto, al encontrar una zona de presión anormal puede ocasionarse un aumento en el ritmo de penetración. Sin embargo se sabe que hay otros muchos factores que contribuyen al ritmo de penetración; por lo que, este no es un indicador absoluto de la presencia de presiones anormales.

Algunos de los demás factores que afectan al ritmo de penetración son: el desgaste de la barrena, su tamaño y tipo, el tipo de formación, las propiedades del lodo, la velocidad de rotación, la carga sobre barrena y el gasto de circulación. Cuando ocurre un "QUIEBRE" en el avance y no haya cambio en alguna de las otras variables, se debe sospechar la presencia de una zona con presión anormal, pero cuando una o más de estas variables cambian al ocurrir el “quiebre”, el análisis de la situación se torna más difícil.

b) Densidad de lutitas

206

La densidad de la lutita se puede usar como indicador de la presencia de formaciones anormalmente presionadas. Esta densidad normalmente aumenta con la profundidad, debido a la creciente compactación de la lutita a medida que ésta se encuentra en estratos cada vez más profundos. Las condiciones geológicas que dan origen a las presiones anormales son de tal naturaleza que causan retención de grandes cantidades de agua por parte de las lutitas y esta agua causa una densidad global baja. Consecuentemente, una disminución en la densidad global de la lutita (desviación de la tendencia normal establecida) nos indicará la existencia de presiones anormales. La densidad de la lutita se puede medir a pie de pozo, con equipo relativamente sencillo.

c) Recorte de lutita

La apariencia y cantidad del recorte de lutita también proporciona información útil con respecto a la detección de brotes. En formaciones con presión anormal donde la densidad del lodo es insuficiente, la presión de formación tiende a empujar la lutita hacia el pozo, originándose lo que se conoce comúnmente como problema de "lutitas deleznables". Cuando esto ocurre el recorte tiende a llegar a la superficie en mayor cantidad.

La lutita que se desprende del pozo (derrumbe) presenta superficies de apariencia pulimentada debido a su separación a lo largo de los planos de depositación.

Como para analizar el recorte, éste tiene que sacarse a la superficie por circulación, debe considerarse un tiempo de atraso para poder asociar los datos obtenidos del recorte con la profundidad real de donde proviene.

d) Temperatura en la descarga del lodo

La temperatura del lodo en la línea de flote, se usa algunas veces como indicador de la presencia de formaciones con presión anormal. Esto se debe a que dichas zonas están generalmente a mayor temperatura que las zonas con presión normal localizada en esa misma profundidad, en la misma área.

Si todos los otros parámetros importantes permanecieran constantes, se estabilizaría la temperatura del lodo en la descarga, con lo cual se obtendría un perfil muy uniforme; sin embargo, éste no es el caso. Las conexiones, los tipos de barrena y los cambios tanto en el gasto como en el ritmo de penetración causan fluctuaciones en la temperatura de salida; es por esto que este dato resulta a veces de poco valor en la detección de brotes. Sin embargo, en ocasiones, un aumento en la temperatura de salida estabilizada se debe a presiones anormales.

e) Concentraciones de cloruros o contaminación con agua salada

La concentración de cloruros o la detección de agua salada en el lodo es un indicador de un influjo de fluidos de la formación al pozo. La presencia del agua salada confirma que la presión de

207

formación ha excedido a la presión hidrostática del lodo. Una posible causa de esta situación puede ser el hecho de estar perforando una zona de presión anormalmente alta.

f) Lodo cortado con gas

Un aumento en la cantidad de gas presente en el lodo también puede ser un indicador de la presencia de zonas con presión anormalmente alta. Un aumento en la cantidad de gas en el lodo puede observarse al estar haciendo un viaje o al realizar una conexión. También existirá gas en el lodo si se está perforando una formación productora de gas. A este gas se le conoce como “gas de fondo”. Cualquier aumento en la cantidad de gas en el lodo observado después de efectuar un viaje o realizar una conexión o debido a un aumento del gas de fondo puede deberse a la presencia de formaciones con presiones anormales.

g) Cambio en las propiedades reológicas del lodo

La entrada de fluidos de la formación dentro del pozo puede contaminar al lodo de perforación. La floculación y un espesamiento del lodo pueden ser el efecto de la contaminación. Cuando las propiedades reológicas del lodo cambien, debe tenerse presente que esto pudiera deberse a zonas con presiones anormales.

h) Conductividad eléctrica de las lutitas

La conductividad eléctrica de formaciones lutíticas está determinada básicamente por la cantidad de agua contenida dentro de ellas. La presencia de cantidades adicionales de agua dentro de las formaciones lutíticas pueden asociarse con zonas de presión anormal. Los registros eléctricos que se corren con el propósito de evaluar las formaciones pueden ser usados para determinar la conductividad eléctrica de las formaciones lutíticas.

208

MODULO V

DETECCION DE BROTES

INDICE

1 INDICADORES DE BROTES DEFINIDOS ...................................................................................................... 209

1.1 AUMENTO DE VOLUMEN EN PRESAS ............................................................................................. 209

1.2 AUMENTO EN EL GASTO DE SALIDA ............................................................................................... 210

1.3 FLUJO SIN CIRCULACIÓN ....................................................................................................................... 210

1.4 EL POZO ACEPTA MENOS LODO O DESPLAZA MAS EN LOS VIAJES............................. 210

2 INDICADORES DE BROTES INDEFINIDOS AL ESTAR PERFORANDO ............................................. 211

2.1 AUMENTO EN LA VELOCIDAD DE PERFORACIÓN ........................................................................ 211

2.2 DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE BOMBEO Y AUMENTO DE EMBOLADAS .................212

2.3 LODO CONTAMINADO CON GAS .........................................................................................................212

2.4 LODO CONTAMINADO CON CLORUROS ..........................................................................................212

2.5 CAMBIO EN LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS DEL LODO .....................................................213

2.6 AUMENTO EN EL PESO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN ......................................................213

3 IMPORTANCIA DE RESPUESTA OPORTUNA ANTE INDICADORES DE BROTES .................... 214

209

DETECCION DE 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 reventón.

En la detección oportuna del brote, se puede tener hasta un 98% de probabilidades de controlarlo. Los indicadores de que el lodo está fluyendo fuera del pozo, pueden ocurrir en las siguientes etapas, durante el proceso de perforación del mismo.

Al estar perforando

Al sacar o meter tubería de perforación

Al sacar o meter herramienta

Al no tener tubería dentro del pozo.

53 INDICADORES DE BROTES DEFINIDOS

Al momento de ocurrir un brote, el lodo es desplazado fuera del pozo.

Los indicadores definidos de que el lodo está fluyendo fuera del pozo son: aumento del volumen en presas, aumento en el gasto de salida mientras se está circulando con gasto constante, flujo del pozo teniéndose la bomba parada y el hecho de que el pozo acepte menos lodo o fluya de él más lodo que el calculado para el viaje. Otros indicadores de la presencia de un brote son:

Aumento en el ritmo de penetración; disminución en la presión de circulación y aumento en el número de emboladas de la bomba; aumento en el gas del viaje, de conexión o de fondo; presencia de agua en el lodo y un aumento de cloruros en el lodo.

53.1 AUMENTO DE VOLUMEN EN PRESAS

Suponiendo que no se añada fluido ni a los tanques ni a las presas de lodo, una ganancia en el volumen de cualquiera de éstos, al estar perforando, es un signo seguro de que se tiene un brote. Existe equipo de medición 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. También hay disponible, accesorios que mantienen un 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.

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53.2 AUMENTO EN EL GASTO DE SALIDA

Un aumento en el gasto normal de salida es también una indicación de que está ocurriendo un brote, que a su vez está empujando lodo adicional fuera del pozo. Esta situación puede ser detectada observando el flujo del lodo a través de la temblorina y cualquier cambio fuera de lo normal; existen equipos medidores de gasto, que pueden detectar esas variaciones en forma automática.

53.3 FLUJO SIN CIRCULACIÓN

La indicación más definida de un brote, es un pozo fluyendo teniendo las bombas paradas. Si el indicador asi se manifiesta, es seguro que un brote está en camino; atender un pozo de esta manera se le conoce como “Observar el pozo”. Esto significa que las bombas de lodo son detenidas y el espacio anular es observado para determinar si el pozo continúa fluyendo o si el nivel estático del fluido está aumentando. Cuando se “observa el pozo”, la práctica normal consiste en subir la sarta de perforación 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 esté lleno.

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

Cuando se realiza un viaje (introducción o extracción de tubería) es más difícil 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 tubería introducida o sacada del pozo y el correspondiente volumen de lodo desplazado o requerido para su llenado correspondiente.

Al meter tubería dentro del pozo, se desplazará lodo hacia fuera. El volumen de lodo desplazado deberá ser igual al volumen de acero de la tubería introducida. Si el volumen desplazado es mayor que el volumen del acero, entonces fluidos de la formación estarán entrando al pozo forzando el lodo hacia afuera, es decir estará ocurriendo un brote. Si el volumen del lodo desplazado es menor que el volumen de acero de la tubería introducida, entonces se tendrá pérdida de circulación.

En caso de que se esté sacando tubería del pozo, se debe añadir lodo para que vaya ocupando el espacio previamente ocupado por la tubería que ya se sacó. El volumen de lodo requerido para llenar el pozo, debe ser igual al volumen de acero que ha sido extraído. Si por el contrario, se requiere una cantidad menor para llenar el pozo, entonces se tendrá una indicación de que está ocurriendo un brote. Ahora bien si la cantidad de lodo necesaria para llenar el pozo es mayor que el volumen de acero extraído, entonces se tendrá una pérdida de lodo. La extracción de tubería es una operación más critica que su introducción, debido a los efectos de sondeo y de llenado del pozo. En otras palabras, tanto el efecto de sondeo como el de llenado ocasional del pozo,

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reducen la presión 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 tubería. El método que se prefiere para su cálculo es a partir de las tablas de desplazamiento, para el tamaño y peso de la tubería 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, (3) el cambio en el nivel en las presas y (4) el contador de emboladas.

Cuando se mete tubería, el tanque de viajes debera utilizarse, para medir el volumen de lodo desplazado del pozo, dependiendo de la forma en que estén hechas las conexiones. Es aconsejable que el tanque de viajes esté 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 lodos 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 una área bastante grande.

El determinar el volumen de lodo contando el número de emboladas puede hacerse solamente cuando se está llenando el pozo. No puede utilizarse cuando se está metiendo tubería y ésta desplaza lodo del pozo, puesto que este lodo no pasa a través de la bomba.

54 INDICADORES DE BROTES INDEFINIDOS AL ESTAR PERFORANDO

Los siguientes son indicadores de brotes al estar perforando:

54.1 AUMENTO EN LA VELOCIDAD DE PERFORACIÓN

Un aumento en la velocidad de perforación puede ser un indicador de un posible brote. La velocidad de perforación está en función de varios factores como:

El peso sobre la barrena Velocidad de rotación Densidad de lodo Hidráulica y Características de la formación

Pero también está determinada por la presión diferencial entre la presión hidrostática del lodo y la presión de formación. Es decir, que si la presión de formación es mayor que la presión hidrostática dentro del pozo, aumentará considerablemente la velocidad de penetración de la barrena. Cuando esto ocurra, y no haya cambios en alguna de las otras variables, se debe sospechar la presencia de un posible brote; esta posibilidad es mayor cuando se perforan en zonas de presión anormal o de yacimiento.

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54.2 DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE BOMBEO Y AUMENTO DE EMBOLADAS

Cuando un brote ocurre mientras se está perforando, los fluidos debido al brote estarán únicamente en el espacio anular.

La presencia de dichos fluidos que tienen una densidad menor que la del lodo, causará que la presión hidrostática en el espacio anular sea menor que la presión hidrostática dentro de la sarta de perforación.

La diferencia de presiones ayuda a que el lodo dentro la sarta fluya hacia el espacio anular más fácilmente, con la consecuente disminución de presión de bombeo y el aceleramiento de la bomba de lodo, el cual se manifiesta en el aumento de emboladas.

Sin embargo, hay que hacer notar que una disminución de presión de bombeo también puede deberse a las causas siguientes:

Reducción en el gasto de circulación Agujero o fisura en la TP Junta de la sarta lavada por presión

Desprendimiento de una tobera en la barrena

Cambio en las propiedades del lodo

Como se observa, la decisión final se tomará después de haber ponderado varios indicadores del brote.

54.3 LODO CONTAMINADO CON GAS

La aparición del lodo contaminado con gas, puede deberse al fluido contenido en los recortes de la barrena o al fluido de la formación al pozo que están siendo circulados a la superficie. Conforme el gas se va expandiendo al acercarse a la superficie (por la reducción de presión al disminuir la columna de lodo sobre él), el lodo contaminado con gas provoca disminución en la presión hidrostática, lo cual puede ocasionar un brote.

54.4 LODO CONTAMINADO CON CLORUROS

La detección de un aumento de cloruros y el porcentaje de agua, pueden ser indicadores de que los fluidos de la perforación estén entrando al pozo y, por consecuencia, sean el origen posible de un brote.

Sin embargo, el aumento de cloruros también puede ser originado al perforar una sección salina.

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54.5 CAMBIO EN LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS DEL LODO

Cuando las propiedades reológicas cambien, debe tenerse presente que tal variación pudo ser causada por la entrada de un fluido invasor, lo cual se manifiesta en variación en la viscosidad, relación agua-aceite y la precipitación de sólidos.

54.6 AUMENTO EN EL PESO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN

Aun cuando este indicador es difícil de detectar, es conveniente mencionarlo. Cuando ocurre un brote y los fluidos de la formación (que tienen menores densidades que el lodo) entran al pozo, el efecto de flotación de la sarta de perforacion se reduce, ocasionando como resultado un incremento en el peso de la tuberia, siendo más representativo en lodos de altas densidades, ya que tiene un factor de flotación mayor.

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55 IMPORTANCIA DE RESPUESTA OPORTUNA ANTE INDICADORES DE BROTES

Si las bombas de lodo están paradas y el pozo se encuentra fluyendo, generalmente un brote está en camino. A la acción de verificar el estado de un pozo se le conoce como "OBSERVAR EL POZO".

Esto significa que las bombas de lodo son detenidas y los niveles en TP y TR son observados para determinar si el pozo continúa fluyendo o si el nivel de lodo está aumentando.

Al observar el pozo, se recomienda como práctica subir la sarta de perforación, de manera que la flecha se encuentre arriba de la mesa rotaria.

Es conveniente considerar que si fluye el pozo puede deberse a una descompensación de columnas de lodo, por lo que se deberán observar ambos niveles (TP y TR) para la toma de decisiones correctas.

El aumento en el gasto de salida mientras se está circulando con un gasto constante, generalmente es señal de que está ocurriendo un brote.

El flujo de salida puede determinarse con gran exactitud con el dispositivo denominado indicador de flujo en la línea de flote.

Generalmente, una ganancia o aumento de volumen en presas al estar perforando es indicativo de que se tiene un brote.

El volumen de lodo en presas puede medirse con un sensor automático instalado en las mismas.

Ninguno de los indicadores mencionados es absoluto; por lo tanto, se deben de analizar en conjunto. Sin embargo, cuando exista la presencia de algunos de estos indicadores, se justifica el tener que investigar de inmediato la causa, ya que se requiere una pronta respuesta a cualquier indicador para poder mantener en control el pozo.

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MODULO VI

PROCEDIMIENTOS

(PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS)

INDICE

1 LIMITES DE ALARMA (Perforación y Mantenimiento de Pozos) ........................................................216

2 INFORMACION DE REGISTRO PREVIA PARA EL CONTROL DEL POZO...................................... 220

3 VERIFICACION DEL FLUJO (PERF. Y MANTTO. DE POZOS).............................................................. 223

4 PROCEDIMIENTOS DE CIERRE (PERFORACIÓN DE POZOS) ............................................................ 224

5 SUPERVISION DURANTE LA OPERACIÓN DE CIERRE DEL POZO (Perforación y Mantenimiento de Pozos) ........................................................................................................................................... 235

6 LA PERDIDA TOTAL O PARCIAL DE CIRCULACIÓN (PERF. Y MANTTO. DE POZOS)........... 236

7 EXTRACCION O INTRODUCCION DE TUBERÍA (PERF. Y MANTTO. DE POZOS)................... 239

8 PROCEDIMIENTOS PARA EFECTUAR SIMULACROS DE BROTES (Perforación de Pozos) 240

9 PRUEBAS DE PRESION DE INTEGRIDAD ................................................................................................... 256

10 OPERACIONES DE DESLIZAMIENTO DE TUBERIA (STRIPPING) ................................................... 263

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56 LIMITES DE ALARMA (Perforación y Mantenimiento de Pozos)

56.1 INDICADORES DE NIVEL DE PRESAS

Este dispositivo sirve para indicar el nivel de lodo en las presas, y a su vez, detectar el inicio de un brote o una pérdida de lodo.

Actualmente existen numerosos dispositivos indicadores de nivel del lodo en presas, algunos incluyen alarmas audibles y graficadores que proporcionan un registro continuo de nivel.

Otros, son observados directamente por el perforador en monitores que muestran las variaciones del nivel, incluyendo además una alarma audible con límites ajustables de alto y bajo, resultando muy superior a los procedimientos rústicos usados en fechas recientes.

El dispositivo se basa en los sensores (vástago y flotador) instalados en las presas, las cuales transmiten una señal eléctrica al registrador, donde se procesa y es enviado convertido en valores numéricos al monitor o pantalla ubicada en la consola del perforador.

El indicador de volumen es un dispositivo básico de advertencia en el control de pozos. Un brote inicia a desplazar lodo fuera del pozo y el indicador de nivel en las presas registra este hecho como un incremento en el nivel o volumen. Estos dispositivos requieren de mantenimiento ordinario que garantizan la eficiencia en su operación, por consiguiente debe aplicársele en los períodos programados, para que siempre se tenga una respuesta efectiva y confiable.

Los niveles altos y bajos en las presas cuando el equipo superficial de control del pozo está en la superficie pueden ser de 0.8 – 1.6 m³.

FIG. 1 INDICADOR DE NIVEL DE PRESAS

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56.2 INDICADORES DE FLUJO EN LA LÍNEA DE FLOTE

La primera señal evidente de un brote en la superficie es precisamente el flujo o incremento del mismo por la línea de flote (línea de retorno).

Los indicadores de flujo miden el gasto en el porcentaje que pasa por la línea de flote, por lo que un aumento en el gasto de salida (cuándo se circula con gasto constante o cuando no se está circulando y se tiene flujo por la línea de flote) podrá ser detectado por este dispositivo antes de que el nivel de presas registre incremento como para ser registrado.

Esto resulta de mayor importancia cuando se tiene un sistema superficial de presas demasiado grande. El indicador de flujo no solamente determina las señales de posibles brotes, sino que también indica la presencia de pérdidas de lodo, ya sean totales o parciales.

Generalmente, el más común de los indicadores de flujo consiste en una “paleta” colocada en la línea de flote. Un resorte se coloca a tensión en dicha paleta y se ajusta al instrumento de medición.

Si el flujo se incrementa o disminuye, la paleta cambiará de posición y creará una tensión nueva del resorte, la cual es registrada e interpretada por el sensor y, posteriormente, enviada con un valor numérico a la pantalla ubicada en la consola del perforador.

La mayoría de estos dispositivos cuentan con alarmas audibles con límites altos y bajo, y al igual que el indicador de nivel en presas, requiere de un mantenimiento rutinario y de un buen uso para garantizar un servicio adecuado.

El mantenimiento a este equipo es principalmente de limpieza, por lo que se recomienda se haga con frecuencia, en la forma por turno, diaria o semanal según lo dicte la operación y el equipo. Recuerde que la inspección, el mantenimiento y su prueba asegura que trabaje eficientemente el equipo cuando sea requerido.

FIG. 2.- INDICADOR DE FLUJO EN LA LÍNEA DE FLOTE

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56.3 TANQUE DE VIAJES

El tanque de viajes diseñado y usado adecuadamente, es un dispositivo que permite medir correctamente el lodo necesario para llenar el pozo, cuando se extrae la tubería del mismo.

De igual forma, mide el volumen del lodo desplazado por la tubería al ser introducida al pozo.

En otras palabras, es un dispositivo que facilita la medición correcta del volumen de lodo durante los viajes, por lo que es de gran utilidad en la detección oportuna de brotes y pérdidas de circulación.

El tanque de viajes debe ser pequeño, para que su volumen pueda medirse y calibrarse fácilmente.

Existen principalmente dos diseños de tanques de viajes, los cuales son: El que utiliza bomba centrifuga y del tipo de llenado por gravedad.

El diseño más conveniente, es el que permite determinar el volumen de lodo, tanto en la introducción como en la extracción de tuberías.

Los tanques de llenado, ubicados en el piso del equipo y a la altura de la línea de flote, son dispositivos de gran utilidad, puesto que permiten medir correctamente el volumen del lodo para llenar el pozo cuando se saca tubería, ya que como se mencionó, la mayoría de los brotes se producen al estar viajando.

Para que el tanque de viajes proporcione medidas correctas, es necesario que se mantenga limpio, debiéndolo lavar inmediatamente después de usarlo además debe llenarse con lodo que haya pasado por el equipo de control de sólidos.

El tanque de viajes puede tener entre otros usos los siguientes:

Medir el volumen de lodo cuando se introduce tubería de revestimiento dentro del pozo.

Permitir la medición correcta del volumen desplazado del lodo cuando se introduce tubería bajo condiciones de presión dentro del pozo.

Determinar correctamente el volumen para llenar el pozo al tener pérdidas de circulación.

Además el tanque de viaje sirve para medir fluidos que regresan después de su pérdida, monitorear al pozo durante operaciones de registros, cementación y calibración de bombas.

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56.4 OTROS SENSORES DE H2S Y GASES FLAMABLES/EXPLOSIVOS

Los detectores (sensores) de gas miden en la temblorina la concentración de gas en el lodo a la salida del pozo. Hay muchos tipos de detectores de gas, los cuales operan con principios distintos.

Algunos son capaces de medir el metano, el gas total o la medición de cada componente del gas, sin embargo, todos ellos miden el gas contenido en el lodo.

Estos dispositivos son de gran utilidad como indicadores de posibles brotes, también pueden mostrar la producción potencial del pozo. Cuando una cierta cantidad de gas en el lodo ha sido detectada, una alarma audible o visible es activada para alertar a la tripulación del equipo.

Generalmente, este dispositivo es parte integrante de las unidades de registro continuo de hidrocarburos, que tradicionalmente se emplean en pozos exploratorios.

Donde exista la posibilidad de la presencia de H2S los equipos:

a) Deberán estar dotados de un detector de H2S que active las alarmas audibles y visibles cuando las concentraciones excedan de 10 ppm. Este equipo deberá ser capaz de detectar un mínimo de 5 ppm en la atmósfera, con sensores localizados en la campana, temblorina área de presas de lodos, habitaciones y en otras áreas mal ventiladas o confinadas donde se podrán acumular concentraciones peligrosas.

b) El equipo usado en la detección de H2S se calibrará diariamente antes de llegar a la zona con ambiente sulfhídrico y cuando menos cada 8 hrs al utilizarlos en ambiente amargo. Estas calibraciones se deben registrar.

c) Deberán estar disponibles para el personal laborando en la instalación capaces de detectar 10 ppm de sulfhídrico. Al detectarse la presencia de H2S se harán inspecciones con instrumento

portátil para detectar el gas amargo en todas las áreas con ventilación pobre.

FIG. 3 TANQUES DE VIAJES CON BOMBA CENTRIFUGA

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FIG. 4.- CUIDADO CON EL SULFURO DE HIDROGENO

57 INFORMACION DE REGISTRO PREVIA PARA EL CONTROL DEL POZO

La información que se debe tener disponible en la instalación, al estar realizando las tareas de perforación de pozos son principalmente:

Presión reducida de circulación.

Configuración del pozo.

Gradiente de fractura de la formación.

Presiones máximas permisibles en la cabeza del pozo.

Desplazamientos y volúmenes.

Respecto al dato de la presión reducida de circulación; esta se puede tomar a partir del valor de presión que nos da el manómetro del tubo vertical al circular el lodo a un gasto reducido (1/2 ó 1/3 del régimen normal) y nos proporciona las pérdidas por fricción en el sistema circulante.

Esta información deberá obtenerse cuando:

Se efectúen cambios por densidad y viscosidad al lodo.

Variaciones en la geometría de la sarta de perforación.

Variaciones en las toberas.

Cada vez que se perforen 150 m.

En cada turno de trabajo.

Después de haber reparado una bomba.

Precaución: El manómetro o dispositivo para obtener esta presión deberá ser confiable, ya que son susceptibles los manómetros de sufrir daño o descalibración.

Las razones para manejar un gasto reducido de circulación que servirá para controlar al pozo son:

Se generan menores valores de presión.

Disminuye la posibilidad de falla en el equipo de bombeo.

Permite agregar materiales densificantes.

Se dispone de más tiempo para analizar problemas relacionados con el control del pozo.

Facilita la operación de control de las presiones en el múltiple de estrangulación.

Menores pérdidas por fricción.

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Este dato de la presión reducida de circulación servirá para determinar: La presión inicial y final de circulación al controlar el pozo.

57.1 FRACTURA DE LA FORMACIÓN

Se entiende como presión de fractura de la formación como la cantidad de presión requerida para deformar permanentemente la configuración de una formación.

Esta presión de fractura de formación se puede expresar también en gradiente. Que es la presión por unidad de longitud.

Las principales unidades son kg/cm²/m y lb/pg²/pie. Por lo general conforme aumenta la profundidad se incrementan los gradientes de fractura de formación. Formaciones poco compactadas como las que se localizan en aguas profundas costafuera, pueden presentar bajos gradientes de fractura de formación.

Este dato previo es aplicable al control de las presiones en la superficie al efectuar el control del pozo y es una limitante. Si no se toma en cuenta se puede presentar una pérdida de fluido al fracturarse la formación ocasionando muchos problemas adicionales a la presencia del brote, tales como un descontrol subterráneo.

La máxima presión permisible a manejar en el espacio anular por fracturamiento de formación se puede obtener por:

Métodos analíticos

Pruebas prácticas de campo

Los gradientes de fracturamiento analíticos se pueden obtener a través de registros geofísicos y por ecuaciones matemáticas desarrolladas principalmente por Eaton, Hubbert – Willis y Mattews – Kelly.

Las principales prácticas de campo para obtener los gradientes de fractura de la formación más confiables son las “Pruebas de goteo” y las pruebas de presión de integridad de formación. Estas pruebas se indican en este modulo.

57.2 PRESIONES MÁXIMAS PERMISIBLES

La Norma API–6A y el Boletín API-13 presentan las especificaciones del equipo y conexiones respecto a la presión máxima de trabajo, las cuales son para 2000, 3000, 5000, 10,000 y 15,000 lb/pg².

La presión de trabajo de la cabeza del pozo deberá ser mayor a las máximas presiones esperadas. Esta presión debe ser mayor que la:

Resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento.

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Presión máxima anticipada.

La presión de fractura de la formación referida a la zapata de TR.

Respecto al uso de las tablas de tuberías de revestimiento en cuanto a los valores de presión interna se recomienda por seguridad usar solamente el 80% del valor nominal.

Si existiera otro tipo de daño o información por registros de calibración se tomará el correspondiente al estado de la tubería.

57.3 CABEZALES, VÁLVULAS Y OTRAS CONEXIONES

También son homogéneos al rango de trabajo de la cabeza del pozo. Este equipo al trabajar durante la perforación del pozo se debe probar de manera hidráulica periódicamente para certificar su función.

57.4 PREVENTORES DE REVENTONES

Son parte esencial del equipo de control superficial del pozo y son seleccionados de acuerdo al avance de perforación en cuanto a su medida y capacidad a la presión. Al igual que las demás partes de control superficial del pozo, también estarán sujetos a pruebas de hermeticidad periódicas para constatar su función.

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58 VERIFICACION DEL FLUJO (PERFORACION Y MANTTO. DE POZOS)

Una vez que el brote ha sido detectado por la tripulación se requiere confirmar su acción dentro del pozo. Para ello se suspende la perforación se levanta la flecha a posición de cierre de preventores y se observa al pozo.

La presencia de un brote puede suceder al incrementarse el rango de velocidad de penetración, incremento de nivel en las presas, incremento en el flujo por la línea de flote al estar perforando. O bien al estar viajando por diferencias volumétricas de lodo para llenar o de desplazamiento que no corresponde a los volúmenes de acero que se están manejando.

La verificación de flujo del pozo también se puede requerir antes de iniciar a sacar el aparejo de perforación. Esta observación es directa en la línea de flujo o por medio de sensores para medición del lodo.

El tiempo de verificación de flujo del pozo deberá ser el suficiente para confirmar sin equivocación que el fluido dentro del pozo está estático o bien en proceso de flujo.

Método de verificación de flujo del pozo al perforar:

1. Identificar señal de brote

2. Alertar a la tripulación

3. Suspender la perforación

4. Levantar la junta arriba de la mesa rotatoria

5. Parar bomba de lodos

6. Observar el pozo

7. Definir situación

Método para verificar flujo del pozo al viajar:

1. Identificar señal de brote

2. Alertar a la tripulación

3. Suspender la tubería en cuñas

4. Instalar válvula de seguridad de pleno paso en posición abierta

5. Observar el pozo

6. Definir situación

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59 PROCEDIMIENTOS DE CIERRE (PERFORACIÓN DE POZOS)

Aquí se describen los procedimientos de cierre que frecuentemente se utilizan dependiendo la situación que presente el pozo. Para cada uno se exponen ciertas consideraciones y aplicaciones de fórmulas. Obsérvese que su descripción trata aspectos específicos y remite si el caso lo requiere, a otro procedimiento para terminar y resolver el control del pozo.

Los procedimientos para un caso real deben escribirse para cada pozo en particular, dependiendo la operación por efectuar y el equipo que se tenga disponible.

Las actividades asignadas a las cuadrillas de trabajo, variarán de acuerdo a las instrucciones que reciban de los mandos inmediatos y también de ciertos factores que deben considerarse para cada operación por ejecutar.

Para controlar un brote existen varios métodos y técnicas, los cuales se aplican a situaciones específicas.

59.1 PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL ESTAR PERFORANDO

Una vez identificado el brote, lo más importante es cerrar el pozo (siempre y cuando las condiciones del mismo lo permitan), con el fin de reducir al mínimo la entrada de fluido invasor, evitando agravar la situación y sus posibles consecuencias.

A. El procedimiento recomendado para el cierre es el siguiente:

1. Parar la mesa rotaria.

2. Levantar la flecha a la altura de las cuñas.

3. Para la bomba de lodos.

4. Observar el pozo y mantener la sarta suspendida.

5. Abrir la válvula hidráulica en línea de estrangular.

6. Cerrar el preventor superior arietes de TP o el preventor anular.

7. Cerrar el pozo con el estrangulador o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en el espacio anular.

Cerrado el pozo se tendrá que:

Medir el incremento en presas

Anotar la presión de cierre en las tuberías de revestimiento y de perforación (si hay válvula de contrapresión, la presión en TP es cero) registrar ambas presiones cada minuto durante la estabilización de presiones. Posteriormente, cada cinco minutos cuidando no rebasar la máxima presión permisible o en su caso, permitir la expansión del gas como se indica en el otro módulo del manual.

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Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el conjunto de preventores para asegurar su posición.

Observar los preventores, el múltiple de estrangulación, así como también en línea de flote y la línea de descarga del estrangulador para cerciorarse que no haya fugas.

Verificar la presión existente en los acumuladores, múltiples de distribución y preventor anular de la unidad de accionamiento de preventor.

B. Procedimiento de cierre al estar perforando con TOP-DRIVE y válvula de contrapresión instalada.

1. Suspender la operación.

2. Levantar la sarta al punto de quiebre (desconexión).

3. Para la rotación del sistema Top – Drive.

4. Sacar la bomba de lodos (cortar circulación)

5. Observar el pozo.

6. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular

7. Cerrar el preventor superior arietes de TP.

8. Cerrar el pozo con la válvula amarilla o el estrangulador correspondiente.

C. Procedimientos de cierre al estar perforando con TOP-DRIVE sin válvula de contrapresión en la sarta.

1. Suspender la operación.

2. Levantar la sarta al punto de quiebre (desconexión).

3. Parar la rotación del sistema Top – Drive.

4. Sacar la bomba de lodos (cortar la circulación).

5. Observar el pozo.

6. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular.

7. Desconectar la sarta en el punto de quiebre.

8. Instalar, apretar y cerrar la válvula de pié.

9. Cerrar el preventor superior arietes de TP.

10. Cerrar el pozo con válvula amarilla o estrangulador correspondiente.

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D. Procedimiento de cierre suave:

1º La válvula hidráulica es abierta

2º El preventor es cerrado y

3º El estrangulador es cerrado

Este procedimiento permite al estrangulador ser cerrado de tal manera que permita un control sensitivo y de monitoreo del comportamiento de las presiones durante el cierre. Esto es de especial importancia si existe la posibilidad de fracturar la formación y generar un reventón hacia la superficie, situación que fácilmente puede ocurrir si el pozo es cerrado sin poner atención a la posibilidad de manejar excesiva presión inicial de cierre en el espacio anular.

E. Procedimiento de cierre duro del pozo:

1. Parar la mesa rotaria.

2. Levantar la flecha al punto de desconexión.

3. Al decidir un cierre duro, solo se requiere cerrar el preventor superior de arietes de TP que esté en esa posición.

Este procedimiento permite cerrar el pozo en el menor tiempo posible y por lo tanto reduce el volumen que se introduce al pozo.

El uso de un cierre duro está limitado a las condiciones del pozo en las que se conoce de antemano que la máxima presión permisible para la TR es más grande que la presión inicial de cierre del pozo y que dicha presión no afectará al fracturamiento de la formación o que exista surgencia en la superficie.

CRITERIOS PARA DEFINIR CUANDO NO SE DEBE CERRAR EL POZO

Los siguientes criterios se deben de aplicar cuando se considera conveniente cerrar el pozo.

1. Ocasionará el riesgo de fracturar la formación.

2. Dañar la TR (en la zapata o por falla en la presión interna).

3. Si es mayor la máxima presión registrada en TR (E.A.) que la máxima presión registrada en TR (E.A.) que la máxima presión permisible a la fractura:

a) Producirá un reventón subterráneo que llegue a la superficie.

b) Si el pozo tiene TR suficiente, el reventón permanecerá subterráneo sin alcanzar la superficie.

4. Posibles fuga en las conexiones superficiales.

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59.2 PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL ESTAR METIENDO O SACANDO TP

Una vez detectada la presencia de un brote, se procederá a cerrar el pozo. Siendo el procedimiento recomendado de cierre el siguiente:

1. Suspender la operación dejando una junta sobre la rotaria.

2. Sentar la tubería en sus cuñas.

3. Instalar la válvula de pié abierta, apretar o cerrarla.

4. Suspender la sarta en el elevador.

5. Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangular.

6. Cerrar el preventor superior arietes de TP o el preventor anular.

7. Cerrar el pozo con el estrangulador hidráulico o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en espacio anular.

Cerrado del pozo se debe:

Medir el incremento de volumen en presas

Anotar la presión de cierre en la tubería de revestimiento registrando la presión cada minuto durante los primeros diez minutos, observando la presión estabilizada.

Posteriormente, cada cinco minutos cuidando de no rebasar la máxima presión permisible o, en su caso permitir la expansión del gas como se indica en otros capítulos de este manual.

Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el conjunto de preventores para asegurar su posición

Observar los preventores y el múltiple de estrangulación para verificar que no haya fugas. Esto también es para la línea de flote y la línea de desfogue del estrangulador

Verificar la presión existente en los acumuladores, múltiple de distribución y preventor anular de la unidad de accionamiento de preventores.

En caso de considerar que la presión que se espera encontrar en la tubería de perforación sea mayor que la presión de bombeo durante la perforación, no es recomendable esta comunicación con el tubo vertical al no tener instalado el preventor interior (se puede presentar una fuga en el tubo lavador, manguera, tubo vertical, etc.). Otra de las ventajas que se tiene al instalar el preventor interior, es que se puede introducir tubería de perforación a través del preventor anular con presión en el pozo.

Por lo descrito, se considera conveniente que en todos los brotes que se presentan se instalen siempre la válvula de seguridad y el preventor interior.

Si tiene flujo en la tubería de perforación, se instalará primero la válvula de seguridad y se cerrará el pozo (conforme al procedimiento anterior) y después el preventor interior; posteriormente, se represionará la tubería de perforación (dependiendo de la presión puede ser

228

con la bomba del equipo o con una unidad de alta presión) y se abrirá la válvula de seguridad para que opere el preventor interior al descargar la presión aplicada.

En caso de que se presente el brote y aún no se tenga flujo en la tubería de perforación, podría instalarse conjuntamente la válvula de seguridad abierta y el preventor interior o válvula de contrapresión.

229

59.3 PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL ESTAR METIENDO O SACANDO HERRAMIENTA

Una vez que el brote es identificado, el pozo debe cerrarse con el siguiente procedimiento:

1. Suspender la operación, dejando una junta sobre la rotatoria.

2. Sentar la herramienta en sus cuñas e instalar el collarín; simultáneamente abrir la válvula hidráulica en la línea estrangular.

3. Instalar y apretar el sustituto de enlace en la tubería.

4. Conectar apretar y bajar un tramo de tubería o lingada TP y sentar en sus cuñas.

5. Instalar apretar y cerrar válvula de pié.

6. Suspender sarta de perforación en el elevador.

7. Cerrar el preventor de arietes de TP en la boca del pozo.

8. Cerrar el pozo con el estrangulador hidráulico o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en espacio anular.

Hecho el cierre del pozo se tendrá que:

Medir el incremento de volumen en presas.

Anotar la presión de cierre en la tubería de revestimiento registrando la presión cada minuto durante los primeros diez hasta que se estabilice.

Posteriormente, cada cinco minutos cuidando de no rebasar la máxima presión permisible o, en su caso, permitir la expansión del gas.

Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el conjunto de preventores para asegurar su posición.

Observar los preventores, y el múltiple de estrangulación, para verificar que no haya fugas.

Observar la presión de los acumuladores, múltiples de distribución y preventor anular de la unidad de accionamiento de preventores.

Si se presenta un brote al estar sacando o metiendo herramienta, se debe considerar como posibilidad inmediata la de tratar de bajar un tubo o una lingada.

Es por eso que se sugiere dejar libre la lingada que tenga el sustituto de enlace a la herramienta, con el fin de hacer más fácil la maniobra.

La ventaja de lo descrito, es tener la posibilidad de operar preventores de arietes como un factor adicional de seguridad, ya que al cerrar el preventor anular se tiene el riesgo de que la presión dentro del pozo sea la suficiente como para lanzar hacia afuera la herramienta, al no poder sujetar la misma.

230

En caso de que se presentara una emergencia, la herramienta debe soltarse dentro del pozo, para después cerrarlo con el preventor de arietes ciegos.

231

59.4 PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL NO TENER TUBERÍA DENTRO DEL POZO

Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

Cerrar el preventor con arietes ciegos o de corte.

Cerrar el pozo con el estrangulador hidráulico o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible.

Cerrado el pozo tiene que:

Medir el incremento de volumen en presas

Anotar la presión de cierre en la tubería de revestimiento y registrar esta presión cada minuto durante los primeros diez hasta que se estabilice. Posteriormente, cada cinco minutos cuidando no rebasar la máxima presión permisible o, en su caso permitir la expansión del gas.

Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el conjunto de preventores para asegurar su posición.

Observar los preventores, el múltiple de estrangulación, la línea de flote y la línea de desfogue del estrangulador, para verificar que no haya fugas.

Verificar la presión existente en los acumuladores, múltiples de distribución y preventor anular de la unidad de accionamiento de preventores.

Generalmente, hay una tendencia a olvidar el volumen de lodo en presas por parte de la cuadrilla del equipo, sobre todo si el pozo se llenó y se observó después que la tubería se sacó.

Por esto, es recomendable observar siempre el nivel en presas, línea de flote y el nivel de lodo en el pozo, ya que además se tiene el riesgo potencial de que el nivel de lodo se abata por pérdida del fluido.

Si este no es detectado a tiempo, la presión hidrostática puede llegar a ser inferior a la presión de formación, con el consecuente riesgo de un brote.

59.5 PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DEL POZO AL CORRER TR

1. Suspender la operación y colocar la TR en cuñas.

2. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular y cerrar el preventor de arietes de TR.

3. Instalar enlace de TR a TP y apretar.

4. Cambiar el elevador.

5. Conectar y apretar un tramo de TP con válvula de pié abierta.

6. Bajar el tramo de TP y cerrar la válvula de pié.

7. Abrir la válvula lateral del cabezal de TR (línea de estrangulación secundaria)

232

8. Cerrar el preventor inferior de arietes de TP.

9. Cerrar el pozo con la válvula amarilla o el estrangulador correspondiente.

233

59.6 PROCEDIMIENTO DE CIERRE CON TR CERCA DEL FONDO

1. Suspender la operación y colocar la TR en cuñas.

2. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular.

3. Instalar enlace de TR a TP y apretar

4. Instalar, apretar y cerrar la válvula de pié.

5. Suspender la sarta en el elevador

6. Cerrar el preventor arietes de TR.

7. Cerrar el pozo con la válvula amarilla amarilla o el estrangulador correspondiente.

59.7 PROCEDIMIENTO CON DESVIADOR DE FLUJO

Las instrucciones para controlar un brote con desviador de flujo difieren, ya que se aplican en dos situaciones: PERFORANDO Y VIAJANDO.

A. PERFORANDO

1. Atender la alarma del brote de gas.

2. Levante la fecha al punto de desconexión.

No pare la bomba

3. Abrir las válvulas en líneas del desviador de flujo

4. Cerrar el preventor anular (Diverter)

5. Continúe bombeando fluido lodo o agua.

Bombee al alto gasto

6. Alinear las válvulas del desviador en dirección del viento

7. Si tiene lodo pesado continúe bombeando hasta desalojar el flujo.

OBSERVACIONES:

CONSIDERE BOMBEAR UN BACHE VISCOSO Y PESADO

DENSIDAD: INCREMENTO MÁXIMO PERMISIBLE = 0.12 gr/cm³ - 0.24 gr/cm³ ARRIBA DE LA DENSIDAD ESPERADA.

VISCOSIDAD: DE ALTA CONSISTENCIA

VOLUMEN: DOS VECES EL VOLUMEN DEL AGUJERO

TENER DISPONIBLE EL PLAN DE EMERGENCIA

234

B. VIAJANDO

1. Atender la alarma del brote de gas.

2. Colocar una junta arriba de la rotaria y sentar la sarta en las cuñas.

3. Si la TP no flota, instalar, apretar y cerrar la válvula de pié.

4. Abrir las válvulas en líneas de desviador de flujo.

5. Cerrar el preventor anular (Diverter).

6. Alinear las válvulas del desviador en direcci+on del viento.

7. Conecte la flecha, abra la válvula de pié e inicie el bombeo del lodo, ¡lo más rápido posible!

8. Considere colocar un bache viscoso que cubra desde la barrena hasta la superficie..

OBSERVACIONES-CONSIDERE

CONTINUAR BOMBEANDO AGUA HASTA QUE LA ZONA DE APORTACIÓN SE AGOTE.

BOMBEAR UN SEGUNDO BACHE VISCOSO PESADO

UN TAPÓN DE BARITA

TENER DISPONIBLE EL PLAN DE EMERGENCIA

235

60 SUPERVISION DURANTE LA OPERACIÓN DE CIERRE DEL POZO (Perforación y Mantenimiento de Pozos)

A. La operación de cierre del pozo por presencia de brote significa ejecutar las operaciones correctas por la tripulación de la instalación terrestre o marina.

La responsabilidad del Técnico en funciones y Superintendente de la instalación será supervisar las operaciones del cierre del pozo.

Registrando el evento de cierre del pozo respecto a la hora en que se suscitó, el tiempo que se empleó al cierre del pozo y la causa.

A continuación se llevará el registro del comportamiento de las presiones al cierre de la tubería y espacio anular, así como a regulares intervalos en ambos manómetros.

Se registrará el volumen ganado en las presas para estimar la magnitud del brote.

Después del cierre del pozo las presiones se estabilizarán y posteriormente continuarán ascendiendo paulatinamente. Las presiones de cierre estabilizadas nos permitirán posteriormente hacer cálculos para llevar a cabo el control del pozo.

La naturaleza del brote proporcionará la velocidad con que se incrementen las presiones. Un brote de gas no permitirá demasiado tiempo para reflejarse en presión y presencia en la superficie a diferencia de los brotes de aceite o agua salada o combinación. Se estima como velocidad promedio de ascenso del gas entre 200 a 300 m/hr.

B. PROCEDIMIENTO PARA CONOCER LA PRESIÓN EN LA TP CUANDO SE TENGA VALVULA DE CONTRAPRESION EN LA SARTA

a) Accione la bomba a gasto reducido, a través de la TP observando el incremento de presión en el manómetro. Es probable que el valor en la TP aumentará de manera rápida cuando el fluido es incompresible y sobrepase la presión del flotador o charnela de la válvula (de una a diez emboladas).

b) Repita la operación y cuando 3 lecturas consecutivas sean iguales suspenda el bombeo

c) Permita que la presión se estabilice

d) Lea y registre la presión de cierre en la tubería de perforación.

OBSERVACIÓN: La presión en la tubería de perforación se puede purgar a cero y repetir el procedimiento, para confirmar el valor registrado.

236

61 PERDIDA TOTAL O PARCIAL DE CIRCULACIÓN (PERF. Y MANTTO. DE POZOS)

FACTORES IMPORTANTES PARA EVALUAR UNA PERDIDA

Operación que se estaba efectuando al ocurrir una pérdida.

Edad geológica y tipo de roca en donde se originó la pérdida.

De ser posible identificar si es inducida o natural.

Profundidad.

MEDIDAS PREVENTIVAS QUE DEBEN CONSIDERARSE EN PROBABLES ZONAS DE PERDIDA

Emplear la densidad mínima requerida del lodo.

Mejorar las condiciones reológicas del fluido evitando los sólidos indeseables.

Evitar incrementos bruscos de presión de la bomba de lodo.

Reducir la velocidad cuando se introduzca la tubería de perforación.

Reducir la caída de presión en el fondo del agujero, disminuyendo la densidad equivalente de circulación.

Identificar si las gasificaciones son por falta u homogeneidad de la densidad del lodo.

MEDIDAS CORRECTIVAS QUE DEBEN ADOPTARSE AL PRESENTARSE UNA PERDIDA

Localizar la zona de pérdida.

Cuantificar la severidad de la pérdida.

Seleccionar el tamaño y tipo de material obturante y agregarlo en función de la severidad de la pérdida.

De persistir la pérdida de circulación después de haber aplicado las medidas preventivas y correctivas, se tendrá que considerar la utilización de "tapones”.

TIPOS DE TAPONES PARA EL CONTROL DE PERDIDAS DE CIRCULACION

Tapón para el control de pérdidas de circulación, es el nombre que se le da a la operación en la que se coloca un determinado volumen de lechada con propiedades obturantes a cierta profundidad y es desplazada utilizando lodo de perforación, agua o el fluido con el cual preferentemente se llene el pozo.

Para el control de pérdidas se tienen los siguientes tapones:

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Tapón Diesel - Bentonita.

Tapón Diesel - Bentonita - Cemento.

Tapón de Cemento.

Tapón de Cemento - Bentonita.

Tapón de Cemento - Gilsonita

Tapón de Barita (brotes asociados con pérdidas).

238

GRAFICA 1.- GUIA PARA SELECCIONAR EL TAMAÑO Y TIPO DE OBTURANTE

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62 EXTRACCION O INTRODUCCION DE TUBERÍA (PERF. Y MANTTO. DE POZOS)

Cuando se presenta un brote en proceso de sacar o meter la tubería, es decir el considerar al extremo de la sarta retirada bastante fuera del fondo, se requiere un análisis más completo de la situación para tomar la acción más apropiada.

CUANDO REQUIERA MAYOR ATENCION O EXISTA ALGUNA DUDA EN CUANTO A LA SITUACION DE BROTE, CIERRE EL POZO Y ANALICE CUIDADOSAMENTE Y TOME LA ACCION MAS SEGURA.

Salvo situaciones de perforar en zona con presión anormal por lo general el pozo avisa de manera suave al inicio del brote y conforme pasa el tiempo el caudal se incrementa hasta que se torna en cabezadas en la boca del pozo.

Mucho cuenta que la tripulación esté entrenada para identificar al brote en su fase inicial para tomar decisión al estar viajando la sarta.

Como primera pregunta será: si después de haber cerrado el pozo y determinar la profundidad del extremo de la sarta, permite efectuar el control parcial del pozo, para después regresar al fondo y efectuar el control total del mismo.

Si el caudal es bastante, no queda otro camino más que cerrar el pozo y prepararse para efectuar el control a esa profundidad.

Varias compañías no quieren correr demasiados riesgos e imponer políticas de cierre de pozo ante la presencia de un brote al estar manejando la sarta fuera del fondo y proceden a efectuar control sobre el pozo.

Otras compañías toman la decisión dependiendo del volumen del brote, de regresar la barrena al fondo del pozo con preventor interno en la sarta hasta la profundidad que la situación lo permita. PERMANECIENDO VIGILANCIA CONSTANTE SOBRE LA SITUACION DE RIESGO.

Cabe señalar que el mejor control sobre la presencia de brote se realizará con la sarta en el fondo del pozo. Cuando se tenga la presencia de brote al iniciar a bajar la sarta de perforación o se estén sacando los últimos lastrabarrenas será más conveniente sacarlos y proceder a cerrar el pozo.

Si requiriera mucho tiempo para extraer los lastrabarrenas o meter los programados por el diseño de la sarta lo más conveniente será meter una lingada de tubería de perforación y su preventor interno abierto.

Si se encuentra manejando tubería franca dentro del pozo y está el extremo muy retirado del fondo ante la presencia de un brote, considere la posibilidad de control mediante el uso de tubería flexible.

240

63 PROCEDIMIENTOS PARA EFECTUAR SIMULACROS DE BROTES (Perforación de Pozos)

De acuerdo con los Reglamentos Internacionales, todo el personal contratado en actividades de perforación terrestre y costafuera, deberá ser capacitado en el manejo del equipo de control superficial, operación y técnicas para evitar posibles riesgos, tanto al personal como a las instalaciones.

Para prevenir brotes y reventones, es necesario que los equipos de perforación cuenten con el sistema de control superficial adecuado y que el personal de la cuadrilla aprenda a cómo usarlos.

Los miembros de la cuadrilla también deben estar capacitados para identificar los indicadores de los brotes, ya que cuando esto ocurre son los primeros que deben detectarlos y tomar las acciones inmediatas para mantener el control del pozo.

Todos los miembros de la cuadrilla deben estar familiarizados con la operación del sistema de control superficial, con el fin de efectuar el cierre del pozo al ocurrir un brote con seguridad para evitar daños personales y materiales de manera rápida y eficiente.

Los simulacros de brotes contribuyen a entrenar a la cuadrilla, a mantenerla alerta ante los indicadores de un posible brote y a desarrollar en sus elementos la coordinación adecuada para reducir el tiempo de cierre del pozo.

Estos simulacros deben efectuarse durante cada una de las operaciones siguientes:

1. Al estar perforando

2. Al estar metiendo o sacando tubería de perforación

3. Al estar metiendo o sacando herramienta

4. Al no tener tubería dentro del pozo

Cada uno de estos simulacros deberá llevarse a cabo cuando menos una vez a la semana, con cada cuadrilla de perforación (si las condiciones del pozo lo permiten).

Cuando se trate de trabajadores que participen en labores de perforación por primera vez, se les debe proporcionar la información necesaria acerca de los procedimientos y de las operaciones de control del pozo.

Los simulacros para la prevención de brotes deben realizarse sin darle ninguna advertencia a la cuadrilla.

La sorpresa es un elemento clave para que la cuadrilla crea que es un brote real y no un simple simulacro.

El simulacro debe contar con la participación de toda la cuadrilla, y cada uno de sus integrantes, debe tener conocimiento de la actividad que se debe desarrollar para efectuar el cierre del pozo.

241

Cada vez que se realice un simulacro, debe tenerse la seguridad de escoger un período donde no se ponga en peligro la operación del pozo.

Para iniciar el simulacro debe utilizar el indicador de nivel en presas o el indicador del flujo del lodo en la línea de flote, con una alarma sonora que indique la presencia de un brote. De no contar con dichos dispositivos el inicio del simulacro debe iniciarse en forma verbal. Conviene recordar la importancia de su reparación o reinstalación de los dispositivos de seguridad.

Al término del simulacro, el Técnico sancionará el rendimiento de cada trabajador que intervino en el mismo, haciendo las indicaciones correspondientes en una reunión con la cuadrilla, con el fin de corregir posibles errores detectados durante la ejecución del simulacro.

Asimismo tomará el tiempo empleado por cada integrante de la cuadrilla para efectuar sus funciones, hasta que esté listo para cerrar el pozo, el tiempo total para cerrarlo y el tiempo total para concluir el simulacro con objeto de llevar un registro por cuadrilla y detectar deficiencias en alguno de los integrantes de la tripulación.

63.1 SIMULACRO AL ESTAR PERFORANDO.

Llamado de alerta.

Parar la rotaria y levantar la flecha para que se tenga la junta inferior arriba de la mesa rotatoria.

Parar la bomba de lodos y observar el pozo.

Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

Cerrar el preventor de arietes superior o anular (dependiendo de las condiciones), cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie.

Registrar presiones estabilizadas en la tubería de perforación y revestimiento.

UNA VEZ CERRADO EL POZO, SE DEBE PROCEDER A LO SIGUIENTE:

Medir el incremento de volumen de lodo en presas.

Determinar la densidad del lodo de las presas.

Observar el conjunto de preventores, múltiple de estrangulación, línea de flote y líneas de descarga múltiple de estrangulación, para localizar posibles fugas.

Verificar la presión en la unidad acumuladora.

Verificar el funcionamiento de los matachispas de los motores.

63.2 SIMULACRO AL ESTAR METIENDO O SACANDO TUBERÍA DE PERFORACIÓN

Llamado de alerta.

Suspender la operación de viaje, dejando una junta arriba de la mesa rotatoria.

242

Sentar la TP en sus cuñas.

Instalar la válvula de seguridad abierta.

Cerrar la válvula de seguridad.

Suspender la sarta del elevador.

Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

Cerrar el preventor de arietes superior.

Cerrar el estrangulador o válvula de control cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie.

Registrar la presión en la tubería de revestimiento estabilizada.

UNA VEZ CERRADO EL POZO, SE DEBE PROCEDER A LO SIGUIENTE:

Medir el incremento en volumen del lodo en presas.

Determinar la densidad de lodo en presas.

Observar el conjunto de preventores, múltiple de estrangulación, línea de flote y líneas de descarga del múltiple de estrangulación para localizar posibles fugas.

Verificar la presión en la unidad acumuladora.

Verificar el funcionamiento de los matachispas de los motores.

63.3 SIMULACRO AL ESTAR METIENDO O SACANDO HERRAMIENTA

Llamado de alerta.

Suspender la operación de viaje dejando una junta sobre la mesa rotatoria.

Colocar cuñas e instalar el collarín.

Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

Instalar el sustituto de enlace de la tubería a la herramienta.

Colocar y bajar el tubo de perforación o una lingada y sentarla en las cuñas.

Instalar la válvula de seguridad abierta.

Cerrar la válvula de seguridad.

Suspender la sarta en el elevador.

Cerrar el preventor de arietes superior.

Cerrar el estrangulador o válvula de control cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie.

Registrar la presión estabilizada en la tubería de revestimiento.

UNA VEZ CERRADO EL POZO PROCEDER A LO SIGUIENTE:

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Medir el incremento en volumen del lodo en presas

Determinar la densidad de lodo en presas

Observar el conjunto de preventores, múltiple de estrangulación, para localizar posibles fugas

Verificar la presión en la unidad acumuladora

Verificar el funcionamiento de los matachispas de los motores

63.4 SIMULACRO AL NO TENER TUBERÍA DENTRO DEL POZO

Cuando no se tenga tubería o herramienta dentro del pozo y cuando sólo se tenga una lingada de herramienta dentro de él, deberá tratarse como el mismo caso.

Para ello, la lingada de herramienta deberá ser extraída antes de realizar el procedimiento siguiente:

Llamado de alerta.

Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

Cerrar el preventor con arietes ciegos o de corte.

Cerrar el estrangulador o la válvula de control cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie.

Registrar la presión estabilizada en la tubería de revestimiento.

UNA VEZ CERRADO EL POZO SE DEBE PROCEDER A LO SIGUIENTE:

Medir el incremento en volumen del lodo en presas.

Determinar la densidad del lodo en presas.

Observar el conjunto de preventores, múltiple de estrangulación, línea de flote y líneas de descarga del múltiple para localizar posibles fugas.

Verificar la presión en la unidad acumuladora.

Verificar el funcionamiento de los matachispas de los motores.

Las siguientes tablas muestran las posiciones y actividades que deben desarrollar cada uno de los miembros integrantes de la cuadrilla, durante el desarrollo de los simulacros.

63.5 SIMULACRO DE CONTROL DE BROTES USANDO EL DESVIADOR DE FLUJO.

Todo el personal de la tripulación debe estar familiarizado con la instalación y componentes del sistema desviador de flujo, así como su localización, incluyendo los consolas principales y remotas.

244

Como objetivo se propone que los simulacros se efectúen a intervalos programados para comprobar que el personal es competente y capaz de reaccionar a situaciones que requerirán el uso del desviador de flujo.

Procedimiento:

1. Aplicarlo como se indica en el plan establecido.

2. Lleve a cabo la secuencia para cerrar al desviador. Visualmente verifique que la(s) válvula(s) en la(s) línea(s) de desfogue están abiertas y que las válvulas en las líneas de flujo (flote) y de llenado si se usan estén cerradas.

Para instalaciones donde el elemento de sello se encuentra abajo de la línea de flujo de retorno, la válvula en la línea de desfogue se debe abrir antes de cerrar el espacio anular. Si hay dos líneas de desfogue independientes, de deben abrir ambas válvulas y posteriormente si se desea se puede cerrar la válvula que controla la línea de desfogue contra el viento.

Para instalaciones desde el elemento sellante se encuentra arriba de la línea de flujo de retorno, primero se deben abrir las válvulas en las líneas de desfogue y después cerrar simultáneamente la válvula en la línea de flujo o la temblorina y desviador, en todo caso el sistema desviador de flujo se debe operar de tal manera que el pozo no se cierre totalmente.

3. Alertar al personal en el piso de trabajo, unidades de logística terrestre o de apoyo de la probabilidad de que se descarguen fluidos por la línea de desfogue y de que se presenten fugas en el elemento sellante.

4. De ser necesario, ajuste la presión de cierre del desviador para minimizar fugas.

5. Si las condiciones lo permitan, considere que fluya el pozo por ambas líneas de desfogue, con el objeto de disminuir la contrapresión.

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TABLA 5

SIMULACROS DE CONTROL DE POZOS CONCENTRADO DE MOVIMIENTOS POR EFECTUAR

PROCEDIMIENTOS DE CIERRE1 2 3 4

1. La operación de viaje debe suspenderse, dejando una junta sobre la

mesa rotatoria. TP HTA

2. Parar la rotaria, levantar la flecha hasta que se tenga la junta inferior

arriba de la mesa rotatoria.P

3. Parar la bomba de lodos. P

4. Suspender sarta en el elevador y observar el pozo P

5. Abrir válvula hidráulica de la línea de estrangulación, instalar cuñas,

collarín y sustituto de enlace de Hta. A TP y meter un tubo o lingada de

TP.

HTA

6. Instalar la válvula de seguridad abierta o el preventor interior. TP HTA

7. Cerrar la válvula de seguridad.. TP HTA

8. Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. .9. Cerrar el preventor con arietes ciegos o de corte. .10. Cerrar el pozo con el preventor de arietes superior o anular

(dependiendo condiciones del pozo).

P TP HTA

11. Cerrar el estrangulador o la válvula de control, cuidando de no

rebasar la presión máxima permisible en superficie.

P TP HTA .

12. Medir el incremento de volumen en presasP

TP HTA .13. Anotar la presión de cierre en las tuberías de revestimiento y de

perforación (caso perforando). Registrar ambas presiones cada minuto

durante los primeros diez, hasta que se estabilice y, posteriormente,

cada cinco minutos cuidando de no rebasar la máxima presión

permisible

P

TP HTA

.

14. Cerrando el pozo se tendrá que verificar físicamente las válvulas en

múltiple de estrangulación y el conjunto de preventores para asegurar

su posición.

P

TP HTA .15. Obsevar los preventores, el múltiple de estrangulación, la línea de

flote, y la línea de descarga del estrangulador, para cerciorarse que no

haya fugas.

P

TP HTA .16. Se deberá colocar los seguros del preventor de arietes y verificar la

presión de la unidad de accionamiento de los preventores.

P TP HTA .

No hay TP dentro del pozo

* 1. Al estar perforando (P)

* 2. Al estar sacando o metiendo TP ( TP ).

* 3. Al estar sacando o metiendo HTA ( HTA).

* 4. Al no tener TP dentro del pozo

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64 PRUEBAS DE PRESION DE INTEGRIDAD

Cuando se previene algún daño a la formación como una fractura o pérdida considerable de fluidos se realiza una prueba de integridad de presión.

Esta prueba toma como referencia una prueba de goteo (antes de presentarse la admisión de fluidos) y conforme avanza la perforación del pozo, se puede presentar un brote. Esta situación tiene que ser prevenida para no complicar la situación del brote.

EJEMPLO:

Después de perforar la zapata se realiza una prueba de goteo y proporciona el dato de la presión o la densidad equivalente a la presión de goteo.

Conforme avanza la perforación, normalmente la densidad del lodo se incrementa. Al presentarse un brote de manera rápida se puede estimar la tolerancia al manejo de las presiones en la superficie, tomando en cuenta la densidad equivalente a la presión de goteo y la densidad actual del lodo.

Presión de Integridad = [ (Dens. Lodo de Integridad estimada – Dens. Lodo actual) x Prof. Zapata ] ÷ 10

= [ (gr/cm³ - gr/cm³) x m ] ÷ 10 = kg/cm²

64.1 CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN

Tomando como base los procedimientos para llevar a efecto el control del pozo disponemos de las Pruebas de Integridad de la Formación con la finalidad de auxiliar a ejecutar la tarea de manera más eficiente.

Perder fluidos o romper la formación es una situación que se puede originar al llevar a cabo una operación de control de un pozo; esto se debe evitar hasta donde sea posible.

La resistencia e integridad de la formación se puede determinar por dos procedimientos conocidos como “Prueba de Admisión” (Leak-off) o mediante una “Prueba de Presión de Integridad”; ellas están referidas a conocer o estimar la presión o densidad equivalente de fluido que puede soportar una formación debajo del ademe (TR).

El propósito de estas pruebas es definir bajo qué condiciones estarán expuestas las formaciones debajo de la zapata.

Para realizar estas operaciones es necesario observar ciertas consideraciones:

a) Tratándose del fluido del pozo, éste debe estar homogéneo y limpio.

b) Utilizar una unidad de bombeo flexible en cuanto al manejo de gasto reducido y de alta presión.

c) Graficar el comportamiento de la Presión – Volumen principalmente o también el comportamiento Presión –Gasto.

257

Esta prueba se puede realizar: Por régimen de Presión - Gasto o régimen Presión - Volumen. Hay reglamentos internacionales que exigen la determinación del gradiente de fractura de formación expuesta, después de haber cementado, probado una TR y perforado la zapata y algunos metros.

Para determinar el Gradiente de Fractura de Formación se realiza una “Prueba de Goteo” (Leak-off) que proporciona con bastante aproximación dicho gradiente. Este dato se utilizará para definir una limitante de presión máxima permisible en esa zona cuando ocurra un brote o también servirá para el asentamiento de la siguiente TR.

Existen otros métodos más sofisticados para calcular gradientes de fracturas de formación de manera indirecta y son: por medio de registro eléctricos, sismológicos, métodos de Eaton, Mathews, Kelly y Willis.

El principio físico en que consiste esta prueba es de someter a un valor de presión con el fluido del pozo más un valor adicional de bombeo, para que la formación empiece a admitir fluido sin llegar al fracturamiento; esto se logra a muy bajo gasto.

Los valores de gradientes de fractura de formación dependerá principalmente de las características y naturaleza de la roca, profundidad, fluidos contenidos, etc.

Al ejecutar el control de un pozo, esta limitante no debe rebasarse, porque puede originar un reventón subterráneo y este puede canalizarse hasta la superficie, por una deficiente cementación de TR.

EJEMPLO:

Determinar la máxima presión permisible a manejar en la superficie, para evitar fracturar la formación.

Datos: TR cementada a 500 m.

Densidad del fluido 1.20 gr/cm³.

Presión de fractura 74 kg/cm³.

Ph=

1.20 gr/cm³ x 500 m = 60 kg/cm²

10

MAX. PRESIÓN PERM. A LA FRACTURA = PF – Ph = 74 – 60

MAX. PRESIÓN PERMISIBLE A LA FRACTURA = 14 kg/cm²

Por lo anterior se observa que no podremos permitir un represionamiento en la TR más allá de 14 kg/cm². Si se permite se originará fractura de formación, pérdida de fluidos agravándose la situación.

258

PROCEDIMIENTO PARA EFECTUAR LA PRUEBA DE GOTEO

Condiciones esenciales:

Equipo de control superficial y TR probados

Haber perforado la zona de prueba.

1. Con la barrena en la zona de prueba circular el tiempo necesario para homogeneizar y limpiar el fluido de control.

2. Levantar la barrena dentro de la TR (a la zapata).

3. Probar conexiones superficiales desde la unidad de alta hasta la TP.

4. Circular pozo con la unidad de alta presión.

5. Cerrar preventores de arietes de tubería.

6. Empleando bajo gasto de 0.5 bl/min, gráficar comportamiento de la Presión – Volumen, Presión – Gasto (cuidando la Máxima Presión para TR)

7. La gráfica al inicio se comportará como pendiente recta y conforme se incrementa la presión originará una desviación en la recta. El punto donde se inicia la desviación corresponderá como valor de la prueba de goteo debiendo continuarse hasta obtener 2 valores iguales. Suspender el bombeo para evitar el fracturamiento de la formación. Cuantificar y anotar volumen inyectado (bl)

8. Observar el comportamiento de la presión para asegurar que se trata de la “Presión de Goteo” (deberá descender hasta un valor igual o ligeramente menor al del punto de separación de la tendencia de la recta).

9. Descargar la presión y verificar el volumen regresado.

10. Determinar los datos de presión permisible a la fractura, densidad de lodo equivalente y gradiente de fractura de la formación.

OBSERVACIÓN:

Si al efectuar la prueba de goteo el agujero no sostiene la presión o no se llega a alcanzar el valor deseado; entonces puede estar aceptando la formación o la cementación fue defectuosa y se está comunicando al espacio anular entre el agujero y TR o posiblemente hay alguna fuga en la superficie. Inspeccione las conexiones en superficie.

EJEMPLO:

Se ha cementado una TR intermedia de 10 ¾ pg a 3,245 m y después de perforar bajo la zapata se tienen los siguientes datos:

Densidad del lodo 1.56 gr/cm³

Gel a 10 min 22 lb/100 pie²

Diámetro del agujero 9 ½ pg

259

Diámetro de TP 5 pg

Presión Max. Int. TR 10 ¾ pg, P-110 60.7 lb/pie al 80% = 549 kg/cm²

Profundidad del pozo 3,325 m

DETERMINAR:

Máxima presión permisible a la fractura.

Densidad del lodo equivalente.

Gradiente de fractura de la formación.

1. Presión hidrostática del fluido referido a la profundidad interior

Ph = 1.56 gr/cm³ x 3,325 m

= 519 kg/cm² 10

2 Presión de ruptura de Gel =

Prof x Gel @ 10 min

(1300.86) (Dag – DTP)

=

3,325 m x 22 lb/100 pie²

1300.86 x (9.5 pg – 5 pg)

3 Limite máximo de presión en la TR (10 ¾ pg)

Max. Presión Permisible en TR = (PRES. INT. TR + P. RUP GEL) – Ph

Sustituyendo valores:

= (549 + 12.5) – 518

Por los cálculos anteriores se observa muy poco margen de presión a manejar en la superficie (43.5 kg/cm² para realizar la prueba de goteo). Por lo que es más recomendable emplear un empacador recuperable para proteger la TR.

Se procedió a bajar un empacador a 5 m arriba de la zapata (3,240 m) y se efectúo la prueba de goteo, obteniendo la siguiente información:

= 12.5 kg/cm²

MAX. PRES. PERM. EN TR = 43.5 kg/cm²

260

TABLA 12

Simultáneo sé gráfico el comportamiento de la presión respecto al volumen bombeado obteniéndose lo siguiente:

GRÁFICA 2 COMPORTAMIENTO DE LA PRUEBA DE GOTEO (LEAK – OFF)

Se suspendió el bombeo cuando se observó el cambio en el comportamiento de la presión respecto al gasto. Determinando la prueba de goteo en 168 kg/cm².

GASTO

bl/min

PRESIÓN

kg/cm²

0.5 10

1.0 23

1.5 35

2.0 48

2.5 60

3.0 74

3.5 85

4.0 99

4.5 110

5.0 124

5.5 135

6.0 150

6.5 160

7.0 171

7.5 175

8.0 176

Presión

kg/cm²

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Presión de Goteo

Gastos

bl/min

261

Con este dato podemos obtener:

Presión total en la zapata = Ph + Prueba de Goteo

= 519 + 168 = 687 kg/cm²

MAX. PRES. PERM. EN SUP. AL FRACT. CON LODO ACTUAL = 687 – 519

Densidad Equivalente del Lodo (DEL) =

Pres. Total Zapata x 10 0 =

687 kg/cm² x 10

Prof. 3,325 m

Gradiente de Fractura de Formacion (Gf) =

Pres. Total en la Zapata 0 =

687 kg/cm²

Profundidad 3,325 m

9.2 PRUEBA DE PRESIÓN DE INTEGRIDAD

Esta prueba se realiza cuando no se desea que los fluidos entren a la formación o ésta se rompa.

Al realizar la prueba se presuriza la formación hasta un valor aproximado. Si la presión se sostiene se considera correcta. El inconveniente de esta prueba es desconocer la presión a la que admite el intervalo.

Obteniendo el valor de la presión de integridad (formación) se puede obtener la demás información como en el ejemplo anterior de la Prueba de Goteo, como son:

Presión Max. Permisible en TR.

Presión Total aplicada a la zapata.

Máxima presión permisible a la fractura.

Densidad equivalente del lodo a la fractura.

Gradiente de fractura de formación, etc.

PRUEBA DE GOTEO = 168 kg/cm²

= 2.06 gr/cm³

= 0.206 grm

262

lt

TA

BL

A 1

1

SIM

UL

AC

RO

CIE

RR

E D

EL

PO

ZO

AL

SA

CA

R O

ME

TE

R T

UB

ER

IA

(PL

AT

AF

OR

MA

AU

TO

EL

EV

AB

LE

263

65 OPERACIONES DE DESLIZAMIENTO DE TUBERIA (STRIPPING)

El propósito básico para realizar operaciones de deslizamiento de tubería bajo presión del pozo, es la de bajar el extremo de la sarta a una profundidad que haga más fácil la operación de control del pozo bajo condiciones de utilizar menor densidad en el fluido de control, evitando con ello dañar la formación o las TR´s del pozo. Muchas ventajas se logran bajando la sarta hasta la profundidad de origen del brote, por ejemplo resulta más económico el control del pozo, menor contaminación ambiental, menos pérdida de tiempo, etc.

El realizar una operación de deslizamiento de tubería a través del conjunto de preventores (preventor anular) quiere decir que la tripulación del pozo es sorprendida por el brote al momento de sacar o meter tubería. Por tal motivo y principalmente para operaciones de perforación, la tripulación deberá estar preparada para realizar esta operación de manera segura, ya que representa deslizar la tubería obturada en su parte interna a través del preventor anular hasta alcanzar una profundidad de control del pozo. Esta operación requiere de entrenamiento y al realizarse de manera real se podrá asegurar su capacitación.

Datos estadísticos indican que en la ocurrencia de brotes; el 70% sucede viajando, 25% perforando y el 5% cuando no se tiene tubería dentro del pozo.

Podremos realizar el deslizamiento de tubería cuando estemos seguros de calcular el cierre del pozo y estar viajando: el valor de la fuerza ascendente (presión del pozo actuando sobre la tubería) deberá ser menor que la fuerza actuando hacia abajo; es decir el peso de la sarta.

Para realizar operaciones de deslizar tubería con presión del pozo se requiere considerar:

Que el volumen del cuerpo que se está metiendo al pozo (volumen de la tubería obturada internamente) debe ser purgado a la misma velocidad y cantidad equivalente al mismo volumen de tubería.

Si esto se logra controlar se estará aplicando una presión constante en el fondo del pozo.

La operación de deslizamiento de tubería (stripping) se logra haciendo pasar el cuerpo de la tubería y las juntas a través del preventor anular de manera de realizar un buen sello con el elemento hule de dicho preventor. Por ser el tubo de perforación de forma irregular en sus extremos (otras dimensiones) se ajusta la presión de operación del preventor anular a que selle frente al cuerpo de la tubería permitiendo una leve fuga; alcanzado este valor, se le agregan 3.5 kg/cm² y obteniéndose una mayor vida del elemento de hule del preventor y el paso de las juntas para no estar haciendo adecuaciones de regulación de presión. Se recomienda agregar un lubricante arriba del preventor como aceite o grasa para proteger el cuerpo del tubo al momento de pasar por el elemento del preventor anular. Mantener una presión en 7.5 kg/cm² arriba de la registrada en la TR, purgando los volúmenes a través del múltiple de estrangulación.

Si se presenta un brote de gas es importante considerar su migración, expansión y control con el manejo del estrangulador

264

Deslizar la tubería a régimen continuo y uniforme

Si las juntas tienen bastante resalto (diámetros mucho mayores que la tubería) se tendrá que realizar ajuste de presiones al paso de las juntas.

Llenar la TP cada 3 lingadas con el lodo de control

Como ejemplo si se está deslizando tubería de 4 ½ pg de perforación de 20 lb/pie cuyo desplazamiento es de 10.26 lt/m (sin estimar juntas) quiere decir que al bajar una lingada de 28 m, se acumularán 288 lt en el tanque de viajes y corresponderán también a mantener la presión de control en la TR.

CALCULOS RELATIVOS A VOLUMENES Y PRESIONES PURGADOS PARA UN VALOR DADO DE LINGADAS A BAJAR DENTRO DEL POZO.

A. Calcule la máxima presión permisible en espacio anular para evitar el fracturamiento.

B. Calcule la máxima presión permisible en E.A. (cuando se suspenda la introducción de la TP) y circule una porción de la burbuja fuera del pozo.

C. Calcule el volumen de desplazamiento por cada lingada de tubería deslizada dentro del pozo.

Vol. despl/ling = Cap. TP + Despl. TP x Long. prom. ling = It/m

D. Construya una tabla o grafique la cantidad de lingadas introducidas, contra la presión de cierre en la tubería de revestimiento, como la que se muestra a continuación:

MAX. PRES. PERM. E.A. FRACT = (DENS. EQ. GOTEO - DENS.ACTUAL) PROF. ZAPATA

MAX. PRES. PERM. E.A. (CIRC) = MAX. PRES. E.A. FRACT X 0.8

NOTA: SI LA PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA TUBERÍA DE

REVESTIMIENTO (ZAPATA) ESTÁ MAS CERCA O ES MENOR QUE EL 33% DE LA PROFUNDIDAD TOTAL DEL POZO, USE EL FACTOR 0.5 PARA CALCULAR LA MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE DEL ESPACIO ANULAR CIRCULANDO

LINGADA PCTR bl

0 500 0

1 550 0.3

2 550 2.3

3 550 2.3

4 550 2.3

5 550 2.3

6 700 2.3

TABLA 13

265

E. Ajuste la presión de cierre del preventor anular para deslizar tubería de perforación. Consulte las tablas o gráficas del manual para la presión de cierre apropiada, según la marca del preventor.

F. Si se mantiene el estrangulador cerrado y se desliza lentamente la primera lingada dentro del pozo, la presión de cierre en la TR se incrementa por el volumen de acero introducido.

G. Permita un factor de seguridad de 50 a 100 Ib/pg². Purgue lodo del pozo hasta que la PCTR quede al valor establecido.

Valor establecido = PCTR + Factor de Seguridad

H. Mantenga el estrangulador cerrado. Introduzca lentamente (deslizando) otra lingada.

I. Purgue un volumen igual a los bl/ling calculados por cada lingada introducida al pozo.

J. Introduzca la tubería hasta que alcance la máxima presión permisible para evitar el fructuramiento o que la barrena llegue al fondo.

bl/ling = 2.3 bl

Max. Pres. E.A. Frac. = 1,250 lb/pg²

Max. Pres. E.A.Circ. = 1,000 lb/pg²

NOTA: 50 lb/pg² ES EL FACTOR DE SEGURIDAD MANTENIDO RESULTADO

DE LA INTRODUCCIÓN DE LA PARADA NUMERO UNO

OBSERVACIONES:

SI LA PCTR VUELVE A SU VALOR ORIGINAL, ES SEÑAL DE QUE EN EL FONDO DEL AGUJERO NO HA ENTRADO OTRA BURBUJA.

SI LA PCTR ES MENOR QUE EL VALOR ORIGINAL, PROBABLEMENTE EXISTA PERDIDA DE FLUIDOS.

SI LA PCTR ES LIGERAMENTE MAYOR QUE EL VALOR ORIGINAL, PUEDE ESTAR OCURRIENDO LA MIGRACIÓN DE GAS.

SI LA PCTR SE INCREMENTA BRUSCAMENTE ES INDICADOR DE QUE HA

ENTRADO OTRA BURBUJA EN EL FONDO.

266

K. Use el procedimiento para circular el brote con densidad original, hasta desalojar el fluido invasor del pozo.

MODULO VII

DATOS UTILIZADOS EN EL CONTROL DE BROTES

INDICE

1 INFORMACION DE REGISTRO PREVIA ........................................................................................................ 267

2 PRESIONES MAXIMAS PERMISIBLES .......................................................................................................... 269

3 DESPLAZAMIENTO Y CAPACIDAD ................................................................................................................. 271

4 CUIDADOS QUE DEBEN TENERSE ................................................................................................................ 273

5 CALCULOS Y PROBLEMAS POR RESOLVER ............................................................................................ 275

PRECAUCION:

SI LA PCTR SE INCREMENTA HASTA EL VALOR DE MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE,

PARA EVITAR EL FRACTURAMIENTO ANTES QUE LA BARRENA LLEGUE AL FONDO:

SUSPENDA EL DESLIZAMIENTO DE LA TUBERÍA.

CIRCULE LA PORCIÓN DE FLUIDO INVASOR FUERA DEL POZO CON LODO DE

DENSIDAD ORIGINAL UTILIZANDO EL PROCEDIMIENTO 10.

CUANDO LA PORCIÓN DEL FLUIDO INVASOR SE DESALOJE Y LA PCTR SE REDUZCA. SIGNIFICATIVAMENTE, SUSPENDA LA CIRCULACIÓN Y DESLICE LA TUBERÍA HASTA QUE SE ALCANCE LA MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE O SE LLEGUE AL FONDO.

267

66 INFORMACION DE REGISTRO PREVIA

La información que se debe tener disponible en la instalación, al estar realizando las tareas de perforación de pozos son principalmente:

Presión reducida de circulación.

Estado mecánico del pozo.

Gradiente de fractura de la formación.

Presiones máximas permisibles.

Desplazamientos y volúmenes.

Densidad del lodo.

Respecto al dato de la presión reducida de circulación; esta se puede tomar a partir del valor de presión que nos da el manómetro del tubo vertical al circular el lodo a un gasto reducido (1/2 ó 1/3 del régimen normal) y nos proporciona las pérdidas de presión por fricción en el sistema circulante.

Esta información deberá obtenerse cuando:

Se efectúen cambios por densidad y viscosidad al lado.

Variaciones en la geometría de la sarta de perforación.

Variaciones en las toberas.

Cada vez que se perforen 150 m.

En cada turno de trabajo.

Después de haber reparado una bomba.

PRECAUCION: El manómetro o dispositivo para obtener esta presión deberá ser confiable, ya que son susceptibles los manómetros de sufrir daño o descalibración.

Las razones importantes para manejar un gasto reducido de circulación son:

Se generan menores valores de presión.

Disminuye la posibilidad de falla en el equipo de bombeo.

Permite agregar materiales densificantes.

Se dispone de más tiempo para analizar problemas relacionados con el control del pozo.

Facilita la operación de control de las presiones en el múltiple de estrangulación.

Menores pérdidas por fricción.

268

Este dato de la presión reducida de circulación servirá para determinar: La presión inicial y final de circulación al controlar al pozo.

FIG. 1 ESTADO MECANICO POZO ESCUINTLE 101

269

67 PRESIONES MAXIMAS PERMISIBLES

67.1 FRACTURA DE LA FORMACIÒN

Se entiende como presión de fractura de la formación como la cantidad de presión requerida para deformar permanentemente la configuración de una formación.

Esta presión de fractura de formación se puede expresar también en gradiente. Que es la presión por unidad de longitud.

Las principales unidades son kg/cm2/m y lb/pg2/pie. Por lo general conforme aumenta la profundidad se incrementan los gradientes de fractura de formación. Formaciones poco compactadas como las que se localizan en aguas profundas costafuera, pueden presentar bajo gradientes de fractura de formación.

Este dato previo es aplicable al control de las presiones en la superficie al efectuar el control de pozo y es una limitante. Si no se toma en cuenta se puede presentar una pérdida de fluido al fracturarse la formación ocasionando muchos problemas adicionales a la presencia del brote, tales como un descontrol subterráneo.

La máxima presión permisible a manejar en el espacio anular por fracturamiento de formación se puede obtener por:

Método analíticos

Pruebas prácticas de campo

Los gradientes de fracturamiento analítico se pueden obtener a través de registros geofísicos y por ecuaciones matemáticas desarrolladas principalmente por Eaton, Gubert – Willis y Mattews – Kelly.

Las principales prácticas de campo para obtener los gradientes de fractura de la formación más confiables son las “Pruebas de Goteo” y las pruebas de presión de integridad de formación. Estas pruebas se indican en este modulo.

67.2 PRESIONES MÁXIMAS PERMISIBLES

La Norma API-6A y el Boletín API-13 presentan las especificaciones del equipo y conexiones respecto a la presión máxima de trabajo, las cuales son para 2000, 3000, 5000, 10,000, 15,000 lb/pg2.

La presión de trabajo de las conexiones superficiales de control del pozo deberán ser mayor a las máximas presiones esperadas. Esta presión debe ser mayor que la:

Resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento

Presión máxima anticipada

La presión de fractura de la formación referida a la zapata de TR

270

Respecto al uso de las tablas de tubería de revestimiento en cuanto a los valores de presión interna se recomienda por seguridad usar solamente el 80% del valor nominal.

Si existiera otro tipo de daño o información por registros de calibración se tomará el correspondiente al estado de la tubería.

67.3 CABEZALES, VÁLVULAS Y OTRAS CONEXIONES

También son homogéneos al rango de trabajo de la cabeza del pozo. Este equipo al trabajar durante la perforación del pozo se debe probar de manera hidráulica periódicamente para certificar su función.

67.4 PREVENTORES DE REVENTONES

Son parte esencial del equipo de control superficial del pozo y son seleccionados de acuerdo al avance de perforación en cuanto a su medida y capacidad a la presión. Al igual que las demás partes de control superficial de pozo, también estarán sujetos a pruebas de hermeticidad periódicas para constatar su función.

271

68 DESPLAZAMIENTO Y CAPACIDAD

Para calcular los desplazamientos de la unidad de bombeo se requiere conocer con la mayor precisión posible:

1º. Desplazamiento de la bomba lt/emb

2º. Eficiencia de la unidad

La eficiencia de la bomba la podremos conocer a través del tanque de viaje con mayor precisiòn; con este dato podremos conocer y calcular los tiempos para llevar a cabo un control del pozo.

DESPLAZAMIENTO DE UNA BOMBA DUPLEX DOBLE ACCION.

Q = 0.02574 (2d2 – d2) L donde:

Q = Volumen por embolada en lt

D = Diámetro de la camisa en pg

d = Diámetro de vástago en pg

L = Carrera de la bomba en pg

DESPLAZAMIENTO DE LA BOMBA TRIPLES SIMPLE ACCION.

Q = D2 x L x 0.0386 donde:

Q = Volumen por embolada en lt

D = diámetro de la camisa en pg

L = Carrera de la bomba en pg

CAPACIDAD INTERNA DE TUBULARES.

Cap = D.I.2 x 0.5067

Cap = Volumen interno del tubular en lt/m

D.I. = Diámetro interno en pg

CAPACIDAD DEL ESPACIO ANULAR.

Cap EA = (D12 – DE2) 0.5067

D1 = Diámetro interno de la TR o agujero (pg)

DE = Diámetro externo de la TP o Herramientas (pg)

272

0.56067 = factor

Cap EA = Capacidad del espacio anular, lt/m

Para mayor rapidez en cálculos de volumen consulte las tablas de volúmenes en el Apéndice del manual.

273

69 CUIDADOS QUE DEBEN TENERSE

El personal técnico responsable de efectuar el control del pozo, deberá contar con todos los datos necesarios para llenar la hoja de control de brotes recabando la información siguiente:

Presiones de cierre en las tuberías (PCTP, PCTR).

Configuración del estado mecánico del pozo.

Si surgió un brote y fue cerrado el pozo, volumen ganado en presas.

Densidad del lodo original.

Densidad del fluido invasor.

Densidad del fluido de control por utilizar.

Una vez cerrado el pozo deberá evaluar lo siguiente:

¿Resisten las conexiones superficiales de control la TR y formación las presiones esperadas?

¿No será expulsada la sarta de perforación?

¿Puede controlarse por circulación a la profundidad donde quedó el extremo de la barrena?

¿Qué densidad de control es necesaria?

¿Qué método de control deberá utilizarse?

¿Qué fluido entró de la formación al pozo?

¿Puede mantenerse cerrado el pozo?

¿Se tiene el material necesario?

¿Se cuenta con el suministro de agua suficiente?

¿Qué personal adicional debe solicitarse?

¿El equipo y sus componentes es el adecuado?

¿Qué equipo adicional deberá solicitarse?

¿A quién se debe avisar?

¿Qué medidas de seguridad deben aplicarse?

CUIDADOS QUE DEBEN TENERSE:

Que la presión del pozo no rebase la fuerza ejercida con que fue probado el equipo y conexiones superficiales.

274

Si se determina por los datos calculados en la hoja de control de brotes, que el fluido invasor es gas, cuidar que la presión de fondo ejercida no rompa las tuberías de revestimiento, purgándolo (sangrar) y controlándolo por el método seleccionado.

Que el manejo de las válvulas mecánicas e hidráulicas se efectúe con cuidado para evitar roturas o fugas en tuberías o líneas; primero abrir y después cerrar.

Despejar y limpiar el área del pozo.

Vigilar que no se fume, ni se encienda fuego en el área.

Vigilar el acceso para evitar que el personal no necesario se encuentre en la localización o plataforma de perforación.

En áreas terrestres, desalojar a los habitantes de casas cercanas. En plataformas marinas enterar al personal responsable de la operación productiva de los pozos que están fluyendo en el piso de producción para que se mantengan alertas.

275

70 CALCULOS Y PROBLEMAS POR RESOLVER

Cuando se detecta un brote, es necesario cerrar el pozo con los procedimientos adecuados para cada situación y elaborar los cálculos básicos para el control total antes de iniciar la circulación. Estos cálculos facilitarán el seguimiento de cada etapa durante el control e incluyen:

1. Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta

2. Densidad de control

3. Presión inicial de circulación (PIC)

4. Presión final de circulación corregida por cambio densidad PFC

5. Tiempo total para desalojar el brote del pozo

70.1 TIEMPO DE DESPLAZAMIENTO EN EL INTERIOR DE LA SARTA

Es necesario conocer este parámetro para observar el avance realizado al estar circulando un brote y para elaborar la cédula de presión durante el desplazamiento de la densidad de control en el interior de la sarta.

Este tiempo se determina en función de la capacidad interior de la sarta y de las características de la bomba, los cuales se pueden conocer en las siguientes explicaciones:

Factores de capacidad de los componentes de la sarta y

Secciones del espacio anular

Estos factores se pueden conocer empleando tablas elaboradas para este fin. En caso de no contar con ellos, se podrán obtener con las siguientes ecuaciones:

Para interior de tubería (TP, tubería pesada HW, herramienta, TR).

Para espacio anular (entre tubería de revestimiento o agujero y tuberías).

Donde:

Factor de Cap.= Factor de capacidad de la sección (lt/m)

Di = Diámetro interior TP (pg)

DI = Diámetro interior TP, TR o agujero (pg)

DE= Diámetro exterior TP o herramienta (pg)

0.5067= Constante de conversión

Factor de Cap. = Di2 x 0.5067

Factor de Cap. = (DI² - DE²) 0.5067

276

Se define como “factor de capacidad interior” a los litros necesarios para llenar un metro lineal con la geometría del (los) diámetros(s) considerado(s).

Volumen activo del lodo en el sistema: Este volumen incluye el que haya en el agujero y en presas, es importante conocer siempre estos datos, ya que cuando ocurren un brote el volumen de fluido invasor será equivalente al incremento de volumen de lodo en la presas.

Cuando es necesario incrementar la densidad, se determina la cantidad de material densificante mínimo para efectuar el control. Para conocer el volumen de fluido en el sistema es necesario utilizar los factores de capacidad , los cuales se determinan de la siguiente forma:

Volumen de tubería = factor de cap x longitud de tubería (lt)

Volumen espacio anular = factor de cap x longitud de sección (lt)

Volumen en presas = (en m3)

Capacidad de bombeo de acuerdo a las característica de la bomba.- Los datos que son necesarios registrar de una bomba son:

Marca

Modelo

Diámetro de la camisa

Longitud de carrera

Emboladas máximas

Presión de operación a un gasto establecido

Presión límite de operación

Para bombas triples de simple acción, considerando un 90% de eficiencia, se aplica con las siguientes ecuaciones:

Dónde:

Q = Capacidad de la bomba (lt /emb)

Q = Capacidad de la bomba (gal/ emb)

L = Longitud de la carrera (pg)

D = Diámetro de la camisa (pg)

Q = 0.0386 x L x D2 = lt/emb

Q = 0.0102 x L x D2 = gal/emb

277

Al establecer un gasto (gasto reducido de circulación) en gal / min o lt/ min, es posible conocer el tiempo necesario para desplazar la capacidad del interior de la sarta.

T = VOL.INT.TP QR

Dónde:

T = Tiempo de desplazamiento (min)

Vol. Int. TP = Volumen total del interior de la sarta (lt o gal)

QR = Gasto reducido de ciruculaciòn (lt/min o gal/min)

70.2 DENSIDAD DE CONTROL (Dc)

Para obtener el control de un pozo se requiere que la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo, equilibre la presión de formación. La densidad que cumple lo anterior se conoce como densidad de control; para calcular se deberá auxiliar de la lectura de presión de cierre estabilizada en TP, por ser la que generalmente presenta la mínima contaminación.-

Para calcularla se deberá auxiliar de la lectura de presión de cierre estabilizada en TP, por ser la que generalmente presenta la mínima contaminación.

Inc. Dens. = PCTP x 10 profundidad

Dc = Do + Incremento de Densidad

Dónde:

Inc. Dens = Incremento a la densidad (gr/cm³)

PCTP = Presión de cierre estabilizada en TP (kg/cm²)

Profundidad =

Profundidad vertical del pozo a profundidad vertical verdadera (m)

Do = Densidad original del lodo (gr/cm³)

Ms = Margen de seguridad (0.02, 0.03 ó 0.04 gr/cm³)

Se utiliza dependiendo de las condiciones del pozo, si éste lo permite

70.3 PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN (PIC)

Para lograr establecer la circulación en un pozo donde se ha presentado un brote, es necesario que la presión inicial de circulación sea equivalente a la suma de:

Las caídas de presión por fricción en el sistema, mas

278

La presión de formación en exceso de la hidrostática en TP

La primera de estas se refiere a la presión reducida de circulación (PR), pre-registrada cuando se presentan las mismas condiciones de profundidad de la berrena, gastos y densidad del flujo en el momento de brote. La segunda es igual al presión de cierre en TP estabilizada (PCTP); de lo anterior se tiene que:

PIC = PR + PCTP

Donde:

PIC = Presión inicial de circulación (kg/cm2)

PR = Presión reducida de circulación (kg/cm2)

PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm2)

279

Método alterno para conocer la PIC

Se emplea cuando se presentan las condiciones siguientes:

a) Cuándo se utiliza una bomba diferente a las del equipo (unidad de alta presión).

b) Cuándo la profundidad de la barrena o de la tuberías sea diferente a la profundidad donde se registró la PR.

c) Cuándo las condiciones de fluido de perforación haya sufrido un cambio sustancial.

d) Cuándo se requiera circular a un gasto diferente a QR.

e) Para verificar el valor pre-registrado de PR.

f) Cuándo no se haya determinado de antemano la PR.

Pasos para conocer la presión inicial:

1. Bombear lento, abriendo simultáneamente el estrangulador y manteniendo la presión en el espacio anular igual a la PCTR hasta alcanzar el gasto reducido de circulación.

2. Una vez alcanzado el gasto y ajustando el estrangulador para mantener PCTR, permita que bajo estas condiciones la presión en TP se estabilice.

La presión de TP estabilizada será igual a la presión por fricción a las condiciones de gasto, densidad de lodo y profundidad de la barrena en ese momento.

PR = PIC - PCTP

Lo cual equivale a conocer las caídas de presión por fricción a las condiciones de gasto, densidad de lodo y profundidad de la barrena en ese momento.

70.4 PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN (PFC)

Cuando se utiliza lodo con una densidad diferente a la original para controlar un brote ( lodo con densidad de control) y éste se bombea a través de la sarta, se genera una mayor columna hidrostática por lo que se necesitará menor presión en la superficie para controlar la presión de formación. Por otro lado, al tener un lodo más pesado las pérdidas de presión por fricción serán mayores, y será necesario una mayor presión en la bomba. Al parecer, estas dos condiciones se contraponen, para solucionar este problema se tiene que determinar la presión necesaria para circular el lodo cuando este ha llegado a la barrena o al extremo de la tubería, ya que la presión hidrostática que habría generado la columna de lodo será la suficiente para equilibrar la presión de formación (si la densidad de control es la correcta)

Esta presión es sólo necesaria para circular el lodo con densidad de control de la barrena a la superficie (a un gasto constante); se le llama presión final de circulación (PFC) y se calcula con la siguiente relación:

PFC = PR x Dc Do

Dónde:

280

PFC = Presión final de circulación (kg/cm2)

PR = Presión reducida de circulación (kg/cm2)

DC = Densidad de control del lodo (gr/cm3)

Do = Densidad original del lodo(gr/cm3)

INFORMACIÓN ANTICIPADA EN EL POZO

Máxima presión permitida en superficie

Medidas de las líneas del diverter

Pruebas de formación

Máxima densidad permitida por prueba de goteo

Factor de tolerancia al brote

Máxima presión en superficie por presión del brote

Máxima volumen del brote para igualar a la máxima presión permitida en TR

Ajuste de la máxima presión permitida al cierre en TR para un incremento en la densidad del lodo

281

MODULO VIII

CARACTERÍSTICAS Y COMPORTAMIENTO DEL GAS

INDICE

1 CARACTERÍSTICAS DEL GAS .......................................................................................................................... 282

2 TIPOS DE GAS ........................................................................................................................................................ 282

3 DENSIDAD DEL GAS ............................................................................................................................................ 283

4 MIGRACIÓN DEL GAS .......................................................................................................................................... 283

5 MIGRACIÓN DE GAS SIN EXPANSION......................................................................................................... 283

6 COMPORTAMIENTO Y SOLUBILIDAD DEL GAS ..................................................................................... 289

282

71 CARACTERÍSTICAS DEL GAS

Un brote es sencillamente el desplazamiento de un flujo hacia el exterior del agujero en la superficie, causado por una entrada no deseada de fluidos de la formación al pozo.

Si un brote no se le identifica como tal y se le permite aumentar, descargará flujo hacia algún lugar y si descarga fluido de una zona a otra formación se estará produciendo un descontrol subterráneo.

Conforme avance en el estudio de cada módulo, deberá comprenderse el comportamiento y los efectos de los brotes y aplicar los conocimientos con el fin de evitar que se conviertan en descontroles.

Los brotes de gas y líquidos (aceite y agua salada) se comportan de una manera diferente a la salida del pozo. Bajo determinadas circunstancias, deberá permitirse la expansión de los brotes con gas a medida que asciendan, de tal forma que la mayor parte de la expansión se presente cerca de la superficie.

El gas migra y refleja su presión en superficie. Por lo tanto deberán controlarse las presiones al cierre del pozo y cuando éste se haya cerrado, se utilizarán procedimientos de descarga (purga), para permitir la expansión del gas, al menos hasta que sea tomada la decisión de como controlar el pozo. En caso de NO poder cerrarlo completamente debido a tener su máxima presión permisible muy reducida, se aplicará uno de los métodos descritos en este manual.

72 TIPOS DE GAS

Es de mucha utilidad conocer si el fluido invasor es gas o líquido (aceite o agua salada). Esto puede obtenerse calculando su densidad.

Para determinar el tipo de fluido que entró en el pozo, deberá medirse con precisión el aumento de volumen en las presas y registrarse la cantidad en metros cúbicos o barriles, (m³ ó bl).

Si usted comprende la diferencia entre brotes de gas y de líquidos, le permitirá resolver de diferentes maneras los problemas que se le presenten. Habiendo calculado la densidad del fluido invasor conocerá qué tipo de fluido entró al pozo. A pesar de presentarse brotes de aceite y de agua salada, en los dos casos puede haber presencia de gas, por lo que todos los brotes deberán considerarse gaseosos, mientras los hechos no demuestren lo contrario.

Los brotes de líquidos ya sean de agua salada o aceite, no se comprimen ni se expanden, por lo que al circularlos al exterior del pozo, la presión en la TR no aumentará. Al compararse con los gaseosos, podrá entenderse que los líquidos no migran y si no hay migración las presiones no aumentan, como en un brote de gas.

El agua salada y el aceite son fluidos incompresibles. Durante su control no se presenta una expansión apreciable a medida que se reduce la presión ejercida sobre ellos. Por esta propiedad,

283

la velocidad de bombeo y el flujo de retorno serán esencialmente iguales a medida que se circule el brote a la superficie y sean desalojados del pozo.

Con métodos de control de presión de fondo constante, la presión en el espacio anular solo cambiará si hay variaciones en el estado mecánico del pozo. Podrá variar la presión en la TR debido a los ajustes del estrangulador conforme el lodo de control reemplace el lodo original y al fluido invasor. Estos cambios no serán tan pronunciados como los brotes de gas.

Los brotes de agua salada traen incorporado algo de gas disuelto y causarán que las presiones en la superficie sigan el mismo patrón, pero a menor medida que los brotes gaseosos. Por lo tanto, todo brote deberá tratarse como una invasión gaseosa.

73 DENSIDAD DEL GAS

Cuando se determina por cálculo la densidad del fluido invasor y el resultado es de 0.240 a 0.6 gr/cm3 el fluido que penetró es gas, si el resultado de la operación está entre 0.6 – 0.87 el brote es considerado como de aceite y si está entre 0.87 – 1.15 gr/cm3 el fluido invasor es mezcla de agua-aceite.

Un brote de gas es el más peligroso debido al exceso de presión que deben soportar la TR y la formación expuesta. Debe considerarse la migración del gas a través del fluido circulante y por lo tanto se debe aplicar un método de control que permita expulsar al gas del pozo, controlando su presión.

74 MIGRACIÓN DEL GAS

Al intervenir un pozo en zona gasífera, siempre se recomienda vigilar el comportamiento de las presiones de cierre del pozo, ya que su tendencia será la de aumentar la presión a medida que el gas asciende. La migración del gas si se permite a pozo cerrado puede aumentar a tal grado que llegará a romper la formación, zapata o tubería de revestimiento, generando un daño a la formación o reventón subterráneo.

Lo recomendable en esta situación será la de evacuar al brote de gas aplicando algún método que nos permita mantener la presión constante en él, tanto del pozo para evitar otra entrada de gas y posteriormente controlarlo con densidad de control total.

75 MIGRACIÓN DE GAS SIN EXPANSION

Si tenemos un pozo y se detecta la entrada de un fluido invasor y efectuando el procedimiento de cierre cuantificamos el volumen; y si circulamos la burbuja hacia la superficie manteniendo constante el volumen en las presas, no permitiendo la expansión de la burbuja hacia la superficie, manteniendo su volumen original, la presión sería la misma a condiciones de fondo, en cualquier punto de su trayectoria a la superficie. Si esta presión le sumamos la presión

284

hidrostática de la columna de lodo que va quedando debajo de la burbuja, la presión de fondo se estará incrementando a medida que la burbuja asciende.

EJEMPLO:

Teniendo un pozo de 3,048 m (10,000 pies), Densidad de lodo de 1.20 gr/cm³ (10 lb/gal), y un volumen de fluido invasor de 159 lt (1 bl) en el fondo, calcularíamos que la burbuja en el momento que entra al pozo tiene la presión de fondo 365.76 kg/cm². A medida que la burbuja asciende y mientras no se expanda conservará la misma presión, quedando debajo de ella una columna hidrostática de lodo. Si la burbuja ya migró a la mitad de la trayectoria como por ejemplo 1,524 m, tendríamos la presión de la burbuja de 365.76 kg/cm² más la presión hidrostática en ese punto que equivale a 182.88 kg/cm². Nos daría como resultado la presión de fondo de 548.64 kg/cm².

Cuando la burbuja recorra nuevamente la mitad de su recorrido 762 m. La columna hidrostática debajo de la burbuja hacia el fondo sería de 274.32 kg/cm² más la presión de la burbuja de 365.76 kg/cm², nos daría como resultado de 640 kg/cm². Y cuando la burbuja llegue a superficie la presión de fondo sería de 731.5 kg/cm².

285

FIG. 1 MIGRACION DE GAS SIN EXPANSION

El resultado de la migración del gas (sin expansión) provocará seguramente el fracturamiento de la formación expuesta o daño en las conexiones superficiales por presión excesiva.

75.1 MIGRACIÓN DE GAS CON EXPANSION

El permitir la expansión sin control, es circularlo sin mantener una contrapresión al fondo o zona aportadora del fluido invasor.

En la relación entre presión y volumen, el científico británico Roberto Boyle, difundió los resultados conocidas como “LEY DE BOYLE”; y consideró que a temperatura constante, el volumen varía inversamente proporcional a la presión que se somete. Por ejemplo, si una burbuja de gas se somete al doble de su presión original, el volumen se reducirá a la mitad y si se libera la presión a la mitad de la original, el volumen aumentará al doble.

Considerando la P1 (Presión de formación) y V1 (Volumen original ganado en presas), al determinar la P2 sería a la profundidad donde deseamos conocer el nuevo volumen de la burbuja V2.

Considerando un volumen inicial de fluido invasor de 159 lt (1 bl), profundidad del pozo de 3,048 m (10,000 pies) y densidad de lodo de 1.20 gr/cm³ (10 lb/gal). Tendríamos una presión inicial de la burbuja de 365.76 kg/cm² en el momento de que entra la burbuja al pozo.

Aplicando la ecuación de la Ley de Boyle: P1 x V1 = P2 x V2. Calcular la expansión del gas a las siguientes profundidades:

2286 m

286

1524 m

718 m

Superficie 0 m

FIG. 2.- EXPANSION DESCONTROLADA DEL GAS

SOLUCIONES:

Si tenemos como presión de formación (P1) = 365.68 kg/cm² y un volumen original (V1) = 159 lt, sustituyendo valores se obtendrá:

Expansión a 2,286 m

P2 = (2,286 m x 1.20 gr/cm³) ÷ 10 = 274.32 kg/cm²

Despejando V2 = ?

V2 = ( P1 x V1) ÷ P2 = ( 365.68 kg/cm² x 159 lt ) ÷ 274.32 kg/cm² = 212 lt

Expansión del gas a 2,286 m = 212 lt

Expansión a 1,524 m

P2 = ( 1,524 m x 1.20 gr/cm³ ) ÷ 10 = 182.88 kg/cm²

Despejando V2 = ?

V2 = ( P1 x V1 ) ÷ P2 = (365.68 kg/cm² x 159 lt ) ÷ 182.88 kg/cm² = 318 lt

Expansión del gas a 1524 m = 318 lt

Expansión a 762 m

287

• P2 = (762 m x 1.20 gr/cm³ ) ÷ 10 = 91.44 kg/cm².

Despejando V2 = ?

V2 = ( P1 x V2 ) ÷ P2 = (365.68 kg/cm² x 159 lt ) ÷ 91.44 kg/cm² = 636 lt

Expansión del gas a 762 m = 636 lt

Expansión en superficie

• La expansión en superficie sería considerando la presión atmosférica que es igual a 1.033 kg/cm² como P2.

Despejando V2 = ?

V2 = ( P1 x V1 ) ÷ P2 = (365.68 kg/cm² x 159 lt) ÷ 1.033 kg/cm² = 56,298 lt

Expansión del gas en superficie = 56,298 lt

El último volumen calculado dependiendo de la geometría del pozo podría ser la capacidad del mismo, lo que nos indica que a falta de un volumen suficiente para formar una columna hidrostática, que contrarreste la presión de formación, permitirá la entrada de más fluido invasor al pozo.

75.2 MIGRACION DE GAS CON EXPANSION CONTROLADA

Cuando se circula un brote de gas al exterior del pozo con expansión controlada, debe permitirse que se expanda de manera que mantenga una presión de fondo del pozo igual o un poco mayor de la presión de formación. Debe permitirse el aumento de volumen en las presas de lodo, aplicando algunos de los métodos normales para controlar un pozo (del perforador, densificar y esperar, concurrente, etc.).

Para cumplir esto, el operador del estrangulador mantiene una “contrapresión suficiente”, para que se expanda el gas de tal manera que la contrapresión más la presión del brote, más la presión hidrostática de todos los fluidos que hay en el pozo, igualen a la presión de formación.

Los procedimientos citados en otro módulo para controlar un pozo, permiten la expansión controlada del gas, mientras es circulado el brote para expulsarlo a la superficie.

Constantemente se deben vigilar las presiones de cierre, éstas pueden aumentar a medida que el gas asciende a través del fluido del pozo, al encontrarse cerrado. Las presiones de la TP y TR deben mantenerse dentro de los parámetros establecidos, mediante el sangrado (purga) de pequeñas cantidades de fluidos, por medio del estrangulador. Esto permite una expansión controlada.

Hay que tener en cuenta que si se desea mantener constante la presión en la TR, deberá purgarse un cierto volumen de fluido del pozo; este volumen será medido cuidadosamente, dado que este fluido estaba contribuyendo a la presión hidrostática, debiendo permitirse un incremento a la presión en la TR para compensar esta pérdida.

288

FIG. 3 EXPANSION CONTROLADA DEL GAS

289

76 COMPORTAMIENTO Y SOLUBILIDAD DEL GAS

Resulta bastante complejo tratar el comportamiento y la solubilidad de diferentes gases en fluidos. Para comprender los aspectos específicos de la solubilidad y el comportamiento de un brote de gas, se necesitan tomar en cuenta varios factores, tales como el tipo de fluidos, temperatura, el pH, tipos de gases y presiones encontradas, así como el tiempo durante el cual un volumen de fluido queda expuesto a un volumen de gas.

Sin embargo si el análisis se limita a tipos generales de fluidos (base agua, base aceite, incluso aceite sintético) y un gas en común (H2S, CO2, metano etc.), se pueden establecer parámetros generales.

1. Si se ejerce suficiente presión, se puede comprimir el gas hasta licuarlo. Si ocurre un brote de gas líquido, el fluido del brote migrará muy lentamente, si es que lo hace no se expandirá en forma apreciable hasta que se le circule a un punto en que el gas deje de ser líquido.

2. Una vez que se libera de la fase líquida, pasando a fase gaseosa, la burbuja de gas se expandirá rápidamente hasta alcanzar el volumen que corresponda.

3. En general, tanto en fluidos base agua, como los de base aceite, la solubilidad aumenta, si la presión se mantiene constante y se incrementa la temperatura y más aún si la temperatura se mantiene constante y se incrementa la presión.

4. La alcalinidad afecta la solubilidad en los fluidos de base agua. Los gases corrosivos (sulfuro de hidrógeno y bióxido de carbono) son más solubles en fluidos de mayor pH.

5. El Metano y el H2S son mucho más solubles en soluciones de base aceite que en fluidos de base agua.

6. Los cambios en las condiciones (presión), pueden hacer que el gas se desprenda de la solución repentinamente, lo cual resultará en una expansión inesperada que puede provocar la expulsión del fluido desde ese punto hacia arriba.

MIGRACIÓN DEL GAS

Consideraciones:

Se expande rápidamente cuando la burbuja esta cerca de la superficie, causando un incremento en el volumen de las presas.

Causa posible problemas de congelamiento por la rápida expansión del gas después del paso por e estrangulador.

Requiere del uso de un separador gas-lodo y líneas al quemado para remover al gas del sistema.

Tiene gran potencial de riesgo por fuego.

Causan incrementos de presión de cierre en TR para los mismos brotes de aceite o agua.

Causas asentamiento de barita por sacarla de un sistema de lodo base aceite.

290

Se disuelve en la fase aceite de un sistema de lodo base aceite, causando pequeños incrementos en presas e incrementos de flujo.

291

COMPORTAMIENTO DEL GAS:

Su expresión es: Presión = Fuerza / Área.

Su manifestación es en todas direcciones.

Porque la burbuja de gas se manifiesta en todas direcciones es la razón por la que incrementa la presión en el fondo del agujero y con presión en la superficie.

Tiene capacidad de migrar por su relativa baja densidad (0.24 gr/cm3) hacia la superficie.

La relación entre presión y volumen a relativa misma temperatura es P1 V1 = P2 V2

Cuando el brote de gas entra al pozo su volumen es igual al recibido como incremento en las presas.

Presión de Formación = Pres. Hrost. TP + Presión den. TP

Presión de Formación = Pres. Hrost. TR + Presión den. TR

Si no se permite la expansión de la burbuja de gas migrara con su totalidad de presión, como cuando entro al pozo.

Al migrar incrementará el mismo valor de presión en TP y TR (manómetros)

La variación de presión es igual al espacio recorrido de ascenso de columna hidrostática.

Incremento de presión = Densidad del lodo x ASC 10

Dens. Lodo, gr/cm3

ASC, m. por lo tanto

Ascenso = Incremento de presión x 10

Densidad de lodo

Esta ecuación es muy útil en el campo puesto que indicará donde en el espacio anular estará la burbuja y mas importante como cerrarlo para evitar fractura.

Las nuevas presiones por el cierre del pozo sin permitir expansión serán;

Generalmente estas presiones en superficies no pueden ser toleradas porque se transmiten dentro del pozo y causan serios problemas. Esta presión se controla mediante la purga de reducidos volúmenes de lodo (arriba de la burbuja) a fin de decrecer la presión sobre la burbuja, permitiéndole su expansión, resultados por lo tanto un decremento de su presión interna. Al bajar su presión interna se reduce la presión en la superficie y en el fondo.

Purga a un limite que nos permita usar un factor de seguridad (50 PSI). Nueva presión de la burbuja (después de la expansión) = PF – inc de presión en superficie.

P1 = Presión de formación kg/cm2

V1 = Vol. de brote (gas), m3

292

P2 = Presión de la burbuja expandida, kg/cm2

V2 = Nuevo, volumen de la burbuja / expandida), m3

Volumen a purgar = V2 – V1

Vol. de lodo a purga = (PF x Vol. Ganado) / (PF – Incr. de presión en sup.) – Vol. Ganado

Velocidad de ascenso = Ascenso (m) Tiempo (min)

Dens. de fluido invasor = Do – 10(PCTR-PCTP)

Lb

Do – Densidad original del lodo, gr/cm3

PCTR – Presión de cierre en TR, kg/cm2

PCTP – Presión de cierre en TP, kg/cm2

Lb – Longitud del brote (altura), m

MEDICIÓN DE LA TEMPERATURA

CONVERSIÓN DE GRADOS FAHRENHEIT A GRADOS CENTÍGRADOS

OC = 5 (OF – 32) 9

CONVERSIÓN DE GRADOS CENTRIGRADOS GRADOS FAHERENHEIT

OF = 9 (OC + 32) 5

CONVERSIÓN DE GRADOS CENTRIGRADOS GRADOS KELVIN

OK = OC + 273

293

CONVERSIÓN DE GRADOS FAHERENHEIT GRADOS RANKINE

OR = OF + 460

MODULO IX

METODO DE CONTROL DE POZOS CON PRESION DE FONDO CONSTANTE

INDICE

1 OBJETIVOS DE LOS METODOS DE CONTROL DE POZOS................................................................ 294

2 PRINCIPIO DE LOS METODOS DE CONTROL CON PRESION DE FONDO CONSTANTE ...... 297

3 DESCRIPCION DE LOS METODOS ................................................................................................................. 298

4 HOJA DE CONTROL DE BROTES ................................................................................................................... 308

5 PROCEDIMIENTOS DE CONTROL DE POZOS ............................................................................................316

6 OTROS METODOS DE CONTROL DE POZOS .......................................................................................... 320

7 RAZONES ESPECIFICAS PARA SELECCIONAR UN METODO DE CONTROL ............................. 334

8 METODOS INADECUADOS PARA CONTROLAR UN POZO ................................................................ 336

9 CONCEPTO DE BARRERAS ................................................................................................................................ 341

294

77 OBJETIVOS DE LOS METODOS DE CONTROL DE POZOS

Los principales métodos de control de pozos que mantienen una presión constante en el fondo del pozo son:

El método del Perforador

El método del Espere y Densifique

El método Concurrente.

Estos métodos tienen como objetivo aplicar una presión constante en el fondo del pozo, para desalojar el brote, hasta que se obtiene el control total sobre el mismo.

Cada método de control del pozo tienen sus propias ventajas y desventajas por lo que se recomienda identificarlas, a fin de aplicar el método adecuado cuando se presente un brote en el pozo.

Al aplicar un método de control del pozo se requiere contar con la información siguiente:

Registro previo de información

Gasto de bombeo y presión reducidas

Registro de las presiones de cierre del pozo

Densidad del fluido para obtener el control del pozo

Presiones de circulación al controlar al pozo

Registro del comportamiento de la presión y volúmenes.

A. REGISTRO PREVIO DE INFORMACION

Esta información está referida a tener disponible y de inmediato:

Capacidad de desplazamiento de la bomba.

Máxima presión de la bomba.

Presión del conjunto de preventores.

Volumen de las presas.

Volumen correspondiente a las conexiones superficiales.

Densidad del lodo actual.

Densidad del lodo para obtener el control del pozo.

Presión máxima permisible en el espacio anular.

Densidad equivalente a la prueba de goteo.

Profundidad de la zapata.

Geometría de la sarta.

295

Geometría del pozo.

Profundidad de la zona de brote.

La anterior información será requerida para formular el plan de control del pozo (RECUERDE QUE EL TIEMPO ES FUNDAMENTAL, EN VIRTUD DE QUE EN ESTE LAPSO, SON SUSPENDIDAS LAS OPERACIONES)

Estos datos deben ser los más precisos posibles.

B. GASTOS DE BOMBEO Y PRESION REDUCIDOS

Este dato importante estará registrado en la bitácora y ahora se emplea y está referido a la presión y gasto al circular a 1/3 ó ½ del régimen normal.

C. REGISTRO DE PRESIONES DE CIERRE DEL POZO

Después de haber cerrado el pozo se proceda a obtener las presiones estabilizadas de TP y TR; la primera nos permitirá obtener la densidad de control y la presión para iniciar la circulación del mismo y se hará a través de manómetros confiables y la presión en la TR nos permitirá de manera rápida conocer qué tipo de fluido entró al pozo; salvo si ya es un área conocida.

D. DENSIDAD DEL FLUIDO PARA CONTROLAR EL POZO

Obtenida la presión estabilizada en TP podremos calcular la densidad del lodo para lograr el control del pozo. Este dato nos permitirá seleccionar el método más adecuado.

E. PRESIONES DE CIRCULACION AL CONTROLAR EL POZO

Para determinar con propiedad si estamos o no controlando la presión de la formación, tomaremos los datos de la presión reducida de circulación (PRC) correcta y la presión de cierre estabilizada de la TP (PCTP). Se suman y representan la presión con la que iniciamos la circulación de control del pozo. La presión final será con la que llenamos la sarta y hasta que la nueva densidad llegue a la superficie.

Estas presiones serán corregidas por incremento en densidad si se aplican.

F. REGISTRO DEL COMPORTAMIENTO DE LA PRESION-VOLUMEN

Durante la fase de llenado de la TP y desplazamiento del lodo en el espacio anular se deberá llevar un registro de comportamiento de la presión y de los volúmenes bombeados durante el control del pozo, ya que nos permitirá llevar de la mano el control de la presión de la formación; haciendo las adecuaciones mediante el estrangulador.

El Método de Control de Pozos del Perforador tiene como objetivos:

296

Presentándose el brote y haciendo uso de la información previa se evacua al brote utilizando la densidad con la que se presentó la manifestación.

De inmediato no requiere densificar el lodo.

Utilizado en pozos con formación gasíferas.

Método sencillo de aplicación.

Complica el control del pozo ya que requerirá otra circulación con la densidad de control del pozo.

Desalojado el brote, el pozo puede esperar para llevar a cabo la segunda fase de control del pozo.

El método de control del pozo, Espere y Densifique tiene como objetivos:

Controlar al pozo en una circulación, siempre y cuando el pozo permita aplicar este método

Lleva de la mano al operador del pozo durante el evento del control

El proceso de control es rápido y más seguro

Se puede manejar la calidad del control con más precisión.

El método de control de pozos concurrente tiene como objetivos:

Al aplicar este método de control significa densificar el fluido mientras se circula.

Representa un método complejo de control, ya que maneja diferentes densidades de lodos durante el control del pozo.

Dificulta establecer el control de la presión en el fondo del agujero.

297

78 PRINCIPIO DE LOS METODOS DE CONTROL CON PRESION DE FONDO CONSTANTE

Al presentarse un brote en el pozo, la tripulación lo identifica y procede de inmediato a cerrar el pozo. Se detiene la entrada de los fluidos y en el fondo del agujero frente a la formación se equilibran nuevamente las presiones. La presión en la superficie más la columna hidrostática será el valor de la presión en el fondo del agujero. Esta presión es la que se debe atender con mucho cuidado al controlar el pozo, a fin de evitar un nuevo brote o perder el fluido. Si durante los siguientes eventos en condiciones dinámicas con fluido mantenemos bajo control esta presión en el fondo del agujero, no habrá un nuevo brote. Por eso estaremos aplicando una PRESION CONSTANTE EN EL FONDO DEL POZO. La calidad del control será la diferencial que se aplique durante los eventos de control frente a la zona de brote.

FIG. 1 PRESION CONSTANTE EN EL FONDO DEL POZO

DEC

PF

Bna

CD

298

79 DESCRIPCION DE LOS METODOS

79.1 METODO DEL PERFORADOR

Se basa en el principio básico de control, requiere de un ciclo de circulación completo para que los fluidos invasores circulen fuera del espacio anular, utilizando el lodo con densidad original a un gasto y presión constante y un estrangulador ajustable.

El Método del PERFORADOR se usa ampliamente por su relativa de aplicación, ya que al detectar la presencia de un brote se toman medidas inmediatas para desalojarlo, tomando en cuenta las restricciones que se indican en la hoja de control de brotes.

79.1.1 SECUENCIA

Primera circulación. (Con densidad original)

1. Registre presiones estabilizadas en TP y TR.

2. Lentamente inicie el bombeo y abra el estrangulador para alcanzar el régimen reducido (EPM) y la presión que se observó al cierre en T.R.

3. Obtenido lo anterior registre la presión en la TP.

4. Mantenga ésta presión en la T.P. constante, manipulando el estrangulador hasta evacuar el brote. Si el pozo lo permite maneje un margen de seguridad de 0 – 100 lb/pg².

5. Después de evacuar el brote, simultáneamente cierre le pozo y pare el bombeo. El pozo deberá quedar con presiones iguales en T.P. y T.R. Estas presiones también deberán ser iguales como mínimo a la registrada al cierre estabilizada de T.P. Ahora el pozo está bajo control pero no muerto.

Segunda circulación (Con densidad de control)

1. Las presiones en T.P. y T.R. deberán ser iguales.

2. Lentamente inicie el bombeo y abra el estrangulador para alcanzar el régimen reducido (EPM) y la presión observada en T.R. Mantenga esta situación hasta que el lodo de control llegue a la barrena, operando el estrangulador.

3. Al llegar el lodo de control a la barrena se registre la presión observada en la T.P., ahora ésta presión es la que se debe mantener hasta que el lodo de control llegue a la superficie.

4. Pare la bomba y verifique el flujo.

5. Si no hay flujo Usted ha controlado totalmente el pozo.

RECOMENDACIÓN: Una vez seleccionado el régimen reducido no cambiarlo.

299

Nota. La segunda circulación con densidad de control puede realizarse, aplicando el Método de Esperar y Densificar.

La decisión de abrir el estrangulador para abatir esta presión complicaría el problema, ya que se permitiría la introducción de otra burbuja. Debe entenderse que el incremento en la presión del espacio anular, sirve para compensar la disminución de la presión hidrostática en el mismo, resultante de tener una menor columna de lodo contaminada con gas.

De no permitir la expansión de la burbuja, la misma llegaría a la superficie con la presión del yacimiento, ver gráfica.

FIG. 2 MIGRACION DEL 1 lb DEL GAS SIN PERMITIR EXPANSION

Lo anterior no es favorable, ya que lo más importante es que las conexiones superficiales de control o la tubería de revestimiento no soporten dicha presión, ocasionando un problema de graves consecuencias o que, en el mejor de los casos, se produzca pérdida de circulación.

Si la expansión de la burbuja se ha controlado, la máxima presión a registrar en el espacio anular será cuando la misma llegue a la superficie.

300

FIG. 3 MIGRACION DE 1 lb DEL GAS CON EXPANSION CONTROLADA

Básicamente el método del perforador consiste en:

1. Circular el brote con fluido de densidad original, manteniendo constante la presión inicial de circulación calculada y el gasto de control de la bomba durante el número de emboladas o tiempo necesario para que el fluido salga del pozo.

2. Cerrar el pozo y densificar fluido.

3. Circular con lodo de densidad de control hasta desalojar el fluido de densidad original.

La ventaja de este método es el de circular el brote con suficiente rapidez evitando los efectos de la migración del gas.

RECOMENDACIÓN:

Cierre ligeramente el estrangulador al momento que se desaloje la burbuja del pozo, la cual sufre una expansión súbita al no tener la carga hidrostática de un fluido más pesado arriba de ella. Por esto, una descompensación en la presión de fondo provocada por la expansión de la burbuja, podría permitir la introducción de otra durante el desalojo de la primera, observándose disminución en la presión del espacio anular, hasta un valor similar a la presión de cierre en la tubería de perforación ( PCTP), que será la presión con que excede el yacimiento a la hidrostática de la columna del lodo.

Cuándo la burbuja ha sido eliminada y salga lodo en condiciones favorables ( densidad, viscosidad, etc.) al suspender el bombeo las presiones en la tuberías de perforación y de revestimiento deben ser iguales a la PCTP original, ya que, en el espacio anular y en la tubería de perforación habrá lodo con la misma densidad a la existente en la tubería de perforación al ocurrir el brote y cerrar el pozo.

Este será el momento para hacer los preparativos y cálculos necesarios y poder llevar a cabo la segunda etapa del control, con el Método de Esperar y Densificar cualquier otro, sin riesgo de que las presiones se incrementen.

301

SECUENCIA DEL METODO DEL PERFORADOR EN DIAGRAMAS DE TUBO EN “U”

Un brote de gas está presente

FIGURA 4A La presión de la formación supera a la presión hidrostática del fluido, de perforación y se cierra el pozo; se registran presiones en ambas ramas. Un brote está presente.

FIGURA 4B Con la presión inicial de circulación calculada y con la misma densidad de fluido; se procede a circular el brote, observamos que la presión en la TR va aumentando a medida que

el gas va hacia la superficie, durante este ciclo debe mantener la PIC constante para evitar mayor entrada de fluidos de la formación.

302

FIGURA 4C El gas ha alcanzado la superficie, se registrara la máxima presión en la TR, hay que seguir manteniendo constante la presión inicial de circulación (PIC).

FIGURA 4D Una vez que ha salido el gas, se cierra el pozo y se verifican presiones, si la operación fue normal, las presiones en las dos ramas deberán ser iguales. Esto confirma que no

hay gas en el agujero.

303

FIGURA 4E Se establece la circulación con lodo de densidad de control y cuando el lodo de control esté en la barrena se tendrá en la TP el valor de la presión final de circulación (PFC).

FIGURA 4F Si se tiene duda en lo que se hace, el pozo se cierra y se verifican presiones, observamos que la densidad calculada fue la correcta, en el espacio anular todavía hay presión, ya

que se tiene lodo de densidad original.

304

FIGURA 4G A medida que el lodo de densidad de control viaja por el espacio anular, la presión en la TR va disminuyendo. Durante este proceso se debe mantener constante en TP el valor de la

presión final de circulación.

FIGURA 4H Una vez que el lodo de control alcanza la superficie, las presiones en ambas ramas deberán ser 0 (cero).

305

79.2 METODO DE DENSIFICAR Y ESPERAR

Este método (también llamado del Ingeniero) implica que estando el pozo cerrado se tenga que esperar mientras se prepara lodo con la densidad adecuada y equilibrar la presión hidrostática con la presión de la formación, así como recabar los datos necesarios y efectuar los cálculos para llevar a cabo el control del pozo.

79.2.1 SECUENCIA

1. Abra el estrangulador y simultáneamente inicie el bombeo del lodo con densidad de control a un gasto reducido (QR).

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

3. Mantenga la presión en el espacio anular constante, con ayuda del estrangulador, hasta que la densidad de control llegue a la barrena.

4. Cuando el lodo de control llegue a la barrena, lea y registre la presión en la tubería de perforación.

5. Mantenga constante el valor de presión en la tubería de perforación, auxiliándose del estrangulador; si la presión se incrementa, abra el estrangulador; si disminuye, ciérrelo.

6. Continúe circulando manteniendo la presión en la tubería de perforación constante, hasta que el lodo con densidad de control llegue a la superficie.

7. Suspenda el bombeo y cierre el pozo.

8. Lea y registre las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento.

9. Si las presiones son iguales a cero, el pozo estará bajo control. Si las presiones son iguales entre sí, pero mayores a cero, la densidad del lodo bombeado no fue la suficiente para controlar el pozo, por lo que se deberá repetir el procedimiento con base en las presiones registradas. Si la presión en tubería de perforación es igual a cero, pero en tubería de revestimiento se registra alguna presión, será indicativo que no se ha desplazado totalmente el espacio anular con densidad de control (o que hubo ingreso adicional de fluidos de la formación al pozo).

79.2.2 DESCRIPCION DE LOS EVENTOS

Una vez que el lodo esté preparado con la densidad de control y se comience a bombear a un gasto reducido de circulación, la presión que se registre en la tubería de perforación, sólo al momento de igualarla en el espacio anular con la presión de cierre en tubería de revestimiento ( PCTR), será similar a la inicial de circulación (PIC).

Al bombear lodo con la densidad de control a través de la sarta de perforación, se observará disminución paulatina en la presión de la tubería de perforación, hasta un valor llamado presión

306

final de circulación (PFC), que será cuando la densidad de control llegue a la barrena. Entonces se observará que el abatimiento de presión en tubería de perforación será similar al calculado en la cédula de bombeo.

Una vez que el lodo de control ha llegado a la barrena, la PFC deberá mantenerse constantemente durante el viaje del lodo, con densidad de control a la superficie (ajustando el estrangulador).

Cuando salga el lodo con densidad de control a la superficie, la presión en el espacio anular deberá ser cero. Para observar si no hay flujo, se deberá suspender el bombeo; si no lo hay, el pozo estará bajo control.

Cuándo se haga presente el efecto de la expansión del gas cerca de la superficie, la declinación en la presión de la tubería de revestimiento cesará y empezará a incrementarse hasta alcanzar su máxima presión, la cual ocurrirá cuando la burbuja de gas llegue a la superficie. Durante la salida de la burbuja, se observará disminución en la presión de la tubería de revestimiento, originada por la súbita expansión de la misma.

Se recomienda cerrar ligeramente el estrangulador, ya que de esta forma no se permite la disminución excesiva de presión en el espacio anular, puesto que se tendría un volumen equivalente a la capacidad de la tubería de perforación con densidad original.

A medida que se circula el lodo con densidad de control, la presión en la tubería de revestimiento continuará disminuyendo con menor rapidez hasta llegar casi a cero (cuando el lodo con densidad de control salga a la superficie), donde el estrangulador deberá estar totalmente abierto y esta presión sólo será igual a las pérdidas por fricción en las líneas y el múltiple estrangulación.

Si al haber circulado completamente el lodo de control y suspendido el bombeo, las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento no son iguales a cero, se deberá a alguna de las razones siguientes:

a) La densidad de control no es la suficiente para controlar el pozo.

b) Se tendrá un brote adicional en el espacio anular, causado por permitir que la presión disminuyera al estar circulando el brote.

Para comprobar que esta presión no es producida por fluidos entrampados cerca de la superficie, se deberá purgar el pozo con una pequeña cantidad de flujo que no exceda de medio barril; si con este purgado no se observa una disminución de presión, se deberá aumentar la densidad del lodo, para lo cual se debe tomar en cuenta las nuevas presiones de cierre registradas en las tuberías de perforación y de revestimiento, circulando el brote en la forma ya indicada.

307

79.3 METODO CONCURRENTE

Cuando se utiliza este método para controlar un brote, se inicia el brote con la Presión Inicial de circulación y se empieza adicionar barita al sistema de lodos hasta alcanzar el peso de control. Lo anterior significa aumentar la densidad al fluido mientras se circula.

El método aplica un incremento gradual en el peso del lodo hasta que el brote es desalojado a la superficie, por lo cual requerirá varias circulaciones hasta completar el control del pozo.

79.4 SECUENCIA

1. Registre las presiones de cierre en la tubería y en el espacio anular (PCTP y PCTR).

2. Iniciar el control a una PR de circulación y mantener la PIC constante, hasta totalizar las emboladas necesarias del interior de la sarta de perforación hasta la barrena.

3. El operador del estrangulador debe controlar y registrar las emboladas de la bomba y gráficar en una tabla la nueva densidad a medida que se va densificando.

4. Cuando llegue a la barrena, se determina circular un fluido más denso hasta el fondo del pozo; debiéndose registrar todas las variaciones de densidad del fluido para ajustar las presiones en las tuberías.

5. Al llegar hasta la barrena el lodo con densidad calculada, se tiene la PFC, por lo que se deberá mantener constante la presión hasta que el lodo densificado salga a la superficie.

79.5 DESCRIPCION DE LOS EVENTOS

6. Su premisa consiste en que puede utilizarse una vez registradas las presiones de cierre.

7. Además puede aplicarse al tener calculadas las máximas presiones permisibles en el espacio anular (TR); resistencia al fracturamiento de la formación y en las conexiones superficiales de control.

8. Hay un mínimo retraso de tiempo para iniciar la circulación.

9. Es el método preferido cuando el incremento a la densidad es elevado y requerido.

10. Las condiciones de viscosidad y gelatinosidad del lodo pueden controlarse.

11. Hay menor presión a la salida de la TR durante el control, en relación al Método del Perforador.

12. Puede fácilmente relacionarse con el Método de Densificar y Esperar.

13. El número de circulaciones requeridas será en función del aumento al peso del lodo, el volumen activo y las condiciones del fluido en el sistema; así como la capacidad de los accesorios y equipos de agitación y mezclado.

79.6 DESVENTAJAS QUE AFECTAN SU APLICACION

1. Los cálculos requeridos para mantener la presión de fondo constante son más complicados en relación a los métodos del Perforador y de Densificar y Esperar.

308

2. Se requiere mayor tiempo de circulación durante la etapa de control.

3. La presión de superficie en la TR y la densidad equivalente del lodo, desde la zapata son elevados en relación al método de Densificar y Esperar.

80 HOJA DE CONTROL DE BROTES

HOJA DE CONTROL DE BROTES

1. INFORMACION PREVIA

PRESION REDUCIDA DE CIRCULACION PRESION POR FRICCION GASTO REAL DE LA BOMBA

EN LINEA DE ESTRANGULAR

#1: @ #1: @

#2: @ #2: @

CAPACIDAD INTERIOR EN T.P.

TP

lb/pie

TP

lb/pie

HW

lb/pie

DC

D.I. pg

CAPACIDAD ANULAR lt Q Real lt/emb

Vol. entre TR y TP:

Vol. entre Ag. Y TPy TP

descubierto (m)

Vol. entre Ag. Y DCy DC

lt Q Real lt/emb

INFORMACION DE TR

Diam. TR pg, kg/m, , m @MD/TVD Prueba (gr/cm³)

(PM/PVV) Zapata DEL

2. LECTURAS PCTP kg/cm² PCTR kg/cm² INC. VOL. PRESAS lt

3. DENSIDAD DE CONTROL (DC)

( ) Densidad de Control (Dc)

Prof. Vert.(m)

4. PRESION INICIAL DE CIRCULACION

= kg/cm² X 14.22 = lb/pg²

5. PRESION FINAL DE CIRCULACION (PFC)

( ) kg/cm2 14.22 = lb/pg²

Dc (gr/cm³)

6. MAXIMA PRESION PERMISIBLE EN INTERIOR DE TR

( ) kg/cm2 14.22 = lb/pg²

Prof.zapata (m)

7. CEDULA DE CONTROL

10

EMB.

P.I.C. P.F.C.

EMB

PIC

Prueba Zapata (gr/cm³)

PIC

MAX. PRE. TRDo (gr/cm³)

X

Do gr/cm³)P. red circ. (kg/cm²)

-

XX ÷ =

=X ÷

Do (gr/cm³) =X ÷

PCT.P kg/cm2 Pres. red circ. (kg/cm²)+

kg/cm2 Epm

kg/cm2 Epm

PCTP+

100 % gal/Emb

EficienciaX

kg/cm2 Epm

kg/cm2 Epm

=Q Real(lt/emb)

Q Real(gal/emb)

TP (lt)

= X 3.785

X pg Cap. lt/m Long (m)

pg

=

D.E. pg Cap. lt/m Long (m) DC (lt)

pg Cap. lt/m Long (m)

÷ =

Emb. a la bna.

HW (lt)

X =

X =

(lt/m) Long TP Agujero (lt)

X =(lt/m) Prof. Zapata (m)

X =Long DC (m)

(lt)

X =

Emb. p/ desplazar

espacio anular

Profundidad

÷ =

GradoPeso

10

X =Cap. lt/m Long (m) TP (lt)

(lt)(lt/m)

309

EJEMPLO 1

En la figura se muestra el estado mecánico de un pozo con los datos siguientes:

DIAMETRO DE LA BARRENA 8 3/8 pg ( 3 TOBERAS DE 14/32 pg)

HERRAMIENTA DE 6 1/2 pg LONGITUD 185 m ( D.I. = 2.812 pg)

TP 5 pg HW LONGITUD 108 m ( D.I. = 3 pg)

TP 5 pg XH LONGITUD 5,262 m ( D.I.= 4.276 pg)

PROFUNDIDAD DEL POZO 5,555 m

PROF. ZAPATA DE TR 9 5/8 pg (CEMENTADA) 4,783 m (D.I. = 8.535 pg)

DENSIDAD DEL LODO 1.70 gr/cm³ (14.16 lb/gal)

PRESION REDUCIDA DE CIRCULACION (PRC) 84 kg/cm² a 28 EPM

PRESION DE CIERRE EN TP (PCTR) 18 kg/cm²

PRESION DE CIERRE EN TR (PCTR) 30 kg/cm²

INCREMENTO DE VOLUMEN EN PRESAS 20 bl = 3180 lt

Realizar lo conducente para circular el brote y restablecer el control del pozo. Las determinaciones deberán incluir:

Los cálculos básicos para el control de un brote

Los cálculos complementarios.

310

FIG. 5 ESTADO MECANICO DEL POZO

311

SOLUCIONES:

Cálculos básicos para el control de un brote.

Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta.

Factores de capacidad interior.

Factor de Cap. = 0.5067 ( DI)²

TP 5 pg XH = 0.5067 x (4.276)² = 9.26 lt/m

TP 5 pg HW = 0.5067 x (3)² = 4.56 lt/m

Herramienta de 6 1/2 pg = 0.5067 x (2.812)² = 4.00 lt/m

Volumen interior

Volumen interior de la tubería = Factor de cap. x Longitud de tubería

TP 5 pg XH = 9.26 lt/m x 5262 m = 48,726 lt

TP 5 pg HW = 4.56 lt/m x 108 m = 492 lt

Herramienta de 6 1/2 pg = 4 lt/m x 185 m = 740 lt

VOLUMEN TOTAL = 49,958 lt

CAPACIDAD DE LA BOMBA

G = 0.0386 x L x D²

G= 0.0386 x 12 x (6.5)² = 19.57 lt/emb al 100% eficiencia volumétrica

= 17.61 lt/emb al 90% de eficiencia volumétrica

Si la presión reducida (PRC) es 84 kg/ cm² a 28 EPM el gasto de la bomba será:

17.61 lt/emb x 28 EPM = 493 lt/min = 130 gal/min = Gasto reducido (QR)

El tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta será:

Marca IDECO

Modelo T - 1300 triplex simple acción

Diámetro de la camisa 6 1/2 pg

Longitud de carrera 12 pg

Emboladas máximas 130 EPM

Presión de Operación a 28 emb/min = 84 kg/ cm2

Presión límite de operación 228 kg/cm2 (3,242 lb/pg

2)

DATOS DE LA BOMBA

312

T = Vol. Int.

TP = 49,958 lt

QR 493 lt/min

El número de emboladas para desplazar el volumen de la TP será:

Densidad de control:

Dc = Do + Inc. Dens

Por lo tanto:

Dc = 1.70 + 0.03 = 1.73 gr/cm3 (14.41 lb/gal)

Presión inicial de circulación

PIC = PR + PCTP

PIC = 84 + 18 = 102 kg/cm2 a 28 EPM

Presión final de circulación

CALCULOS COMPLEMENTARIOS

Determinación del tipo de brote y longitud de la burbuja

Capacidad del espacio anular entre agujero y herramienta

= 0.5067 x ( 8.375² - 6.5² )

80.1.1.1 Cap. E.A. y HTA = 14.13 lt/m

Volumen espacio anular entre agujero y herramienta = 14.13 lt/m x 185 m

T = 101 min = 1:14 hrs.

Total emb. = Vol. Int. TP

= 49,958 lt

Cap. bomba 17.61 lt/min

Inc. Dens. = PCTP x 10

= 18 x 10 = 0.03 gr/cm³

PROF 5,555

PIC = 102 kg/cm2

DC 1.73PFC = PR x

Do= 84 x

1.70

PFC = 85 kg/cm2 = 1209 lb/pg² a 28 EPM

Incremento de volumen en presas Lb =

Capacidad del espacio anular

= 2,837

313

80.1.1.2 Vol. E.A. y HTA = 2,614 lt

Como 2614 lt es menor con respecto al volumen del fluido invasor que entró ( 3180 lt), entonces el brote quedó alojado en las secciones EA y HTA; EA y TPHW; procediéndose a calcular:

Capacidad espacio anular entre agujero y TP 5 pg HW = 0.5067 x (8.375² - 5²)

Cap. EA y TPHW = 22.87 lt/m

Volumen espacio anular entre agujero y TPHW = 22.87 lt/m x 108 m

Vol. EA y TPHW = 2,470 lt

Volumen de burbuja = 3,180 lt = [EA y HTA (2,614 lt) + EA y TPHW (solo 566 lt) ]

Lb HTA =

2,614 lt = 185 m

14.13 lt/m

Lb TPHW = 566 lt

= 25 m 22.87 lt/m

Densidad del fluido invasor =

Do -

10 x (PCTR – PCTP) = 1.70 m -

10 (30-18) Lb 210

Cuando la densidad sea mayor de 0.92 gr/cm3 este fluido se considera agua salada.

Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo

Núm. de sacos de barita =

85 (Dc – Do) =

85 (1.73 – 1.70)

4.25 - Dc 4.25 – 1.73

Si el volumen activo de lodo en el sistema es de 200 m3, la cantidad total de barita necesaria será:

1.01 scs/ m³ x 200 m³ = 202 sacos de barita

como cada saco pesa 50 kg

202 sacos x 50 kg/sc = 10,100 kg = 10.1 ton

Lb = 210 m

Densidad del fluido invasor = 1.13 gr/cm3

Cantidad de barita = 1.01 scs/m³ de lodo

314

Incremento de volumen por adición de barita

Inc. Volumen = Núm. de sacos totales

85

Inc. Volumen =

202

= 2.37 m3 85

315

1. INFORMACION PREVIA

PRESION REDUCIDA DE CIRCULACION PRESION POR FRICCION GASTO REAL DE LA BOMBA

EN LINEA DE ESTRANGULAR

#1: @ #1: @

#2: @ #2: @

CAPACIDAD INTERIOR EN T.P.

TP

lb/pie

TP

lb/pie

HW

lb/pie

DC

D.I. pg

CAPACIDAD ANULAR lt Q Real lt/emb

Vol. entre TR y TP:

Vol. entre Ag. Y TPy TP

descubierto (m)

Vol. entre Ag. Y DCy DC

lt Q Real lt/emb

INFORMACION DE TR

Diam. TR pg, kg/m, , m @MD/TVD Prueba (gr/cm³)

(PM/PVV) Zapata DEL

2. LECTURAS PCTP kg/cm² PCTR kg/cm² INC. VOL. PRESAS lt

3. DENSIDAD DE CONTROL (DC)

( ) Densidad de Control (Dc)

Prof. Vert.(m)

4. PRESION INICIAL DE CIRCULACION

= kg/cm² X 14.22 = lb/pg²

5. PRESION FINAL DE CIRCULACION (PFC)

( ) kg/cm2 14.22 = lb/pg²

Dc (gr/cm³)

6. MAXIMA PRESION PERMISIBLE EN INTERIOR DE TR

( ) kg/cm2 14.22 = lb/pg²

Prof.zapata (m)

7. CEDULA DE CONTROL

PIC

Prueba Zapata (gr/cm³)

PIC

MAX. PRE. TRDo (gr/cm³)

X =X ÷ 10

EMB.

P.I.C. P.F.C.

EMB

-

XX ÷ =

PCT.P kg/cm2 Pres. red circ. (kg/cm²)+

Do gr/cm³)P. red circ. (kg/cm²)

PCTP+

Do (gr/cm³) =X ÷

kg/cm2 Epm

kg/cm2 Epm

100 % gal/Emb

EficienciaX

kg/cm2 Epm

kg/cm2 Epm

= =Q Real(lt/emb)

Q Real(gal/emb)

TP (lt)

= X 3.785

pg Cap. lt/m Long (m)

X pg Cap. lt/m Long (m)

pg

D.E. pg Cap. lt/m Long (m) DC (lt)

HW (lt)

X =

X =

÷ =

Emb. a la bna.

(lt)

X =(lt/m) Long TP Agujero (lt)

X =(lt/m) Prof. Zapata (m)

÷ =

X =Long DC (m)

Emb. p/ desplazar

espacio anular

ProfundidadGradoPeso

10

X =Cap. lt/m Long (m) TP (lt)

(lt)(lt/m)

80.2 HOJA PARA EL CONTROL DE BROTES CON CEDULA DE TRABAJO

316

81 PROCEDIMIENTOS DE CONTROL DE POZOS

81.1 METODO DE LUBRICAR Y SANGRAR

1. El método se aplica en pozos donde no puede efectuarse la circulación; donde las altas presiones eleven sus valores permisibles en la superficies o cuando el interior de la sarta de perforación tengan obstrucción al haberse solidificado un tapón.

2. Se utiliza cuando el brote es GAS y al encontrarse éste en la superficie, un determinado volumen de lodo puede bombearse dentro del pozo, se hace una pausa de varios minutos (entre 10 y 30 min. ), para que el gas migre a través del nuevo lodo; entonces se purga una cantidad de gas al exterior del pozo.

3. Las etapas se repiten (LUBRICAR Y PURGAR) hasta que el gas ha sido reemplazado por el lodo; éste se precipita y va formando una columna hidrostática.

El método no controla completamente un pozo, pero si permite disminuir la presión en superficie, mientras se coordinan las siguientes operaciones o se instala en el pozo una unidad de equipo Subbing para trabajar bajo condiciones de presión.

4. Debe darse un tiempo razonable para que el fluido comience a ejercer presión hidrostática. Puesto que se esta ”adicionando” una columna hidrostática en el interior del pozo; puede purgarse la ”contrapresión” en una cantidad igual al aumento de la Ph. Para comenzar la lubricación y el purgado, debe inyectarse lodo al pozo, el cual deberá cuantificar contando el número de emboladas o por medio del tanque de viajes; con el fin de calcular la longitud del lodo bombeando. Obteniendo este valor podrá estimarse el aumento en kg/cm² de la presión hidrostática, para que este valor sea la presión a purgar en la superficie

5. Es necesario mantener las presiones al mínimo, ya que al no darse tiempo para que descienda el lodo, puede suceder que se pierda fluido al comenzar a purgar el pozo en la superficie (por lo consiguiente la Ph). La espera debe cuidarse sobre todo cuando es profundo el pozo.

6. La secuencia de lubricar lodo, esperar a que forme columna hidrostática, luego purgar el incremento aplicado se repetirá hasta calcular que el espacio anular está lleno y se haya disminuido la presión en TR hasta 0 kg/cm².

Se recomienda utilizar una unidad de alta presión, para superar la presión del pozo. Al principio las presiones serán elevadas pero se minimizarán por la cantidad del lodo inyectado.

El uso de este método dependerá del conocimiento que se tenga del pozo: estado mecánico, geometría de la sarta de perforación, antecedentes, parámetros registrados, etc; y su aplicación por los Especialistas deberá contar con la aprobación de los operativos de la UPMP, habiendo corrido previamente un programa de pozo – piloto en el Simulador Electrónico de Brotes.

317

81.2 METODO DE REGRESAR FLUIDOS CONTRAFORMACION (BULLHEADING)

Consiste en bombear contra-formación la capacidad de la, o las tuberías en una sarta de perforación o a través de un aparejo de producción o sarta de perforación.

El método se lleva a cabo cuando no hay obstrucciones en la tubería y puede lograrse la inyección de los fluidos del pozo, dentro de la formación sin exceder ningún límite de presión. Se desplaza todo el volumen en el interior de la tubería con la cantidad necesaria de un lodo de perforación o un fluido de reparación.

Durante la etapa de perforación de un pozo, cuando se presenta un brote y dependiendo las condiciones; puede utilizarse esta técnica. Como es el caso de un brote con fluidos de ambiente amargo y corrosivo (H2S o Co2); donde luego de efectuar el cierre del pozo, analizar la situación y tomar la decisión a seguir; sea recomendable regresar los fluidos contraformación (Bullheading) en lugar de sacarlo a la superficie y los consiguientes riesgos a la instalación del equipo y los trastornos respiratorios para las cuadrillas de trabajo.

SECUENCIA:

1. Determinar las impresiones de las tuberías con el pozo cerrado, TP y TR con su límite de cada una a la presión interna.

2. Tener los cálculos de volúmenes que se pretendan bombear. Elaborar una Hoja de Control de Brotes con su Cédula de trabajo contra el total de emboladas para desplazar los fluidos hasta el extremo de la tubería o la barrena.

3. Al iniciar la operación la bomba debe superar la presión del pozo, la cual podrá ser mayor que la PCTP. A medida que la presión reducida de circulación está inyectando contraformación la lectura en el manómetro, disminuirá conforme el fluido de control se acerca a la formación.

4. Al llegar el fluido a la formación, al no ser del mismo tipo del brote, causará una resistencia a la inyección contraformación, incrementando la presión de bombeo.

5. Cuantificar el total de emboladas y parar la bomba.

DESCRIPCION DE LOS EVENTOS:

Deberá cuidarse en no rebasar ninguna presión máxima permisible, cuidando los valores de la Hoja para el Control de Brotes y lectura en los manómetros.

Si en los cálculos se previno un sobredesplazamiento del fluido de control se determinará inyectarlo en la misma etapa.

Si el pozo aún registra presión, sucedió que el gas migró hacia arriba durante el bombeo contraformación o bien el fluido utilizado no tenía la densidad requerida. Por lo que se evitará no fracturar la formación a la profundidad de la zapata de la tubería de revestimiento y en los demás puntos del sistema de control.

En operaciones de mantenimiento de pozos (workover), el inyectar contraformación (Bullheading) puede tener limitaciones, en función al intervalo productor en explotación y condiciones del yacimiento cuando se pretenda aplicar este método. Podrá suceder que:

318

Los fluidos que aporte el intervalo productor sean demasiado viscosos, resultando que la operación se prolongue por bastante tiempo.

Al aplicar el método por el interior de la tubería, es recomendable represionar el espacio anular de la TR para evitar una rotura por el exterior de la TP. Por lo que deberá tenerse registrada las presiones internas a su límite de ruptura para no excederlas.

El gas es un fluido más penetrable en relación al aceite y al agua salada. Por lo consiguiente puede ser menos necesario fracturar si el brote es gas.

El control contraformación es una técnica común en un escenario de perforación. Cuando el pozo está perforado horizontalmente, es altamente fracturado, si la formación la componen carbonatos simples. Este no es un método recomendado para un pozo perforado verticalmente donde varias formaciones están expuestas a lo largo de la longitud del pozo.

En un escenario de reparación, en un pozo vertical u horizontal donde haya un agujero revestido, la mayoría de las formaciones son separadas por las tuberías de revestimiento y hay más control respecto a cual formación se regresarán los fluidos del brote utilizando este método.

El gas siempre causará problemas de migración, siendo recomendable agregarle al fluido de control viscosificantes que retarden este proceso durante la operación de control.

El yacimiento puede tener baja permeabilidad y tal vez se requerirá exceder la presión de fractura, sin llegar al límite de ocasionar una pérdida de circulación.

Inyectar los fluidos contra-formación (Bullheading) no está limitado a bombear por el espacio anular. Sin embargo las fricciones por este espacio son considerablemente menores que por dentro de la tubería de perforación. Esto permite una mayor disponibilidad en la presión de bombeo por el espacio anular, cuando se efectúa una operación contra-formación. Los siguientes aspectos deberán ser considerados:

El brote puede estar arriba de una zona muy débil del pozo.

El lodo podrá bombearse a un alto gasto en el cual el gas migre hacia arriba .

Suficiente permeabilidad o fracturas inducidas o naturales pueden presentarse al forzar contra-formación los fluidos.

Si la permeabilidad presente es suficiente y no se desea incluir una fractura adicional, las presiones en superficie no deberán excederse al tener en consideración las presiones de fractura calculadas.

81.3 METODO DE CONTROL DINAMICO

Se aplica este método en casos especiales, cuando por alguna causa no se puede estrangular la descarga de un pozo o controlarlo por medio de otro pozo de alivio.

El método utiliza las pérdidas de presión por fricción y la presión hidrostática de un fluido de control, el cual es bombeado por la sarta de trabajo en el fondo del pozo de alivio hasta el pozo

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que fluye descontrolado; permitiendo el uso de fluidos ligeros de control dinámico que son sustituidos posteriormente por otro adecuado que controle la presión de formación.

La velocidad del fluido inyectado deberá ser suficiente para que la suma de las caídas de presión por fricción y la columna hidrostática excedan la presión de formación. Esta velocidad debe sostenerse hasta que el fluido de control de mayor densidad estático desplace al fluido de control dinámico más ligero.

Este método antes de aplicarlo, involucra efectuar una serie de cálculos porque la presión de fondo es bastante difícil de predecir. Por lo que solamente personal con experiencia, altamente calificado, certificado y familiarizado con este método deberá utilizarlo con las limitaciones que en cada pozo en particular se presenten.

81.4 CIRCULACION INVERSA

Al efectuar un control de pozo con la técnica de Circulación Inversa como su nombre lo indica es lo opuesto a una circulación directa. La bomba es preparada para bombear por el interior del espacio anular de la TR y el retorno es a través de la tubería hacia el múltiple de estrangulación.

Para su aplicación los principios son los mismos a cualquier método de presión de fondo constante. Para este caso no se establecen ni presiones, ni régimen de circulación. Durante la operación se atiende el manómetro de la TR para controlar la presión de fondo del pozo. Al aumentar la bomba de lodos se determina estabilizar la presión de fondo y se establece una determinada presión de circulación. Ahora la contrapresión se ejercerá por la tubería de perforación por medio del estrangulador correspondiente.

Ventajas que tiene al efectuar una circulación inversa:

1. Es el camino más rápido y corto para circular del fondo a la superficie.

2. El brote de un fluido se desalojará fuera del pozo de una manera segura.

3. De presentarse problemas, éste queda dentro de la tubería de mayor resistencia.

4. En operaciones de reparación (Workover); el fluido empacador confinado en el espacio anular es bastante denso y viscoso que sus características pueden controlar la formación, sin tener que recurrir a preparar grandes volúmenes en superficie.

5. En la operación de control, las pérdidas de presión por fricción son menores.

Las desventajas al utilizar una circulación inversa son:

a) En operación de perforación algunas formaciones débiles, es posible que no soporten la presión adicional. Para operaciones de reacondicionamiento (Workover) deberá determinarse el estado de la TR y sus condiciones; ya que al intentar altos regímenes de bombeo dan por consecuencia altas presiones.

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b) Si la tubería contiene gas se tendrán trastornos para establecer y regir parámetros de bombeo y de presión. Si lo hay en la TR, la presión de bombeo puede incrementarse.

c) Si el sistema circulatorio contiene densidades diferentes, causarán complicaciones para determinar las presiones por ejercer.

d) No es recomendable utilizar esta técnica cuando se considere el riesgo de taponar con recortes, residuos u otros materiales, las aberturas de circulación, los orificios y las toberas de la barrena.

e) En la circulación el gas llegará a la superficie demasiado rápido, que en una circulación directa; al tener la bomba operando a la velocidad deseada, por lo que debe tenerse el tiempo de ”atraso” de la TP disponible.

Para mantener constante la presión en TR hasta desplazar el volumen completo de la tubería.

Utilizando esta técnica puede tenerse complicaciones si la densidad del fluido no tiene la densidad apropiada para controlar la formación, Deberá determinarse si será desplazada la tubería y el espacio anular y posteriormente se densificará o se utilizará el método de Densificar y Esperar. Si es un fluido empacador con elevada densidad podrá presentarse una pérdida de fluido o fractura de la formación.

Debe prepararse y aplicar una Hoja de Control de Brotes con su Cédula de trabajo contra emboladas, con la finalidad de utilizarla como una guía.

Si la tubería está llena de gas de la formación, mientras se circula con el fluido de control, no pueden calcularse con precisión las variaciones de las pérdidas de presión por fricción.

Bajo estas condiciones se puede calcular el incremento estimado en la tubería y este valor puede disminuirse en la presión del estrangulador.

82 OTROS METODOS DE CONTROL DE POZOS

TECNICAS ALTERNAS UTILIZADAS PARA CONTROLAR UN BROTE

82.1 TECNICA DE DESVIACION DEL FLUJO

El control de un brote cerrando el pozo, no deberá considerarse cuando sólo está cementada una tubería de revestimiento superficial en una formación tal que transmita las presiones que se desarrollan durante la operación de control.

Todas las zapatas relativamente cercanas a la superficie, se asientan en formaciones no consolidadas. Si se presentara un descontrol subterráneo, la posibilidad de un riesgo superficial alrededor de la tubería de revestimiento se incrementa en probabilidades; también se debe considerar que, generalmente, las formaciones superficiales son zonas de presión normal y los volúmenes de gas son realmente pequeños; la mejor forma de mantener el control superficial es desviando el flujo del brote, en lugar de cerrar el pozo y generar un descontrol subterráneo tal

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que llegue a la superficie por fuera de la tubería de revestimiento, para este fin se utilizará el desviador de flujo, descrito en el primer módulo del manual.

Cuando se utiliza este sistema, es posible controlar el pozo circulando lodo con la velocidad suficiente para vencer la aportación de fluidos, esto dependerá de la densidad y la velocidad del flujo que pueda manejarse con seguridad.

La velocidad de la bomba deberá ser tan alta como lo permitan las limitaciones del equipo; además, este bombeo deberá iniciarse de inmediato. Es aconsejable bombear lodo de una densidad tal que pueda soportar la formación expuesta. Si en algún momento se agota el lodo se recomienda bombear agua para reducir el riesgo de incendio. Cuando el pozo es marino se utiliza agua de mar. Si los fluidos se desvían por un tiempo prolongado es posible que la zona del brote se agote y que el agujero se derrumbe.

El preventor que se instala en este sistema en marca Hydril tipo MSP - 500 y su presión de trabajo es de 500 lb/pg² (35 kg/cm²), en áreas marinas y en arreas terrestres como desviador de flujo, preventores anulares de menores diámetros.

VENTAJAS:

Evita el fracturamiento de la uperfici expuesta debajo de la zapata de la tubería de revestimiento uperficial.

Transporta los fluidos producidos a una distancia segura del pozo.

Permite perforar a la profundidad establecida.

Se puede manejar el brote.

DESVENTAJAS:

El pozo no está bajo control total. Por lo tanto, el problema puede complicarse.

Tendrían que manejarse grandes volúmenes de fluido invasor.

El volumen de fluido para cerrar el preventor deberá consultarse de acuerdo a su tamaño, para verificar que se tiene capacidad de fluido acumulado (de requerirse, agregará otro banco de acumuladores).

82.2 TECNICA DE ESTRANGULACION LIMITADA

La técnica de estrangulación limitada como método de control, está apoyada en principios básicos. Durante la operación del control de un brote, si la presión en el espacio anular tiende a elevarse arriba de un valor fijo predeterminado, el estrangulador necesitará ajustarse como sea necesario y controlar la presión a un valor igual o menor al valor establecido. También durante el cierre inicial, si la presión de cierre tendiera a incrementarse a un valor superior del fijado, inicie inmediatamente el bombeo y, con ello el estrangulamiento será ajustado, controlando la presión a

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un valor inferior al determinado. Se entiende que la presión mínima necesaria en el estrangulador deberá ser suficiente para disminuir el continuo flujo al agujero, hasta que la presión hidrostática necesaria para controlar el pozo pueda ser alcanzada a través de la circulación de lodo con densidad adecuada.

PROBLEMAS ASOCIADOS CON ESTA TECNICA

En algún momento durante la operación del control de un brote si la presión superficial en la TR, necesaria para mantener una presión de fondo constante igual a la presión de formación, es reducida en la medida que se evite exceder un valor máximo predeterminado, puede ocurrir una situación de desbalance, permitiendo otro flujo en el espacio anular. Si esta situación de desbalance continúa, todo el espacio anular se llenará con lodo contaminado, lo que hará necesario una alta presión en la superficie en caso de que el pozo se requiera controlar.

FIG. 6 TECNICA DE ESTRANGULACION LIMITADA DEL CIERRE TOTAL

Otro de los problemas más peculiares que está asociado con los brotes, es la geometría del pozo.

Esto es, conforme se avanza en profundidad, el diámetro del agujero es menor. Por lo tanto, un pequeño brote en una geometría reducida del pozo necesitará un manejo de presiones más altas en superficies que el mismo brote en una geometría mayor, como se muestra en la figura siguiente.

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FIG. 7 EFECTOS DE LAS PRESIONES EN DIAMETROS DIFERENTES

Un brote en diámetros pequeños es potencialmente más peligroso que en diámetros mayores. Por lo que, un volumen pequeño en diámetro pequeño podría exceder la máxima presión manejable en superficie.

El tipo de fluido invasor afecta la técnica de estrangulador reducido, ya que las características físicas de este fluido por si solo son causa del grado de contaminación del lodo; dentro de estas características está la capacidad de expansión, el gasto de entrada y la densidad.

Los efectos de la contaminación del lodo repercuten en las caídas de presión por fricción que se deben vencer para mover el fluido fuera del espacio anular.

Las pérdidas por fricción incrementan el total de las presiones aplicadas a la formación, reduciendo la presión que se necesita en la superficie para balancear las presiones de formación. Pero cuando la presión en la tubería de revestimiento es reducida por debajo de la requerida (como en el caso cuando existe una restricción de presión en la superficie), se presenta un flujo adicional y contamina el fluido de perforación. Este fluido contaminado normalmente genera más pérdidas de presión por fricción que el lodo sin contaminar. Por lo tanto si el fluido invasor contaminara todo el sistema, las caídas por fricción se incrementarían de tal forma que sería difícil mantener una baja presión en la superficie.

Bajo las mismas condiciones de presión y permeabilidad, el agua salada y el aceite entran al pozo a menor gasto que el gas. Por lo tanto, la detección de un brote de agua salada o aceite en la observación de flujo deberá ser con un volumen mínimo incrementado en presas.

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82.3 METODO APLICADO

El método de control original aplicado, determinará en cierto grado el aumento de la presión anular necesaria para controlar el pozo. Las dos variaciones del método general de presión de fondo constante son: el del Perforador (dos ciclos) y el densificar y esperar este ultimo enunciado usando lodo con densidad de control sin margen de seguridad es el más seguro, ya que se manejan bajos esfuerzos en el fondo y se necesita menos presión en el espacio anular. Por lo que se recomienda el uso de este método alternado con el estrangulador limitado, aunque tiene ciertas complicaciones como son:

Las presiones de cierre no pueden leerse y, consecuentemente, la densidad de control no podrá ser calculada.

El flujo invasor continuará.

Como resultado de estas complicaciones, en la técnica de estrangulación limitada el comportamiento del fenómeno no puede predecirse.

El procedimiento para la aplicación del método es el siguiente:

1. Abra el estrangulador.

2. Inicie el bombeo tan rápido como sea posible, teniendo la seguridad de poder ajustar el estrangulador cuando se requiera. Posiblemente no pueda bombear el gasto de circulación; un gasto razonable puede ser de 10 bl/min.

3. Establezca inmediatamente una proporción de mezclado de dos sacos de barita por minuto sin exceder esta cantidad cuando no se tiene la suficiente, de agentes sustentantes). Si no es posible lo anterior utilice el lodo pesado de tanques.

4. Ajustando el estrangulador asegure que la presión que se maneja en el espacio anular no exceda la máxima presión permisible. Si con el estrangulador ajustable no se puede mantener una presión inferior a la permisible, ábralo completamente hasta el momento en que se abata dicha presión.

5. Pase el flujo del lodo a través del desgasificador y recupere tanto lodo como sea posible.

6. Circule para completar un ciclo, teniendo siempre precaución de mantener por debajo de la presión máxima permisible que se registre en la tubería de revestimiento. Durante este evento; mezcle barita si es posible.

7. Antes de que se complete un ciclo de circulación, PARE la bomba y permita que la presión de fricción se disipe a través del estrangulador, intente cerrar el pozo permitiendo que se estabilicen las presiones fijando los límites. Si la presión no se estabiliza dentro de los límites, repita el procedimiento previo.

Se pueden requerir varios ciclos de circulación para completar el control.

8. Si el pozo puede cerrarse con seguridad con la presión de cierre debajo del límite (de esta manera) proceda con el Método del Perforador.

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82.4 METODO VOLUMETRICO

Si por alguna razón la circulación en el pozo no puede ser establecida para desplazar el gas a la superficie, será necesario controlar su migración (por diferencia de densidades), así como la expansión.

El método volumétrico se puede aplicar en las siguientes situaciones:

1. Cuando no hay tubería dentro del pozo y no se puede hacer STRIPPING

2. En caso de que la tubería esté tapada

3. En el momento en que la densidad de control es inalcanzable a la profundidad de la tubería y no se puede hacer STRIPPING

4. En caso de que no se pueda establecer circulación.

Conviene señalar que el método volumétrico sólo se lleva a cabo cuando el fluido invasor es gas y el fluido de perforación es base agua.

Las operaciones normales de control podrán continuarse una vez desalojado el gas, ya que mientras se soluciona el problema que impide la circulación, no habrá el peligro que involucre el represionamiento del pozo.

Permitir la migración de gas bajo control, es una técnica que sólo se debe emplear en caso de emergencia. La descripción de este fluido se encuentra en otro módulo del manual.

FIG. 8 MIGRACION DEL GAS METODO VOLUMETRICO CONDICIONES ESTATICAS

Una expansión excesiva del gas reducirá la presión en el fondo del pozo y permitirá la entrada de más gas; una pequeña expansión causará un incremento de presión que posiblemente creará una pérdida por fracturamiento debajo de la zapata.

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Bajo estas condiciones, la presión en la tubería de perforación es monitoreada manteniéndola entre 50 y 100 lb/pg² arriba de la presión original de cierre ( PCTR), purgando lodo del espacio anular para que esta presión se balancee.

La presión registrada en el espacio anular se incrementará cuando el lodo sea purgado del mismo, en tanto que la presión en la tubería de perforación debe monitorearse entre los límites prefijados, para no permitir la entrada de más gas; para ese propósito es necesario un manómetro de presión de rango adecuado.

Este procedimiento puede continuarse hasta que el gas llegue a la superficie. El gas que se purga necesita ser sustituido por un fluido ( lodo), de este manera, prácticamente resulta que la primera parte del Método del Perforador se ha llevado a cabo.

La aplicación de esta técnica se puede efectuar cuando se tengan las siguientes situaciones:

Las bombas del equipo se encuentran fuera de servicio y no se cuenta con la unidad de alta presión.

La tubería de perforación está fuera del pozo y los arietes ciegos se encuentran cerrados.

La tubería de perforación está arriba del fondo, de tal manera que la densidad equivalente para controlar la presión de formación a esa profundidad, no se puede conseguir.

La tubería de perforación o la barrena está tapada.

Para calcular el volumen que deberá purgarse mientras el gas migra hacia la superficie se utiliza el siguiente procedimiento de control:

Registre la presión de cierre en la tubería de revestimiento (PCTR).

Permita un aumento de 7 kg/cm2 (100 lb/pg2) por encima de la PCTR; ( PCTR = PCTR + 7 kg/cm2).

Permita un incremento de 3.5 kg/cm2 (50 lb/pg2) por encima de la PCTR anterior; PCTR2 = PCTR1 + 3.5 kg/cm2.

Purgue una determinada cantidad de lodo que genere una presión hidrostática igual al incremento seleccionado en el paso anterior ( 3.5 kg/cm2).

Permita un incremento de 3.5 kg/cm2 por encima de la PCTR anterior y purgue hasta que el gas llegue a la superficie.

Descargue un volumen equivalente de 3.5 kg/cm2 de gas al quemador.

Bombee un volumen de lodo original para generar 3.5 kg/cm2 de presión hidrostática y repetir hasta que salga el gas.

El sangrado del pozo se efectuará con tal rapidez para permitir que la presión en la TR se mantenga constante. La cantidad de lodo purgado dependerá del factor de capacidad del pozo y de la densidad del lodo, así como del incremento de presión seleccionado (3.5 kg/cm2). Esta cantidad se calcula con la siguiente ecuación:

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V =

35.2 x FCA DP

donde:

V = Volumen de lodo que debe purgarse (lt)

FCA = Factor de capacidad del agujero en donde está localizado el brote ( lt/m)

DP = Densidad de lodo a purgar (gr/cm3)

El aumento inicial de 7 kg/cm2 (100 lb/pg2) es un factor de seguridad, el cual permitirá que la presión se incremente (en 3.5 kg/ cm2 adicionales) para después purgar el volumen calculado. Esta purga debe hacerse lo más rápido posible para que la presión en la tubería de revestimiento permanezca constante. El volumen de lodo sangrado deberá desviarse a un tanque donde se puedan hacer mediciones precisas.

Después que se haya purgado el volumen calculado, deberá permitirse que la presión en la tubería de revestimiento aumente 3.5 kg/cm2 nuevamente, antes de sangrar otro volumen igual al calculado. Este procedimiento deberá repetirse hasta que el gas del brote llegue a la superficie, siendo cada ocasión más frecuente. Una vez que lo anterior ocurra, se podrá cerrar el pozo y la presión no se incrementará.

82.5 TECNICAS CUANDO SE PRESENTA UN DESCONTROL SUBTERRANEO

Cuando ocurre un descontrol subterráneo, los fluidos se conducen de una formación a otra. La zona receptora debe ser un intervalo poroso y permeable (una formación fracturada o una debilitada expuesta por la rotura de la tubería de revestimiento).

La dirección de flujo en un descontrol, es importante para poder establecer el procedimiento de control. La causa que lo provocó puede dar la pauta para determinar la dirección, ya que la mayoría de los descontroles subterráneos ocurren después de que los preventores se han cerrado. Cuando se presenta un brote durante la perforación, el flujo será normalmente del fondo del pozo a una zona superior.

Esto se basa en dos suposiciones:

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A. La zona superior será fracturada más fácilmente que la zona inferior.

FIG. 9 ZONAS DE FLUJO Y DE FRACTURA EN UN DESCONTROL

B. Que la zona que aportó el brote inicial, será la fuente única del flujo de fluidos.

El flujo puede ser directo de una zona superior a una inferior, si la pérdida de circulación (o la zona ladrona) está cerca o en el fondo del pozo. Esto ocurre normalmente cuando la barrena encuentra la zona de pérdida durante la perforación. Cuándo esta zona es encontrada, el nivel del

lodo en el pozo se abate y la presión hidrostática no es suficiente para controlar la presión de formación de la zona superior.

FIG. 10 EFECTO AL ENCONTRAR UNA ZONA DE PERDIDA DE CIRCULACION

82.5.1 INDICADORES DE UN DESCONTROL SUBTERRANEO

Uno de los indicadores primarios es un incremento inicial en las presiones de la tuberías de perforación y de revestimiento con una subsecuente reducción. Cuando el brote es detectado y los preventores se cierran, la presión en la superficie comienza a incrementarse hasta balancear la presión de fondo. Si la presión en el espacio anular genera densidades de lodo equivalentes a la presión de fractura, esta última será alcanzada, lo cual aliviará las presiones en el pozo y las reducirá en el espacio anular.

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Las presiones fluctuantes o inestables indican un descontrol subterráneo y pueden resultar de un fluido inestable (de una o varias formaciones) o de una formación fracturada, la cual cierra o abre de acuerdo al cambio de presiones en el intervalo. Así, las presiones de la tuberías de perforación y de revestimiento pueden fluctuar uniforme o independientemente una de otra. Si la formación se cierra o se crea un puente alrededor de la tubería de perforación, la presión en la tubería de revestimiento puede estabilizarse y la presión en la tubería de perforación continuará cambiando.

La presión en la tubería de perforación puede ser tan alta como en la tubería de revestimiento en un descontrol subterráneo; usualmente esto es el resultado de que fluidos de la formación (particularmente gas) entren en la tubería de perforación al momento que el descontrol se ha iniciado.

Lo contrario de las altas presiones puede ocurrir en algunos casos. Si el lodo sale fuera de la tubería de perforación, se observarán reducciones en la presión de la tubería de perforación (y en algunos casos será cero) si no entran otros fluidos a la tubería.

En la mayoría de los casos de descontrol subterráneo, la comunicación entre el espacio anular y la tubería de perforación será mínima o nula. La presión en la tubería de perforación o viceversa.

La falta de comunicación entre estos dos puntos es debido a la pérdida total de circulación en el pozo.

82.5.2 PROCEDIMIENTOS PARA SOLUCIONAR UN DESCONTROL SUBTERRANEO

En la mayoría de los casos de descontroles subterráneos no existe un procedimiento de trabajo para su control; sin embargo, en este tipo de descontrol y en algunas situaciones específicas, para que los procedimientos sean más efectivos se requieren conocimientos de:

La causa del descontrol subterráneo.

La localización de la zona ladrona.

Ubicación de la zona de flujo.

Presión de formación.

Limitaciones en los procedimientos propuestos.

Los procedimientos más comunes en situaciones de descontrol subterráneo son:

a) Bache de lodo.

b) Tapón de barita.

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A. BACHE DE LODO

La situación más común es cuando un descontrol subterráneo ocurre en una zona profunda y sólo hay una tubería de revestimiento superficial asentada. En este caso, una gran longitud de formación expuesta está sometida a una densidad equivalente alta de lodo dando como resultado posibles fracturas.

El procedimiento más exitoso para este tipo de descontroles, es colocar un bache de lodo pesado en el pozo, debajo de la zona de pérdida.

El objetivo de esto, es generar una mayor presión en el agujero con la presión hidrostática del lodo pesado y el de baja densidad.

La combinación requerirá una presión menor en la tubería de revestimiento para balancear la presión de formación. A pesar que el bache pesado usualmente tiene una densidad mayor que el equivalente al gradiente de fractura en la zapata, no presentará un problema de pérdida de circulación siempre y cuando el lodo no sea circulado arriba de este punto.

Después que el descontrol ha sido atendido, se deberán tomar varias acciones para restablecer las condiciones para perforar. La zona fracturada deberá ser cementada para resolver el problema de pérdida de circulación.

El lodo original en el espacio anular debe acondicionarse a una densidad suficiente para controlar la presión de formación; pero también se tiene que evitar exceder el gradiente de fractura de las formaciones expuestas. El lodo pesado usado para controlar el pozo, debe circularse por etapas para evitar volver a fracturar la zona de pérdida.

FIG. 11 SECUENCIA REQUERIDA EN UNA SITUACION DE DESCONTROL SUBTERRANEO

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B. TAPON DE BARITA

Este es otro procedimiento usado para controlar un descontrol subterráneo. Este tapón está diseñado para que se forme un puente de barita en el agujero, el cual debe sellar el descontrol y permitir que un lodo pesado sea circulado arriba de dicho tapón. La técnica no está basada en el control de pozo a través de un incremento de presiones hidrostática (como si se usara un procedimiento con lodo pesado), sino más bien un puente efectivo.

Además de los procedimientos descritos existen otros que se utilizan de acuerdo a la situación específica.

82.5.3 LOCALIZACION DE LA ZONA DE FRACTURA

La decisión de un procedimiento de control, depende de la zona ladrona. La importancia de lo anterior, reside en poder calcular volúmenes y densidades de los fluidos de control y la posición a la cual deben ser colocados . Para tal propósito se usan los procedimientos y técnicas.

La historia del pozo puede suministrar la información necesaria para localizar esta zona. También las condiciones bajo las cuales ocurrió el descontrol pueden indicar si la zona está cercana al fondo o a la zapata de la tubería de revestimiento.

La herramienta comúnmente utilizada para definir el intervalo es el registro de temperatura. Esta herramienta detecta el calor del fluido de la siguiente forma: LA TEMPERATURA IRA EN AUMENTO CONSTANTE A MAYOR PROFUNDIDAD Y EN EL INTERVALO DE PERDIDA SE REDUCIRA NOTABLEMENTE . En algunos casos, los cambios de temperatura han sido reportados como un efecto de enfriamiento, supuestamente por la expansión del gas.

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FIG. 12 REGISTRO DE TEMPERATURA LOCALIZANDO ZONA DE PERDIDA

Para detectar la zona de pérdida en algunas ocasiones se utiliza un TRAZADOR RADIOACTIVO; esto es, se bombea material radioactivo y, posteriormente, se corre un registro que por lo general es rayos gamma, el cual determina las zonas de altas concentraciones radioactivas.

Otra herramienta es el REGISTRO DE RUIDOS , la sensibilidad de esta herramienta permite detectar los sonidos creados por el movimiento de fluidos.

82.5.4 GUIA DE PROBLEMAS Y SOLUCIONES DURANTE EL CONTROL

Es común que durante el procedimiento de control, surjan problemas que puedan confundir el fenómeno que se ataca y, consecuentemente, tomar medidas correctivas que tendrán repercusiones en el buen control de un brote.

Los problemas que se suscitan pueden ser de índole mecánico o inherentes al pozo. Obviamente en la guía que se presenta a continuación no se consideran problemas particulares, ya que cada pozo se comporta de una forma distinta, pero sí se dan las pautas a seguir y éstas

son:

IMPORTANTE

SI LA PRESION EN TP Y TR NO RESPONDEN A LA VARIACION DEL ESTRAGULADOR SE

DEBERA CHECAR EL NIVEL DE LAS PRESAS, YA QUE POSIBLEMENTE SE PRESENTA

UNA PERDIDA.

La mejor regla a emplear es: ¨CUANDO EXISTE ALGUNA DUDA, PARE LAS BOMBAS, CIERRE EL POZO Y ANALICE EL PROBLEMA¨.

LOCALIZACION DEL EQUIPO O

ACCESORIOPROBLEMA

CARACTERISTICAS

MANIFESTACION

La bomba Se observa una presión de

bombeo oscilante y la flecha

brinca

Ruidos en la sección mecánica

de la bomba

La barrena o alguna de las

toberasSe encuentran tapadas

La presión en la TP se

incrementa bruscamente

El múltiple de estrangulación o el

estranguladorEstán tapados

La presión en TP y TR se

incrementa bruscamente

La tuberíaExiste fuga

La presión en TP tiende a

abatirse

333

Si observa esta regla muchas de las fallas en el control del pozo pueden evitarse. De manera complementaria, en las tablas se describen algunos otros problemas, las acciones por tomar y las soluciones.

334

83 RAZONES ESPECIFICAS PARA SELECCIONAR UN METODO DE CONTROL

Se tiene que tomar en consideración la etapa de control en que se encuentra el problema y, con base en ello, se definirá el método de control por emplear.

1. CONTROL PRIMARIO

En esta etapa, el control se establece sólo con la presión hidrostática ejercida por fluido de perforación y, si es la adecuada, se evitará el brote.

2. CONTROL SECUNDARIO

En este etapa el control se establece con la presión hidrostática del fluido de perforación y la presión ejercida desde la superficie, tratando de evitar el fracturamiento de la formación, dañar la TR y las conexiones superficiales de control. El control primario deberá restablecerse rápidamente. Los casos en que se presenta esta etapa son:

BROTES POR DESBALANCE. - Son causados por incremento de presión de formación y por no contar con la densidad suficiente del fluido de perforación. El desbalance, por lo general, no debe rebasar un valor de densidad equivalente de 0.06 gr/cm3. Para este tipo de brote se tendrá que utilizar el Método de Densificar y Esperar.

BROTES INDUCIDOS.- Son causados por reducción de presión hidrostática ( gas de corte, pérdida de circulación, densidad inapropiada, falta de llenado correcto, efecto de sondeo, etc.) Si la TP se encuentra fuera del fondo y no se puede introducir tubería, entonces se debe circular con densidades de control. Es muy importante evaluar el pozo para tomar esta decisión; cualquier volumen adicional que entre complicará el control y aumentará los riesgos, por ello deberá considerarse la posibilidad de bajar la tubería a presión para intentar el control con una densidad menor.

OBSERVACION

Si en una zona de presión anormal se presenta:

Un brote al estar perforando, entonces es por desbalance

Un brote al estar circulando, entonces es inducido.

3. CONTROL TERCIARIO

Cuando se pierde el control secundario, generalmente por mala planeación, se presenta un descontrol de pozo, pudiendo ser:

SUPERFICIAL

O

SUBTERRANEO

335

Para restablecer el control primario, se requiere implementar técnicas y equipo especiales; además, para seleccionar el método a utilizar, el responsable del pozo debe tomar en cuenta las siguientes variables, mismas que afectan el empleo de cada método:

Profundidad de asentamiento de la zapata de la TR con relación a la profundidad total del pozo (mínimo deberá estar entubado a 1/3 de la longitud del pozo).

Máxima presión permisible en el espacio anular.

Disponibilidad de barita en la localización (en pozos exploratorios se debe tener como mínimo un volumen tal que se pueda incrementar la densidad del lodo en un equivalente a 0.12 gr/cm³) , así como capacidad en el equipo para su manejo.

Magnitud y naturaleza del brote

Tiempo mínimo requerido para circular el brote fuera del pozo

Posibles zonas de pérdidas de circulación

Posición de la tubería o la barrena al momento del brote.

336

84 METODOS INADECUADOS PARA CONTROLAR UN POZO

Los métodos incorrectos para tratar de controlar un pozo son:

Levantar la barrena a la zapata al detectar un brote.

Nivel de presas constante.

Empleo de densidad excesiva.

Mantener constante la presión en TR.

Regresar fluidos a la formación.

1. LEVANTAR LA BARRENA A LA ZAPATA AL DETECTAR UN BROTE

Una práctica errónea debido a la posibilidad de atrapamiento de la sarta en agujero descubierto al detectar un brote, es tratar de levantar la barrena a la zapata. Esta operación implica el uso de densidades más altas en el fluido de perforación para controlar la presión de formación, mayores esfuerzos aplicados en la zapata entrará fluido adicional al pozo por efecto de sondeo y porque no se ejerce la contrapresion requerida para restablecer el control secundario.

2. NIVEL DE PRESAS CONSTANTE

Un breve examen puede conducir a una persona a concluir que manteniendo el nivel de presas constante al circular un brote con ayuda del estrangulador, se evitará la entrada adicional de fluidos. Esto es correcto siempre y cuando el brote sea de líquidos (fluidos incomprensible). Si el brote fuera de gas o de algún fluido que contenga gas, la consecuencia de usar este método sería circular el gas sin permitirle que se expansione. El efecto sería el mismo que permitir la migración de la burbuja de gas sin dejarla expansionar (incremento por la velocidad de bombeo) y, como ya se explicó, esto provocaría aumento de presión en todos los puntos del pozo, lo cual no es conveniente.

IMPORTANTE

COMO ES IMPOSIBLE DETERMINAR CON PRECISION EL TIPO DE FLUIDOS PRESENTES EN UN BROTE, ESTE METODO NUNCA DEBE EMPLEARSE.

3. EMPLEO DE DENSIDAD EXCESIVA

Debe evitarse controlar un pozo mediante un lodo de densidad mayor de la necesaria. Un lodo con exceso de densidad puede causar pérdida DE CIRCULACION E INICIAR UN DESCONTROL SUBTERRANEO o cuando menos incrementa los esfuerzos por presión ejercidos en la zapata, en la formación expuesta y en las conexiones superficiales.

337

4. MANTENER CONSTANTE LA PRESION EN TR

Otro método de control que algunas personas utilizan consiste en mantener constante la presión en el espacio anular a medida que se bombea lodo de control. Si el pozo tiene un factor de volumen anular constante (en la sección que ocupan los fluidos invasores) mientras se bombea fluido de control y si los fluidos son incomprensibles, este método y el del ¨Ingeniero¨ son equivalentes. Si el factor de volumen no es constante como generalmente ocurre, la altura de la columna de fluidos invasores cambiará de acuerdo con el factor de volumen y esto causará VARIACIONES EN LA PRESION DE FONDO.

Si el fluido invasor es gas debe permitírsele que se expanda adecuadamente y bajo control al circularlo hacia fuera. El hecho de mantener la presión en TR constante permitirá que el gas se expanda con mayor rapidez que la necesaria. Esto sacará del pozo más lodo, lo que creará disminución en la presión hidrostática y a su vez permitirá la entrada de más fluidos de la formación. Los efectos mencionados pueden pasar desapercibidos durante un tiempo, debido a que mientras el brote está en la parte inferior del pozo hay pequeñas variaciones en la sección transversal del espacio anular y el gas se expande lentamente. Esto ocurre cuando el gas está cerca de la superficie y sufre expansión súbita, lo que se reflejaría como una sobrepresión en el espacio anular.

5. REGRESAR FLUIDOS A LA FORMACION

Es común intentar regresar fluidos a la formación cuando se presenta un brote, evitando la necesidad de implementar un procedimiento de control adecuado. Esta situación implica que la FORMACION SEA FRACTURADA antes que el bombeo pueda realizarse, y lo más probable es que el fluido invasor no entre en la zona que originalmente lo aportó, a no ser que el fluido circulado sea agua limpia, ya que al utilizar lodo; los canales porosos de la formación son obturados con mantener densificante. Al no permitir la admisión del fluido invasor, las presiones manejadas para inyectar la burbuja abrirían otros intervalos con un gradiente de fractura mayor al de la formación aportada, con el consecuente riesgo de romper el sello en la zapata de TR.

Sin embargo, existe una situación limitante, la cual se presenta cuando ocurre un brote que contenga ácido sulfhídrico. Es preferible la inyección a la formación que circularlo a la superficie; sobre todo cuando no se han implementado los planes para este tipo de contingencia.

338

TA

BL

A 1

PR

OB

LE

MA

S Y

SO

LU

CIO

NE

S

339

TA

BL

A 2

PR

OB

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MA

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SO

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CO

NT

INU

AC

ION

340

TA

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A 3

PR

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S

CO

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341

85 CONCEPTO DE BARRERAS

Al desarrollar distintas operaciones en las áreas de reparar, terminar e inclusive perforar un pozo, deben tener en cuenta los riesgos a los cuales se expone el personal, el equipo o plataforma marinas. Estos riesgos se tomarán peligrosos si no se toman medidas de seguridad.

BARRENAS

Se consideran BARRENAS a todos los sistemas mecánicos y condiciones del pozo que previenen su flujo. Así un tapón de cemento probando con presión diferencial; una TR cementada probada y sin disparos abierto fungen como barreras.

Se clasifican en.

1 a. BARRERAS POSITIVAS NO REPRESENTAN RIESGO

2 a. BARRERAS CONDICIONALES

REPRESENTAN UN RIESGO MENOR

Esta segunda sucede, cuando por ejemplo se tenga una TR cementada, sin disparos pero sin una prueba con presión diferencial cuando la columna hidrostática del fluido de control únicamente equilibra la presión de formación; o en todos los casos de incertidumbre o con susceptibilidad de falla mecánica como sucede con los arietes de los preventores.

85.1 ANALISIS OPERATIVO Y APLICACIONES

El siguiente análisis está referido a cada operación en particular que se presenta durante la intervención a un pozo. Deberá hacerse en cada actividad señalando las barreras operativas que puedan considerarse.

ANALISIS OPERATIVO

FLUIDOS DE POZO

EQUIPO DISPONIBLE

TIPO DE

INTERVENCION

SITUACIÓN OPERATIVA

PARTICULAR

PRESIONES ESPERADAS EN EL

POZO

CONDICION DE LOCALIZACION

ESTADO MECANICO

DEL POZO

342

343

DETERMINACIÓN DE LA APLICACIÓN DE BARRERAS

344

APLICACIÓN DE BARRERAS

Incluir una barrera adicional cuando se tenga presiones mayores.

Incluir una barrera adicional en los siguientes casos:

Pozos de aceite sin presión

Pozos de gas o gas con presión menor de

3,000 lb/pg² y con equipo snubbing.

• Tres barreras condicionales intactas

Pozos de aceite con presión menor de

5,000 lb/pg²

Pozos de gas con presión

Menor de

3,000 lb/pg²

• Dos barretas positivas intactas

• Una barrera positiva y una

condicional intacta

Presencia de H2S ó CO2

Localización marina o lejana

Localización de alto riesgo

345

BARRERAS POSITIVAS Y CONDICIONALES

BARRERAS

BARRERAS POSITIVAS

1. Presión de fondo insuficiente para que el pozo fluya.

2. TR cementada, sin perforar y probada con presión diferencial negativa.

3. TR con disparos cementados y probados con presión diferencial negativa.

4. Tapón de cemento arriba de los disparos probado.

5. Tapón mecánico arriba de los disparos probado.

6. Fluido de control con densidad de trabajo.

7. a.. Arietes ciegos (de corte), probados.

b Arietes ciegos (sin obstrucción), probados.

c Preventor esférico (sin obstrucción), probados.

8. Válvula maestra del árbol no obstruida.

9. Válvula lateral del árbol y estrangulador no obstruidos.

10. Lubricador de cable eléctrico o de línea de acero, probados.

11. Arietes de corte para tubería flexible, probados.

12. Arietes de corte para cable eléctrico, probados.

EJEMPLO 1

CAMBIO DE ARBOL POR PREVENTOR AL INICIAR UNA TERMINACION

Barreras Positivas

1. Presión de fondo insuficiente para que el pozo fluya.

Todos los sistemas mecánicos y condicionales del

pozo que previenen su flujo

POSITIVAS

CONDICIONALES

Asegurar que la operación en el pozo no presente riesgo

Son las que aseguran la operación pero no totalmente

346

2. RT cementada, sin perforar y probada con presión diferencial negativa.

3. Fluido de control con densidad de trabajo.

Barreras Condicionales

1´ TR cementada, sin perforar y sin probar con presión diferencial negativa.

4´ Fluido de control con densidad de equilibrio.

6´ Tapón de línea alojado en niple de asiento o en TP probado.

9´ Válvula de contrapresión “H” instalada en el colgador de tubería.

EJEMPLO 2

CAMBIO DE CABEZAL EN UNA TERMINACIÓN

Barreras Positivas

1. Presión de fondo insuficiente para que el pozo fluya.

2. TR cementada, sin perforar y probada con presión diferencial negativa

3. Tapón de cemento probado arriba de TR corta.

4. Tapón mecánico probado arriba de TR corta

5. Fluido de control con densidad de trabajo.

BARRERAS CONDICIONALES

1´ TR cementada, sin perforar y sin probar con presión diferencial negativa.

3´ Tapón mecánico sin probar arriba de TR corta.

4´ Fluido de control con densidad de equilibrio.

347

85.2 METODO DE CONTROL DE POZOS “DEL PERFORADOR”

PRIMERA CIRCULACIÓN

Para evacuar al brote utilizando la densidad original, generando seguridad en el pozo mas no el control del mismo.

SEGUNDA CIRCULACIÓN

Para efectuar el control total del pozo utilizando la densidad de control para continuar las operaciones.

TÉCNICA DE EVACUACIÓN DEL BROTE SIN CERRAR TOTALMENTE EL POZO PARA ARENAS DE DESARROLLO EN LA CUENCA DE BURGOS

Ante la manifestación definida del pozo

1. Parar la bomba de lodos.

2. Levante su sarta a posición de cierre del preventor.

3. Abra la válvula hidráulica y cierre el preventor derivando flujo por el ensamble de estrangulación.

4. Circule a gasto reducido.

5. Calcule la presión de cierre de TP (GRAD. DE FORMACIÓN * - GRAD. DEL LODO) x PROFUNDIDAD = PRESION EN TP).

6. Utilizando la PRC + PTP calcule la presión de bombeo (PIC) para evacuar al brote, utilice un margen de seguridad de 0-100 lb/pg2.

7. Mantenga constante el régimen de bombeo y opere hábilmente el estrangulador especialmente a la salida del brote.

8. Después de salir al brote, se procede a cerrar pozo. Simultáneamente cierre estrangulador y parar bomba.

9. Compruebe la evacuación del brote. Las presiones en TP y TR deberán ser de igual valor, o ligeramente mayor que los obtenidos al cierre del pozo.

*Este gradiente estará referido a la misma formación por correlación del pozo vecino para evitar la entrada masiva del gas se recomienda perforar con metros controlados.

348

85.3 METODO DE CONTROL DE POZOS SIMPLIFICADO

1. Cierre el pozo inmediatamente después de detectar al brote y registre:

a) Profundidad del pozo, m

b) Densidad del lodo, gr/cm3

c) Presión de TP, kg*cm2

d) Presión de TR, kg*cm2

e) Volumen ganado, m3

2. Calcule el incremento a la densidad de lodo

Presión TP (kg/cm2) x 10 D = ---------------------------------

Profundidad m

3. Calcule las emboladas superficie-barrena.

Vol. Interno Sarta, lts EMB =------------------------------------------------------ Desplazamiento real de bomba, lt/emb

4. Con el nuevo lodo controle a régimen reducido. (1/3-1/2 del régimen normal) sostenga constante el régimen reducido.

5. Usando el estrangulador ajustable mantenga 0-100 Ib/pg2 sobre la presión inicial de cierre de TR hasta que el nuevo lodo llegue a la barrena.

6. Registre la presión cuando el nuevo lodo llegue a la barrena.

7. Usando el estrangulador ajustable mantenga constante la presión de bombeo, hasta que el nuevo lodo alcanza la superficie. Si no se controla retorne al punto No. 1

349

A. AJUSTE DE PRESION DE BOMBEO POR CAMBIO DE GASTO

Prc=

Pft Q2

1.86 Q1

Donde:

Prc = Presión reducida de circulación por cambio de gastos, lb/pg2 o kg/cm2

Pft = Presión de bombeo conocida, lb/p2 o kg/cm2

Q2 = Gasto requerido para el control, EMB

Q1 = Gasto conocido, EMB

1.86 = Exponente

OBJETIVOS DE BUENAS PRACTICAS SOBRE CONTROL DE POZOS

Prevenir los brotes

Detectar al brote lo más rápido posible

Restablecer el control primario de la manera más segura como sea posible

*CONOCO USA

350

B. AJUSTE DE PRESION DE BOMBEO POR REDUCCIÓN DE DENSIDAD

PRC= PB Po PT

Donde:

PRC = Presión de bombeo ajustada por reducción de densidad, lb/pg2 o kg/cm2

PB = Presión de bombeo conocida, kg/cm2, lb/pg2

PO = Densidad original, gr/cm3

PT = Densidad

C. AJUSTE DE PRESION DE BOMBEO POR INCREMENTO DE DENSIDAD

PRC= PB PT Po

Donde:

PRC = Presión de bombeo ajustada por incremento de densidad en lb/pg2 o kg/cm2

PB = Presión de bombeo conocida, kg/cm2, lb/pg2

PT = Densidad de trabajo, gr/cm3

PO = Densidad original, gr/cm3

351

MODULO X

FLUIDOS DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

INDICE

1 CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION ..................................................................................................................... 352

2 DESCRIPCION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION ......................................................................................................................... 356

3 FUNCIONES DE LOS ADITIVOS .................................................................................................................................................................... 358

4 EFECTOS DE LAS PROPIEDADES DEL FLUIDO SOBRE LAS PERDIDAS DE PRESIÓN ..................................................360

5 TECNICAS PARA DETERMINAR LA DENSIDAD DEL FLUIDO....................................................................................................... 362

6 PROPIEDADES DEL LODO POR INCREMENTO EN LAS DENSIDAD Y DILUCION ............................................................. 363

7 CONDICIONES DE SEGURIDAD EN LOS FLUIDOS DE PERFORACION ................................................................................... 364

8 FUNCIONES PRIMARIAS DE LOS FLUIDOS DE TERMINACION Y MANTENIMIENTO A POZOS ............................... 365

9 CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS DE TERMINACION Y DE REPARACION A LOS POZOS ................................ 373

352

86 CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

En cada etapa de la perforación del pozo, la selección del lodo que se utilizará, tiene como antecedente el pronóstico de las condiciones que se encontrarán antes, como durante la perforación de las formaciones que serán atravesadas; las zonas previstas con geopresiones; los problemas de estabilidad de las paredes del agujero; los costos que serán erogados por este concepto y los cuidados al medio ambiente. Todos, ellos intervienen en la toma de decisión, en el proceso de selección.

A continuación se describe su clasificación general, sin que se pretenda alterar la importancia de cada uno en función de cuanto y en dónde vaya a ser utilizada.

86.1 FLUIDOS BASE AGUA

El agua dulce.

Las soluciones: Son compuestos de productos químicos que no se separan del agua, aunque ésta quedara estática por un tiempo prolongado. Entre ellas se encuentran las SALMUERAS, que pueden ser de cloruro de sodio, cloruro de calcio, cloruro de potasio y otras. Estas soluciones salinas se mezclan con facilidad, algunas su costo es relativamente bajo, no existe el peligro de incendio o explosión. Sin embargo en algunos lugares pueden constituir un riesgo para el entorno ecológico.

Las emulsiones: Son fluidos cuya fase continua es el agua y la discontinua o emulsificante es el aceite.

Los lodos: Formados por una suspensión de sólidos, como son las arcillas, la barita y los ripios de la formación en cualquiera de los líquidos anteriores. En ocasiones se les agrega ciertas sustancias químicas según se requiera para mejorar o modificar las propiedades generales.

86.2 FLUIDOS BASE ACEITE

El aceite en su componente principal y como máximo debe contener menos de un 10% de agua emulsionada en una composición general. Este fluido podrá ser aceite mineral o diesel. El uso no provoca daños a los intervalos abiertos, pero está limitado su empleo para pozos de baja presión. Deberán tenerse los equipos adecuados para extinguir fuegos y en lugares de fácil acceso.

Emulsión Inversa: En estos fluidos el aceite es la fase continua y el agua dulce o salada es la fase discontinua. En su composición el contenido de agua es mayor al 10% y su estabilidad dependerá de uno o más de los siguientes componentes: agentes de suspensión, agentes humectantes y emulsificantes, agentes de control de filtración, reductores de viscosidad, cantidad y tipo de material sólidos para aumentar su densidad.

353

Emulsión directa: En este caso el agua constituye la fase dispersa (continua) y el aceite forma la fase discontinua. Cuando éstos son analizados, los filtrados son bajos y siempre será aceite. Al agregarle determinados agentes de suspensión permiten elevadas viscosidades y poder de suspensión, para lo cual deberán atendérseles constantemente en su tratamiento, evitando durante su preparación que no se excedan materiales sólidos que provoque taponamiento en la formación.

86.3 FLUIDOS SINTETICOS CON POLIMEROS

1. Estos lodos incorporan químicos generalmente de cadena larga de alto peso molecular, son efectivas en la floculación del lodo, incrementando viscosidad, reduciendo pérdidas de filtrado y estabilizando la formación. Varios tipos de polímeros están disponibles para este propósito, incluyendo bentonitas extendidas las cuales tienen una alta solubilidad al ácido que las bentonitas y por lo tanto reducen la cantidad de arcilla necesaria para mantener viscosidad. Biopolímeros y polímeros de enlace cruzado son normalmente usados y se tiene buenas propiedades débiles de corte a concentraciones bajas de productos.

2. Son fluidos preparados con polímeros orgánicos de fase continua como los esteres, los éteres, las poliaolefinas, los glicoles.

Estos fluidos se diseñaron como una alternativa para mejorar los lodos de aceites y aceite mineral con la finalidad de superar el impacto negativo en el entorno ecológico de los fluidos tradicionales de emulsión inversa. En su preparación contienen los mismos componentes que los de base aceite, adicionándoles otros productos químicos para mantener sus características y propiedades requeridas.

86.4 GASES

Gases secos: Estos fluidos lo componen: el aire, el gas natural, los gases de escape, los gases de combustión; como son el bióxido de carbono (CO2); el metanol (CH4); el nitrógeno (N2),

Las nieblas: Su composición se forma de pequeñas gotas de agua o lodo arrastradas en una corriente de aire.

Las espumas: Son una composición de burbuja de aire arrastradas y rodeadas por una película de agua que contiene un agente estabilizador superficial (surfactante) para la espuma.

Las espuma estables: En su mayoría son espumas formadas por materiales que fortalecen la película, como son los polímeros orgánicos y la bentonita.

Sin duda el gas natural obtenido de las mismas zonas producidas puede utilizarse para perforar áreas depresionadas o expuestas a pérdida de circulación. En este caso el pozo

354

queda controlado solo por la contrapresion de superficie. Sin embargo su manejo es extremadamente peligroso e inflamable, además de requerirse unidades de alto volumen y alta presión. No es recomendable su aplicación si no se tiene las condiciones de seguridad que establecen los reglamentos.

Para las etapas de terminación del pozo, durante la estimulación y prueba de los intervalos perforados, el uso del gas nitrógeno es el que se utiliza. Siendo un gas inerte, posee varias cualidades que lo hacen confiable. Químicamente no dañará la formación, a los materiales metálicos y elastómeros que forman parte del aparejo de producción. Además permitirá hacer un “barrido” en el tramo perforado al someterlo a prueba de producción.

355

1) FLUIDOS

BASE AGUA

2) FLUIDOS

BASE ACEITE

3) FLUIDOS

SINTETICOS

4) GASES

a.- Sódicas b.- Cálcicas c.- Polímeros y Densificantes

CLASIFICACION

DE LOS FLUIDOS DE

PERFORACION

1.- ESPUMAS 2.-SALMUERAS

3.-BENTONITICOS

4.- ROMOLIGNOSULFONATO

5.- TRATADOS CON CALCIO

6.- AGUA DULCE

7.- EMULSION INVERSA

8.- FLUIDOS DE BAJA DENSIDAD

356

87 DESCRIPCION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

87.1 FLUIDOS BASE AGUA

87.1.1 ESPUMAS

Se utilizan en la perforación de pozos en formaciones depresionadas y profundidades hasta de 3,000 m. obteniéndose densidades desde 0.1 – 0.96 gr/cm³.

También empleadas en combinación con equipos de tubería flexible para desarenar o limpiar intervalos productores del pozo.

Salmuera sódicas, cálcicas, con polimeros y densificantes

Con este tipo de fluidos se obtienen densidades desde 1.0 – 1.19 gr/cm³, como ventaja tiene la de no dañar la formación por estar libres de sólidos.

Salmueras Cálcica

Estos fluidos proporcionan hasta 1.40 gr/cm³. Con características de no dañar la formación por carecer de sólidos.

Salmueras con polímeros y densificantes.

Con estas salmueras se pueden obtener densidades hasta de 1.45 gr/cm³, teniendo capacidad de arrastre por el contenido de polímeros.

Como desventajas, tienen características de ser corrosivas y se degradan con temperaturas mayores de 100 °C.

87.1.2 FLUIDOS BENTONITICOS

Este tipo de fluidos tiene como característica principal alto poder de arrastre y suspensión a bajo costo, de fácil preparación y buen control de filtrado.

Se alcanzan densidades hasta de 1.08 gr/cm³, al perforar cemento se floculan fácilmente y a temperaturas de 180°C, se deshidrata aumentando su viscosidad.

87.1.3 FLUIDOS CROMOLIGNOSULFONATOS EMULSIONADOS

Estos fluidos al densificarlos con carbonatos alcanzan la densidad de 1.30 gr/cm³, y con barita hasta 2.24 gr/cm³.

357

87.1.4 FLUIDOS TRATADOS CON CALCIO

Cationes bivalentes tales como del calcio y magnesio cuando se adicionan al lodo inhiben el hinchamiento de las arcillas o lutitas y así lodos con altos niveles de calcio soluble son usados para controlar el desprendimiento de lutitas, ampliando el agujero y previniendo daño a la formación.

Caliza hidratada, yeso y cloruro de calcio son los principales ingredientes de los sistemas cálcicos.

Los sistemas a base de yeso usualmente tienen un pH de 9.5 a 10.5 y con exceso de concentración de yeso de 2 a 4 lb/bl (600 – 1,200 mg/lt de calcio). Los sistemas de cal tienen cualquiera de los dos, un exceso de concentración de cal de 1 a 2 lb/bl, para un sistema alto en cal. Productos especializados son agregados para control individual de las propiedades del lodo.

87.1.5 AGUA DULCE

Se utilizará como fluido de control en zonas de baja presión con fines de abandono. Por carecer de propiedades reológicas no se recomienda como fluido de acarreo.

87.2 FLUIDOS BASE ACEITE

87.2.1 EMULSION INVERSA

Representan fluidos en los que la fase continua es el aceite y la fase dispersa es el agua. Tienen la ventaja de permitir como filtrado el aceite que no daña la formación, pero su degradación obligará a extremos cuidados en su mantenimiento.

Una emulsión inversa requiere materiales emulsificantes. Por sus rangos en densidades se emplean tanto en pozos depresionados como aquellos pozos que manejan altas presiones. Aplicable como fluidos de perforación y para limpieza de pozos.

87.2.2 FLUIDOS DE BAJA DENSIDAD

Su característica principal se debe a la mezcla de fluidos como diesel y agua en forma emulsionada. Permite densidades de 0.81 – 0.92 gr/cm³, con viscosidades de 70 – 100 segundos y establece excelente bombeo.

358

88 FUNCIONES DE LOS ADITIVOS

La clasificación de las funciones de cada aditivo son aquellas que han sido aceptadas por el Subcomité de la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC) relacionados a los Fluidos de Perforación. Algunos aditivos tienen múltiples usos cuyas funciones son listadas en una primera y segunda categoría.

88.1 Aditivos para control de pH, Alcalinidad

Productos diseñados para controlar el grado de acidez o alcalinidad de un fluido, puede incluir cal, sosa cáustica y bicarbonato de sodio.

88.2 Bactericidas

Productos usados para reducir la cantidad de bacterias paraformaldeido, sosa cáustica, cal, almidón, preservativos son comúnmente usados.

88.3 Removedores de Calcio

La sosa cáustica, ceniza, bicarbonato de sosa y ciertos polifosfatos mejoran la mayoría de los químicos diseñados para prevenir y vencer los efectos contaminantes de la anhidrita, yeso o ambas formas de sulfato de calcio.

88.4 Inhibidores de corrosión

La cal hidratada y sales de aminas son frecuentemente adicionadas a los sistemas para monitorear la corrosión. Un buen fluido conteniendo un adecuado porcentaje de coloides, ciertos lodos emulsionados, y lodos de aceite exhiben excelentes propiedades de inhibir la corrosión.

88.5 Desespumantes

Son productos diseñados para reducir la acción espumante particularmente en lodos salados y salmueras saturadas.

88.6 Emulsificantes

Son productos para crear una mezcla heterogénea de dos líquidos. Estos incluyen lignosulfonato emulsionados, ciertos agentes activos de superficie cargados de manera aniónica o no iónica (cargados negativamente o sin carga).

88.7 Reductores de filtrado

El filtrado o reductores de pérdida tales como la bentonita, CMC y almidones pregelatinizados sirven para cortar la pérdida de filtrado, que es una medición de la tendencia de la fase líquida del fluido de perforación de pasar dentro de la formación.

359

88.8 Floculante

Estos son algunas veces usados para incrementar el esfuerzo del gel, salmueras, cal hidratada, yeso y tetrafosfatos de sodio pueden ser usados para causar partículas coloidales en suspensión, para agrupar dentro de racimos, causando sólidos libres de asentamiento

88.9 Agentes espumantes

Estos son químicos usados con frecuencia y actúan como surfactantes (agentes activos de superficie) para generar espuma en presencia de agua. Estos agentes espumantes permiten al aire o gas incorporarse al fluido.

88.10 Materiales para pérdidas

La primera función de los aditivos de pérdida de circulación es para obturar la zona de pérdida en la formación frente a la cara expuesta del agujero, a fin de que las subsecuentes operaciones no provoquen pérdida de fluidos de perforación.

88.11 Agentes lubricantes

Se elaboran para presiones extremas y son diseñados para reducir el torque e incrementar la potencia sobre la barrena por la reducción del coeficiente de fricción. Ciertos aceites, polvo de grafito y jabones son usados para este propósito.

88.12 Agentes liberadores de tubería

Consisten principalmente en detergentes, jabones, aceites, surfactantes y otros químicos; estos agentes intentan ser expuestos en una área con tendencias de pegadura de tubería para reducir fricción, incrementando la lubricidad e inhibiendo el hinchamiento de la formación.

88.13 Control de inhibidores de lutitas

El yeso, silicato de sodio, lignosulfonatos de calcio, tales como la cal y la sal, son usados para el control de hidratación o desintegración de ciertas lutitas.

88.14 Agentes activos de superficie

Se conocen como surfactantes porque reducen la tensión interfacial entre las superficies en contacto (agua/aceite, agua/sólido, agua/aire, etc). Estos algunas veces pueden ser emulsificadores, desemulsificantes, floculantes o defloculantes. Dependiendo sobre la acción en la superficie.

360

89 EFECTOS DE LAS PROPIEDADES DEL FLUIDO SOBRE LAS PERDIDAS DE PRESIÓN

PROPIEDADES REOLOGICAS DE LOS FLUIDOS

La medición de las propiedades reológicas de un fluido son de importancia para efecto de cálculo de pérdidas de presión por fricción, para determinar la capacidad de acarreo de los recortes que se generan en el fondo durante la perforación, para analizar la contaminación del fluido y para poder determinar los cambios de presión en el fondo del pozo al sacar o meter la sarta de perforación. Las propiedades fundamentales a controlar son: viscosidad y gelatinosidad.

La medición de viscosidad se puede realizar con el embudo Marsh o bien con el Viscosímetro Fann.

Las medidas de viscosidad tradicional en la instalación se hacen con el embudo Marsh que mide el tiempo el escurrimiento de ¼ de galón de lodo. La llamada viscosidad Marsh es la cantidad de segundos necesarios para que un cuarto de galón (0.946 lt) pase a través del tubo de 3/16 pg, de diámetro que se tiene en el extremo inferior del embudo. El valor del tiempo de escurrimiento es un indicador cualitativo del lodo. Para obtener su calibración, se llena el embudo con 1500 cm³ de agua dulce a temperatura de 22 – 27° C y permitir su salida para llenar el pocillo que tiene su marca de referencia correspondiente a ¼ de galón; anotando el tiempo que se llevó llenar el cuarto de galón.

El tiempo empleado de calibración deberá ser de 26 segundos.

Para obtener resultados confiables al utilizar el embudo deberá estar limpio y libre de irregularidades internamente.

a) Deberá tomarse la muestra en la salida de la línea de flote, pasar la muestra al embudo a través de la malla hasta un nivel que alcance al ras de ésta en el embudo, mantenido tapado el orificio de salida con un dedo.

b) Inmediatamente quitar el dedo del orificio de salida y permitir el escurrimiento del lodo al pocillo, controlando el tiempo de escurrimiento del cuarto de galón, es decir, hasta que el lodo alcance la marca en el pocillo. La cantidad de segundos que tarda en escurrir ese cuarto de galón representa la viscosidad Marsh.

c) También registre la temperatura de la muestra en grados centígrados.

La mejor medición de las propiedades reológicas del lodo de perforación se obtiene a través del viscosímetro Fann VG-35 Permitiendo proporcionar la viscosidad plástica en centipoises mediante la resta de la lectura de 300 a 600 RPM. Y el punto de cedencia de la resta de la lectura de la viscosidad plástica de la lectura a 300 RPM. La medida de la resistencia del flujo que proporciona un fluido está relacionado por la fricción entre sus partículas suspendidas y la fase líquida continua.

361

permitiendo proporcionar la viscosidad plástica en centipoises mediante la resta de la lectura de 300 a 600 RPM. Y el punto de cedencia de la resta de la lectura de la viscosidad plástica de la lectura a 300 RPM. La medida de la resistencia del flujo que proporciona un fluido está relacionado por la fricción entre sus partículas suspendidas y la fase líquida continua.

FIG. 1 VISCOSIMETRO FANN VG-35

La cualidad tixotrópica del fluido se mide en lb/100 pie².

Esto significa que a mayor cantidad de partículas para densificar habrá mayor número de partículas en fricción.

Las cualidades de tixotropía del fluido también representan un resistencia al flujo, ya que a mayor densidad, mayor capacidad de sustentación tendrá el lodo. Deberá tomarse en cuenta sobre todo, si el fluido queda bajo condiciones estáticas. Se expresa el gel en lb/100 pie²,

362

concluyendo a mayor densidad, mayor viscosidad y gelatinosidad (fuera de control), se tendrán mayores pérdidas por fricción en el sistema de circulación.

90 TECNICAS PARA DETERMINAR LA DENSIDAD DEL FLUIDO

Para determinar la densidad del fluido de perforación se usa la balanza tradicional para lodos. Esta balanza está compuesta de su propia base y una barra graduada por ambos lados como se ilustra en la figura 1; en un extremo tiene el recipiente para el lodo con su tapa; cerca de este depósito está el punto de apoyo de la balanza con el soporte y en el otro extremo está el depósito de balines para calibración de la balanza y un pilón que se desliza para hacer nivelar el peso del lodo.

Antes de usar una balanza para lodos es necesario conocer su calibración y se hace con agua dulce destilada dando una lectura de 1 gr/cm³ = 8.33 lb/galón. Si no existe nivelación con este valor deberá ajustarse su tornillo o bien, con sus balines si es de este tipo.

Las lecturas de las graduaciones en ambas caras de la balanza serán en gr/cm³, lb/gal, lb/pie³ y lb/pg²/1000 pie.

El procedimiento para determinar la densidad de un fluido es como sigue:

1. Colocar la base sobre una superficie firme nivelada.

2. Llene la copa con el fluido que se va a pesar.

3. Coloque la tapa girándola permitiendo salir fluido por el orificio central de la tapa.

4. Presionando con el dedo a la tapa del recipiente para lodo, lavar y con una franela secar el exceso de agua.

5. Colocar la balanza sobre su soporte correr al pilón para lograr su nivelación.

6. Leer sobre la escala la densidad del lodo.

7. Registrar la densidad del lodo

8. Eliminar el lodo de la copa después de su uso. Lavar la tapa, la copa, la balanza completa y secarla a fin de mantenerla lista para su siguiente uso.

FIG. 2 BALANZA PARA LODOS

363

91 PROPIEDADES DEL LODO POR INCREMENTO EN LAS DENSIDAD Y DILUCION

Los fluidos de perforación conforme avanza la operación del pozo se requieren de mayor densidad para confinar los fluidos de las formaciones más profundas.

El fluido en sí se compone del líquido base ya sea agua o aceite, el fluido o material viscosificante que tendrá la función de sustentación y el material densificante. Las partes de que consta el sistema se interrelacionan, ya que si consideramos mayor densidad, será necesario agregar material sustentante con el consecuente cambio de propiedades reológicas del sistema.

Mediante la densidad del fluido que es la más importante de las propiedades de un sistema, se logra el control del pozo mediante la presión que ejerce la columna hidrostática en las paredes del agujero. Su control depende de agregar material densificante, o por dilución.

La otra propiedad del fluido de perforación es la viscosidad plástica que representa la resistencia interna que tiene un líquido a fluir. Dependerá la viscosidad de un lodo de la concentración, calidad y dispersión de los materiales viscosificantes suspendidos en él. Su función es la de acarrear los recortes generados por la barrena a la superficie principalmente. Se origina por la concentración de sólidos presentes y está en función con la forma y tamaño de los mismos.

Otra propiedad de lodo de perforación es la gelatinosidad que está representada por la medida de atracción de las partículas del fluido al estar en reposo.

La bentonita principalmente proporciona la fuerza de gelatinosidad al fluido.

El punto de cedencia de un fluido es otro de los componentes a la resistencia al flujo y está referido a las fuerzas de atracción de las partículas bajo condiciones dinámicas.

Esta fuerza de atracción o punto de cedencia está en función de:

a) Tipos de partículas y cargas eléctricas propias

b) Concentración de partículas

c) Concentración iónica de sales en la fase líquida.

Altos puntos en cedencia tienen efectos indeseables sobre pérdidas por fricción y resistencia de geles por lo que requiere reducirlos.

Cuando se requiere bajar la viscosidad plástica será necesario disminuir la concentración de sólidos en el sistema; principalmente se logra mediante aparatos mecánicos, dilución o sedimentación.

Añadir agua al sistema del lodo significa bajar la concentración de sólidos por unidad de volumen y con ello se logra reducir la fricción entre los sólidos logrando bajar la viscosidad. Al añadir agua al sistema traerá consigo disminuir la densidad del fluido también.

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92 CONDICIONES DE SEGURIDAD EN LOS FLUIDOS DE PERFORACION

Son muchas las variables en la composición química de un fluido de perforación que afectan sus propiedades. Por lo que deberán tenerse las precauciones necesarias durante la preparación de mezclas en cualquier sistema de lodos.

Las cuadrillas de perforación, deberán estar alerta de los riesgos que implica el manejo y mezclas de los materiales.

Ciertas sustancias químicas provocan quemaduras graves, siendo tóxicas algunas tanto para el ser humano como para el medio ambiente. También pueden causar problemas visuales y respiratorios.

Deberán utilizarse en todo momento al manejar y mezclar productos químicos: ropa de algodón adecuada, lentes o protectores de lentes graduados, guantes vinílicos con calidad certificada, botas, delantales, etc.

Se recomienda que al mezclar estos con agua u otros fluidos se haga con la debida precaución, para reducir la posibilidad de una reacción violenta.

Siempre se debe tener disponible, cerca del área de mezclado, el equipo para enjuagar los ojos y limpiar la piel. Si alguna sustancia entra en contacto con alguna parte del cuerpo humano se lavará de inmediato con abundante agua y deberán tomarse las medidas preventivas que el caso requiera, incluyendo el aviso a su inmediato superior.

En todos los procesos de perforación los fluidos cumplen un papel importante para aumentar la eficiencia y el rendimiento del equipo o plataforma marina junto a las cuadrillas de trabajo. Este módulo no pretende impartir conocimientos profundos que califiquen al personal como un Ingeniero Químico de lodos, pero si es deseable que en forma simple y sencilla comprendan las funciones, su clasificación y componentes de los lodos de perforación; los efectos en sus propiedades, la forma para determinar sus características y reología; así como el tratamiento de los mismos.

Las alteraciones en las lecturas de algunos instrumentos en la consola del perforador, reflejan cambios en las condiciones del lodo o problemas que pueden estarse originando en el fondo del agujero. Son estos los instantes en que un trabajador con los conocimientos adquiridos estará presto a resolver cualquier situación de tal forma en cuidar que no se presente algún brote imprevisto.

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93 FUNCIONES PRIMARIAS DE LOS FLUIDOS DE TERMINACION Y MANTENIMIENTO A POZOS

Los fluidos de terminación y reacondicionamiento mantenimiento a los pozos desempeñan las mismas funciones básicas que los lodos de perforación. Se tienen muchas aplicaciones para ellos.

UN FLUIDO DE TERMINACION O PARA REACONDICIONAMIENTO DE UN POZO, ES CUALQUIER FLUIDO QUE TENGA CONTACTO CON LA FORMACION PRODUCTORA DESPUES DE CONCLUIR

SU ETAPA DE PERFORACION.

93.1 MANTENER CONTROLADA LA PRESION DE FORMACION

El agua, el aceite y el gas contenidos en el yacimiento ejercen una gran presión hacia “arriba” como si pugnara por salir a la superficie. A esta presión se le llama PRESION DE FORMACION.

Para realizar con seguridad y facilitar las operaciones de terminación y reparación de pozos es necesario contrarestar esa presión de formación y llevarla a un punto de equilibrio ejerciendo una presión controlada mediante un fluido de control.

A este presión que ejerce el fluido para equilibrio la presión de formación la denominamos PRESION HIDROSTATICA.

FIG. 1 MANTENER CONTROLADA LA PRESION DE FORMACION CON LA Ph

Técnicamente sabemos que la fuerza de esta presión hidrostática (Ph) es directamente proporcional a la densidad del fluido y la altura de la columna que lo contiene.

La presión se registrará en kilogramos por centímetro cuadrado (kg/cm²) o libras por pulgada cuadrada (lb/pg²).

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La primera función o uso del fluido de control es la de lograr el equilibrio entre la presión de formación y la presión hidrostática.

93.2 EVITAR O MINIMIZAR EL DAÑO A LA FORMACION

¿Qué pensaría si la presión hidrostática que ejerce el fluido hacia abajo fuera mucho mayor que la presión de formación que ejerce el gas, el aceite o el agua hacia arriba?

Individualmente que entraría los fluidos dañando la formación: taponando la porosidad, obstruyendo el flujo, etc; y dificultando así posteriormente la explotación eficiente del pozo.

¿Qué haría usted para evitar esto?

Por supuesto que será necesario mantener la Ph igual o ligeramente superior al valor de la presión de formación.

Este equilibrio de presión en ocasiones puede perderse al introducir la sarta de trabajo, debido a la mayor resistencia que encuentra por la estructura tipo “gel” que forma el fluido en reposo y que tendría que contrarrestarse con una mayor fuerza o presión. Esta mayor presión que se ejerce, podría romper el equilibrio logrado.

Es importante que el fluido a usar no origine daño alguno al intervalo productor. El agua dulce natural puede causar una emulsión bloqueadora en el flujo de ciertas formaciones de hidrocarburos, o alterar la mojabilidad de la roca.

FIG. 2 DAÑO A LA FORMACION POR UN EXCESIVO INCREMENTO EN LA PRESION HIDROSTATICA

Para mantener el equilibrio de la Ph con la PF es necesario agregar al fluido del control agentes dispersantes que faciliten su fluidez y reduzcan así la resistencia evitando la necesidad de provocar un excesivo aumento de la presión al entrar la sarta de trabajo e introducirse en el pozo.

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Gracias a la fluidez es posible realizar operaciones, conservando la Ph igual o ligeramente mayor que la presión de formación, lo cual permite evitar o minimizar el daño a la formación.

Además, es recomendable utilizar en la preparación de los fluidos de terminación y de reparación, productos y materiales químicos que sean compatibles con la formación productora.

93.3 ACARREO DE RECORTES A LA SUPERFICIE

Para ejecutar las diversas operaciones, es necesario hacer circular un fluido de control al interior del pozo y desalojarlo a la superficie.

Llamamos recortes a la arena, cemento y fierro que como consecuencia misma del trabajo de terminación y reparación se producen. Estos recortes por ser sólidos dentro de un fluido tendrán a caer hacia el fondo atraídos por la fuerza de gravedad, siendo el objetivo sacarlos para mantener limpio el pozo.

¿Como serían las consecuencias si ese material sólido se acumula en el espacio anular debido a un fluido mal preparado que no los arrastre a su paso hasta la superficie?

Para extraerlos se tendría que aumentar la fuerza o presión del fluido circulante, lo que aumentaría la presión hidrostática, con peligros como ya se dijo en dañar la formación. Además se originaría fallas en la herramienta de molienda y sarta atrapada, velocidad reducida de penetración y retrituración de recortes.

FIG. 3 ATRAPAMIENTO DE LA SARTA POR ACARREO DEFICIENTE DE RECORTES

RECORTES

HERRAMIENTA

ATRAPADA

368

Para evitar lo anterior es necesario que el fluido de control cumpla realmente la función de acarrear a su paso estos recortes, lo cual se logrará gracias a la suficiente densidad y viscosidad que se le da en su preparación, son olvidar también cuidar el gasto óptimo de circulación.

93.4 SUSPENSION DE RECORTES AL DETENERSE LA CIRCULACION

Usted ha comprendido como el fluido cumple la función de acarrear a su paso los recortes; pero ¿Qué pasa cuando la circulación del fluido se detiene?

Los recortes caerían hacia el fondo del pozo con las consecuencias que usted ya conoce. Para resolver este problema los Ingenieros de Fluidos pensaron: que tal si al detenerse el fluido se forma una estructura gelatinosa que detenga los recortes y que al volver a circular se rompa esa estructura y vuelva a fluir normalmente.

Lo resolvieron agregando bentonita o polímero al fluido. Esta cualidad que tienen algunas sustancias le llaman TIXOTROPIA la cual se define así:

TIXOTROPIA: Es la tendencia que tienen algunos fluidos de formar estructuras gelatinosas o semisólidas cuando están en reposo y que al ser sometidas a un esfuerzo vuelven a un estado original.

La estructura gelatinosa resiste el hundimiento y precipitación de sólidos y recortes hasta que se reinicia la circulación. Podemos expresar entonces que el fluido cumple su función de suspensión de recortes, gracias al concepto citado.

FIG. 4 EFECTO DE LA GELATINOSIDAD

RECORTES

EN

SUSPENSION

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93.5 SOPORTE DEL PESO DE LA SARTA

Usted habrá observado que cuando su hijo se sumerge en una alberca o en la tina pesa mucho menos. Si el agua está al borde, al entrar el niño ésta se derrama por supuesto y si no está al borde, ciertamente sube el nivel.

El sabio griego Arquímedes, al observar este fenómeno sacó una brillante deducción que

según la historia le hizo exclamar: !EUREKA, lo tengo¡ Actualmente se conoce como Principio de Arquímedes y dice así: UN CUERPO SUMERGIDO PARCIAL O TOTALMENTE EN UN LIQUIDO ES EMPUJADO HACIA ARRIBA POR UNA FUERZA IGUAL AL PESO DEL LIQUIDO DESALOJADO.

FIG.5 PRINCIPIO DE ARQUIMIDES

Pues bien, este fenómeno ocurre también dentro de los pozos, al introducir la sarta en el fluido, ésta recibe “un empuje hacia arriba igual al peso del fluido desalojado” e indudablemente que el empuje será mayor debido a su densidad. Se conoce como EFECTO DE FLOTACION.

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Esto es particularmente importante al aumentar la profundidad, ya que como usted por experiencia sabe, el peso de la sarta que el equipo tiene que soportar es mayor a más profundidad.

93.6 ENFRIAMIENTO Y LUBRICACION DE LA SARTA DE TRABAJO

Conforme la herramienta de molienda y la sarta de trabajo giran dentro del pozo, se generan elevadas temperaturas; por el contacto entre la barrena o molino y el material que se está moliendo, se le llama calor por fricción.

Gracias al fluido que pasa por esos puntos de fricción y por esta zona de calor se logran un enfriamiento y sirve también para lubricar el metal que se encuentre en contacto con otros y así evitar calor excesivo, desgastes y fallas. Deberá tenerse presente que este calor por fricción dentro del pozo, genera temperaturas hasta de 75 °C y aún mayores.

Aunque en bajo grado, el fluido de control posee propiedades lubricantes que pueden incrementarse, al incluirse en su preparación aceites combinados con ciertos agentes emulsificantes.

Los beneficios que cumple esta función en los fluidos son:

Prolongación de la eficiencia de la barrena o molino.

Disminución de la presión y mejorar el arrastre.

Menor desgaste por fricción en la sarta de trabajo y en el interior de la tubería de revestimiento.

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93.7 FORMACION DE PARED (ENJARRE)

Algunos fluidos debido a su viscosidad y sólidos en suspensión, al estar sometidos a una presión, forman en las paredes de la formación una película protectora llamada enjarre, que sirve de pared entre el fluido de control y la misma formación.

Un fluido de base agua con una adecuada preparación, depositará un buen enjarre en la zona de disparos, el cual consolida la formación y retardará e paso del filtrado al tramo productor evitando así el daño al yacimiento. Un enjarre que contenga el mínimo espesor permitirá menos filtrado. La formación de enjarres gruesos se debe a agentes contaminantes como el agua salada, cemento, gas y otros que evitan la hidratación del material viscosificante. Los fluidos con alto filtrado de agua podrán dañar las formaciones, coaccionando una disminución en su productividad.

FIG. 6 FORMACION DE ENJARRE POR DISPERSION DE SOLIDOS Y PRESION HIDROSTATICA

93.8 8.8 PERMITIR EL MEDIO ADECUADO PARA EFECTUAR OPERACIONES CON EQUIPOS DE SERVICIO A POZOS

La condición del fluido dentro del pozo, adquiere una importancia relevante cuando se efectúan trabajos con cable electromagnéticos como son la toma de diversos registros, detonación de disparos, anclaje de empacadores permanentes, desconexión de tuberías, cortes con cargas químicas.

También cuando se operan con línea de acero para cierre o apertura de válvulas de circulación, válvulas de tormenta, toma de registros de presión de fondo, etc.

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Por ello es importante mantener la viscosidad y gelatinosidad del fluido en condiciones, para que todas las herramientas y accesorios operadas con estos equipos no encuentren resistencia en el interior de las tuberías.

93.9 EVITAR DAÑOS A LOS ACCESORIOS SUPERFICIALES

La vida productora de un pozo determinará el tipo de fluido y aditivos que se mezclarán para dejarse en su interior. Se llaman FLUIDOS EMPACADORES (de empaque) a los que van a permanecer ahí confinados durante este periodo entre las paredes de TR y TP (espacios anulares). Deben recibir un tratamiento especial, que no sean corrosivos para evitar disminuir la vida útil de los elementos de hule (elastómeros) del aparejo de producción.

93.10 PREVENIR EL FACTOR TEMPERATURA EN LOS FLUIDOS

En el interior de un pozo la temperatura no se debe menospreciar, deberá tomársele siempre en cuenta. La densidad y algunas propiedades de los fluidos de terminación y reparación se ven afectados por este factor. En varios fluidos de reacondicionamiento la densidad disminuye con la temperatura (como en las salmueras de sodio y de calcio), características que deberán tenerse presente en la selección y cálculos en su preparación. Deberán conocerse las temperaturas de fondo, a la salida del pozo y dentro de las presas para con esta información pueda analizarse y prevenirse posibles problemas.

93.11 EVITAR RIESGOS AL PERSONAL Y AL MEDIO AMBIENTE

Los fluidos de reacondicionamiento tienen incorporados una variedad de productos y materiales químicos (sólidos y líquidos), que pueden resultar peligrosos en su manejo, causando daños tóxicos, respiratorios, visuales y quemaduras. Las medidas preventivas y el equipo de protección personal adecuado deberán aplicarse al momento de manipular, mezclar y tratar estos materiales químicos.

El entorno ecológico terrestre y medio ambiente marino debe considerarse uno de los recursos mas preciados y comprometidos a preservar. Por lo que los fluidos que se utilizan en los pozos, como los que estos aporten podrán dañarlo. Para evitar lo anterior, deberán respetarse las reglamentaciones nacionales e internacionales relacionados a derrames, el manejo y transporte de los fluidos y principalmente difundirlos a todo el personal.

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94 CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS DE TERMINACION Y DE REPARACION A LOS POZOS

Una selección del fluido apropiado deberá considerarse de acuerdo a las operaciones específicas de terminación y mantenimiento a los pozos. Estas características serán:

1. Densidad del fluido: Una densidad suficiente que controle las presiones del pozos, que sea igual o ligeramente mayor que la presión de formación; es razonable de 7 a 14 kg/cm² (100 a 200 lb/pg²). Los fluidos de reparación con una presión de equilibrio son ideales ya que disminuirán los daños a la formación, reduciendo las pérdidas por sobrebalanceo. En la actualidad son prácticos por los dispositivos modernos que se disponen para el control de presión.

2. Viscosidad del fluido: Al mantener esta característica en condiciones de fluidez, permite la circulación para desalojar los recortes de fierro, cemento y otros residuos a la superficie. Los productos viscosificantes serán seleccionados en función al tipo de fluido, puesto que pruebas de laboratorio demuestran que algunos afectan y reducen permeabilidad de la formación.

3. Libre de sólidos: Para ciertas operación el fluido debe encontrarse con el mínimo de partículas sólidas en suspensión, ya que puede obstruir los intervalos productores reduciendo sustancialmente la producción después de una operación de estimulación o tratamiento al pozo.

4. Características de la invasión: Deberá limitarse al mínimo la invasión, sobre todo en pozos que tengan baja permeabilidad. El filtrado que llegue a entrar a la formación deberá tener el mínimo efecto en las formaciones. Las partículas mayores a la mitad del diámetro de los poros, normalmente forman un puente que impedirá la entrada de los fluidos al pozo. Partículas menores a dos micras generalmente pasan sin congestionar los poros.

5. No ser corrosivo: Para evitar posibles fallas en los componentes metálicos tubulares y de superficie, originando problemas de pesca posteriores.

6. Aspectos económicos: La selección dependerá a que el fluido sea compatible con la formación productora para evitar los menores daños a la misma. Hay ocasiones en que los fluidos menos costosos causan poco o ningún daño. Por lo general lo frágil de la formación será la consideración principal.

7. Estabilidad del fluido: Estas características es muy importante cuando un fluido permanecerá en el pozo durante un período prolongado. Debe tener la estabilidad suficiente para soportar los cambios de temperatura principalmente a mayores profundidades y elevadas temperaturas. Al no atenderse esta condición originará problemas en la recuperación de los aparejos de producción y posibles operaciones de pesca.

8. Prevenir la contaminación: La adición de productos químicos (líquidos y sólidos) a los fluidos de terminación y reparación puede causar problemas ambientales. Por lo que en su preparación y

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uso en los pozos, deberán aplicarse las medidas de seguridad establecidas para cuidar y mantener el entorno ecológico y el ambiente marino.

MODULO XI

PROBLEMAS PREVIOS O DURANTE EL CONTROL DE UN POZO

INDICE

1 ESTRANGULADOR (LAVADO O TAPADO)................................................................................................. 375

2 TUBERIA, HERRAMIENTA O BARRENA TAPADA .................................................................................. 376

3 TUBERIA, HERRAMIENTA O BARRENA LAVADA (AGUJERO O ROTURA) ................................ 378

4 PROBLEMAS PROVOCADOS POR PRESIONES EXCESIVAS EN LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO ............................................................................................................................................................ 380

5 GAS SOMERO ............................................................................................................................................................381

6 FUGAS EN LAS CONEXIONES SUPERFICIALES....................................................................................... 382

7 FALLA EN LA BOMBA DE LODOS .................................................................................................................. 382

8 PRESIONES EXCESIVAS EN LA TUBERIA DE PERFORACION.......................................................... 382

9 POR PERDIDAS DE CIRCULACIÓN ASOCIADAS A UN BROTE ........................................................ 383

10 BROTE DE AGUA SALADA ................................................................................................................................ 385

11 PUNTOS DE FALLA EN COMPONENTES DEL EQUIPO SUPERFICIAL ........................................... 385

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95 ESTRANGULADOR (LAVADO O TAPADO)

Este problema es provocado por las partículas de arena que son muy abrasivas, las cuales al combinarse con alta velocidad del fluido que viaja a través del estrangulador pueden lavar (erosionar) las partes metálicas del mismo.

También en algunas ocasiones los sólidos (arcillas) del fluido de perforación o baches floculados en grandes cantidades pueden tapar el estrangulador.

Los problemas en el estrangulador afectarán las lecturas en los manómetros de la tubería de perforación y el espacio anular.

IDENTIFICACIÓN Y DETECCIÓN DEL PROBLEMA

Como se señaló anteriormente, los problemas en el estrangulador se pueden originar por dos causas: porque se tape o porque esté lavado.

Para identificar y detectar cuál de los dos factores está provocando el problema, a continuación se describen cada una de las situaciones:

Estrangulador Lavado. - La presión en la tubería de revestimiento disminuirá gradualmente. Si se cierra el estrangulador ligeramente, se observará que no hay respuesta en las presiones registradas.

Estrangulador Tapado. - La presión registrada en la tubería de revestimiento se incrementará gradualmente o drásticamente y, puede presentarse disminución o no flujo por la línea de descarga del estrangulador. Si se abre el estrangulador, no se observará respuesta en las presiones registradas. Las partículas que obstruyen el estrangulador generan ruidos (que pueden ser escuchados al paso por la línea previo al taponamiento).

ACCIONES CORRECTIVAS

Las medidas correctivas que se deben aplicar en caso de existir problemas en el estrangulador son las siguientes:

Suspenda el bombeo (y verifique la bomba parada).

Cierre el pozo tan rápido y seguro como sea posible.

Aísle la sección del estrangulador dañado y utilice otro estrangulador variable, manual o hidráulico para continuar la operación.

Si no cuenta con otro estrangulador, repare el dañado y continúe con la operación de control.

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96 TUBERIA, HERRAMIENTA O BARRENA TAPADA

Algunos brotes pueden presentar problemas en la tubería, en la herramienta o en la barrena; para detectar en qué parte específica está el problema, a continuación se señala lo que se debe hacer.

IDENTIFICACIÓN Y DETECCIÓN

Si durante el procedimiento del control de un pozo, la presión en la tubería de perforación se incrementa repentinamente con un pequeño o nulo cambio en la presión del espacio anular, estará ocurriendo una probable obstrucción en las toberas de la barrena, la herramienta o la tubería de perforación.

Estas obstrucciones se presentan como taponamiento parcial y total.

Taponamiento Parcial - En la tubería de perforación se observará un incremento repentino en la presión, con un pequeño cambio en la presión del espacio anular. Esta nueva presión en la tubería de perforación se incrementará y estabilizará, al parar la bomba.

Taponamiento Total. - La presión en la tubería de perforación mostrará un drástico incremento y éste continuará hasta que la válvula de seguridad de la bomba se active o se suspenda el bombeo, si se detecta oportunamente. La nueva presión en la tubería de revestimiento no disminuirá, a menos que sea descargada.

ACCIONES CORRECTIVAS

De manera general hay una medida correctiva que se debe llevar a cabo cuando se presente un problema en la tubería o herramienta, ésta es:

REGISTRE LAS PRESIONES OBSERVADAS EN LAS TUBERÍAS DE PERFORACIÓN Y DE REVESTIMIENTO; SUSPENDA EL BOMBEO Y CIERRE EL POZO.

Por otro lado existen medidas correctivas en caso de taponamiento parcial y total.

TAPONAMIENTO PARCIAL

Cuando ocurra este problema es necesario restablecer la presión de circulación en la medida que la presión en el fondo se mantenga constante. Se pueden considerar dos posibilidades:

1. Si el lodo con densidad de control aún no llega a la barrena:

INICIE EL BOMBEO AL GASTO REDUCIDO DE CIRCULACIÓN MANTENIENDO LA PRESIÓN EN LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CONSTANTE AL VALOR REGISTRADO EN EL ESPACIO

ANULAR AL CIERRE DEL POZO.

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Con la bomba a una velocidad constante y la presión en la tubería de revestimiento (en el valor corregido):

OBSERVE LA PRESIÓN ACTUAL EN LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN; QUE SERÁ LA PRESIÓN DE CIRCULACIÓN CORREGIDA A ESTE TIEMPO DE LA OPERACIÓN DE CONTROL. LA CEDULA DE PRESIÓN DEBE SER CORREGIDA, COMPENSANDO EN CADA VALOR EL INCREMENTO DE

PRESIÓN.

2. Si la capacidad interior de la sarta se ha desplazado con lodo de la densidad de control:

INICIE EL BOMBEO AL GASTO REDUCIDO DE CIRCULACIÓN MANTENIENDO LA PRESIÓN EN LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CONSTANTE; IGUAL AL ULTIMO VALOR DE CIERRE REGISTRADO EN EL ESPACIO ANULAR.

CON LAS ANTERIORES CONDICIONES ESTABILIZADAS OBSERVE LA PRESIÓN EN EL MANÓMETRO DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN, LA CUAL SERÁ LA PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN.

TAPONAMIENTO TOTAL

9. Inicialmente el personal puede intentar mover la tubería en un esfuerzo porque el material obturante se elimine.

10. Utilice presión de bomba para tratar de forzar el material obturante a través de las toberas.

11. Disponga de una unidad de geofísica para detonar una carga explosiva para eliminar las toberas de la barrena.

12. Si la herramienta o la tubería de perforación está tapada se puede perforar la tubería; si esto sucede la densidad del lodo de control si se requiere se tiene que incrementar.

Esta densidad puede calcularse usando la profundidad donde se ha establecido circulación, siempre que por cálculo no se tenga lodo de control a la profundidad de la perforación.

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97 TUBERIA, HERRAMIENTA O BARRENA LAVADA (AGUJERO O ROTURA)

IDENTIFICACIÓN Y DETECCIÓN

Una sección de la sarta de perforación que se ha lavado puede observarse de dos maneras:

La presión de circulación registrada en la tubería de perforación muestra un abatimiento gradual y además pequeño o nulo cambio en la presión de la tubería de revestimiento. El operador del estrangulador responderá cerrando el mismo, incrementándose la presión en la tubería de perforación. Ahora se tendrá un incremento (en la misma proporción) en la presión del espacio anular. Cuando la presión se abata nuevamente, se cerrará el estrangulador, incrementándose otra vez la presión en la tubería de revestimiento. Un lavado gradual en la sarta de perforación quizá no pueda detectarse oportunamente, hasta que el incremento de presión en el espacio anular sea considerable.

El drástico abatimiento en la presión de circulación, con pequeño cambio en la presión de la tubería de revestimiento.

EVALUACIÓN DE LAS PRESIONES DE CIERRE

Cuando el problema haya sido detectado oportunamente:

Registre las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento.

Suspenda el bombeo y

Cierre el pozo.

Si la presión en la tubería de perforación es considerablemente mayor que el valor esperado (y no disminuye al purgar fluido del pozo), el agujero se localiza encima del brote. Así, es imposible mantener la presión de fondo (controlando la presión en la tubería de perforación en forma convencional), ya que el brote estará migrando, y como resultado se tendrá una disminución en la presión de fondo al mantener constante la presión de la tubería de perforación.

Si la presión en la tubería de perforación es igual al valor esperado, probablemente el fluido invasor esté encima del agujero.

Además pueden existir otros posibles casos referidos a la profundidad de la sección de la sarta lavada, la densidad del lodo en el interior de la tubería y del espacio anular, y la profundidad de la zona aportadora.

ACCIONES CORRECTIVAS

A veces, es más práctico esperar a que el brote de gas rebase la profundidad del agujero en la TP por migración, para, posteriormente, circularlo.

379

Si el procedimiento de control se ha llevado a cabo rigurosamente y se detectó que el lodo con densidad de control en el espacio anular está por debajo del brote, continúe bombeando.

La nueva presión final de circulación tendrá que ser establecida, ya que la consideración más importante es controlar el pozo.

Algunos operadores circulan un testigo a través de la sarta de perforación. El trazador puede cumplir con dos objetivos:

• Determinar la profundidad de la sección lavada.

• Obturar temporalmente la misma, permitiendo que el lodo de control sea circulado a través de la barrena.

Si es posible, se puede colocar un empacador con cable de geofísica debajo de la sección lavada. Además, se debe circular con un nuevo gasto reducido y modificar la hoja de control de brotes.

Un procedimiento más es colocar un empacador con cable de geofísica debajo de la selección lavada y otro arriba de la misma, sacar la tubería a presión. Sustituida la tubería dañada, se introducirá nuevamente al pozo bajo presión.

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98 PROBLEMAS PROVOCADOS POR PRESIONES EXCESIVAS EN LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO

Los problemas provocados por presiones excesivas en la tubería de revestimiento se presentan dos situaciones que pueden analizarse desde dos puntos de vista:

1. Cuando en el proceso del control del pozo el brote de gas está llegando a la superficie y la presión registrada en el espacio anular es igual o cercana al valor de resistencia a la presión interna.

2. Cuando al cerrar el pozo la presión de la tubería de revestimiento es igual o cercana a la máxima presión permisible en el espacio anular por conexiones superficiales de control y tubería de revestimiento.

CASO 1.- En este punto de la operación, la densidad de control se ha desplazado en el interior de la tubería de perforación (usando el Método de Densificar y Esperar) y una parte se encuentra en el espacio anular.

NO PERMITA QUE LA PRESIÓN EN EL ESPACIO ANULAR EXCEDA EL VALOR DE LA RESISTENCIA PRESIÓN INTERNA MÁXIMA PERMITIDA.

Controle la presión en el espacio anular abriendo el estrangulador. La presión en el fondo disminuirá temporalmente, permitiendo que la presión de formación genere otro brote.

Este brote no será tan grande como el inicial, porque ya existe una presión hidrostática mayor. También como en la sarta hay lodo de densidad de control y tan pronto como la presión aplicada en el fondo iguale a la presión de formación, la densidad de control seguirá a la burbuja del fluido invasor en su viaje a la superficie.

CASO 2.- Cuando se utiliza lodo base aceite los flujos de gas causarán problemas de control en el pozo. El gas se solubilizará en el diesel del lodo base-aceite. El resultado será que, cuando un flujo ha entrado al pozo, su sistema se desequilibrará, pero ningún indicador del brote podrá ser observado. El brote por disminución de presión interna se transformará a gas cerca de la superficie al efectuar el control de presión de fondo constante.

El pozo será cerrado y la presión de cierre en la tubería de revestimiento será aproximadamente igual al valor de presión permisible en el espacio anular por conexiones superficiales de control y tubería de revestimiento.

PRECAUCIONES:

EL VALOR DE LA RESISTENCIA A LA PRESIÓN INTERNA DEBE INCLUIR UN FACTOR DE SEGURIDAD. UTILICE UN MÉTODO DE CONTROL TAL, QUE MINIMICE LOS ESFUERZOS POR PRESIÓN EN LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (MÉTODO DE DENSIFICAR Y ESPERAR). NO UTILICE MÁRGENES DE SEGURIDAD, EMPLEE LA DENSIDAD DE CONTROL CALCULADA.

ACCIONES CORRECTIVAS

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Si el gas es detectado en la salida (línea de flote) cuando se cierre el pozo, probablemente el valor de la presión de cierre ya no se incremente y si no ha provocado la ruptura o falla, monitoree la presión. Utilice entonces alguno de los métodos convencionales de control, como el método de Densificar y Esperar, pero sin adicionar el margen de seguridad a la densidad del lodo de control.

Si el fluido que sale por la línea de flote es lodo en condiciones y se cierra el pozo; el gas que se encuentra en el espacio anular, migrará y si no se controla su expansión (antes que llegue a la superficie) el valor de la presión de cierre se incrementará notablemente. Por lo tanto, se deberán tomar las medidas de precaución necesarias para el caso.

99 GAS SOMERO

Es preferible no cerrar el pozo. Cuando esto ocurra, él mismo se vaciará y si no se toman las medidas adecuadas, puede ocurrir un descontrol. Debido a los problemas que esto involucra, no se debe permitir que el pozo fluya fuera de control. Para ello se ha diseñado un desviador de flujo que conduzca los fluidos lejos del pozo.

El uso del desviador de flujo, es recomendable cuando se tenga duda de que el pozo pueda cerrarse sin que la presión generada rompa la formación debajo de la zapata de la tubería de revestimiento superficial (y el flujo pueda canalizarse hasta la superficie).

Las ventajas de utilizar un sistema desviador de flujo son:

Evita el fracturamiento de la formación abajo de la zapata de la tubería de revestimiento superficial.

Transporta los fluidos a una distancia segura, lejos del pozo.

Las desventajas son:

El pozo no está bajo control total. Por lo tanto, será más difícil controlarlo.

Se manejan grandes cantidades de gas en la superficie.

Se deberá disponer de grandes cantidades de lodo y material densificante.

ACCIONES CORRECTIVAS

Cuando en un pozo se utilice el desviador de flujo (en algunas ocasiones) es posible controlar el pozo circulando lodo a bastante gasto para vencer la aportación de fluidos. Este procedimiento depende de la velocidad y las densidades de lodo disponible.

382

100 FUGAS EN LAS CONEXIONES SUPERFICIALES

Si la presión en la tubería de revestimiento aumenta continuamente a medida que se circula un brote hacia la superficie, se podría generar una fuga en alguna conexión del conjunto de preventores.

Para controlar una fuga en alguna conexión, existen tres soluciones:

1. Cerrar un preventor de arietes abajo de la fuga.

2. Taponar con un agente sellante.

3. Desviar el flujo a otra línea alterna.

Al cerrar el preventor de arietes abajo de la fuga, ésta podría repararse.

Cuando la fuga se localiza debajo del preventor de arietes inferior debe taponearse bombeando lechada que contenga un agente sellante a través de la línea de matar.

Cuando la fuga sea severa será necesario desviar el flujo para evitar mayores peligros.

101 FALLA EN LA BOMBA DE LODOS

Cuando una bomba falla durante la circulación de un brote, debe usarse la bomba de relevo. Si el factor de la bomba de reserva no es idéntico al factor de la bomba que falló, se deberá corregir la hoja de control.

Es posible aún que bombas idénticas alcancen presiones diferentes a un mismo gasto de circulación; entonces, la diferencia de presión (mayor o menor) entre las bombas deberá incrementarse o restarse en la cédula de presión.

102 PRESIONES EXCESIVAS EN LA TUBERIA DE PERFORACION

Normalmente la presión superficial en la tubería de revestimiento es mayor que la tubería de perforación; pero también es posible registrar altas presiones en esta tubería, como resultado, de que grandes cantidades de gas o fluido invasor fluyan por su interior antes de cerrar el pozo. La manguera y la unión giratoria constituyen las partes más sensibles a la presión con la sarta y todo el equipo superficial.

Si la presión que se registra en la tubería de perforación está cercana a la presión de bombeo, deberá:

CERRAR LA VÁLVULA DE SEGURIDAD

DESCONECTAR LA FLECHA

INSTALAR UNA LÍNEA DE ALTA PRESIÓN

383

En ocasiones se ha reportado que la válvula de seguridad falla en operaciones que manejan altas presiones. En este caso, puede generarse un tapón por congelamiento en una sección de la tubería de alta presión; para ello se emplea un bache viscoso de bentonita que se desplaza a la sección de la tubería y se congela mediante el uso de hielo seco y así tener oportunidad de cambiar la válvula o sección dañada.

103 . POR PERDIDAS DE CIRCULACIÓN ASOCIADAS A UN BROTE

Las pérdidas de circulación son uno de los problemas más serios que pueden ocurrir durante el control de un brote.

Todos los procedimientos de control de presión dependen en gran medida, de las presiones de cierre y de las presiones de circulación.

Las pérdidas de circulación desbalancean las presiones en el pozo y hacen que las lecturas observadas sean erróneas; por esto, las reglas o procedimientos normales de control no resultan aplicables.

Las condiciones más comunes en que se presenta una pérdida de circulación durante un brote, son:

1. Mala cementación de la zapata de la tubería de revestimiento

Se presenta en la mayoría de los casos en donde la formación más susceptible a una pérdida es la que se encuentra cubierta por la zapata. Esto ocurre cuando la cementación de la tubería de revestimiento no es satisfactoria.

2. Fracturas inducidas

Las fracturas se pueden generar por el mal manejo de introducción de tuberías, densidad excesiva de lodo, procedimientos inadecuados de control, etc. En la mayoría de los casos, la fractura se cerrará si el exceso de presión es descargado al suspender la circulación.

3. Formaciones fracturadas o cavernosas

Comúnmente, las rocas de formaciones duras de perforar causan severas pérdidas difíciles de sellar. En muchos casos pertenecen al yacimiento, la situación más difícil es cuando la presión con que se presenta la pérdida y la presión de formación, son muy cercanas entre si.

Durante las operaciones rutinarias de perforación, las condiciones para detectar una pérdida se reducen al decremento del volumen de lodo en presas. En condiciones de un brote o al estar efectuando un control, la detección de este problema se dificulta.

Algunos indicativos de la presencia de una pérdida durante el control son:

Incremento de la presión en el espacio anular, seguido de una súbita disminución.

Reducción de la presión en la tubería de perforación, causada por un abatimiento en el nivel del fluido del espacio anular.

Amplia fluctuación de las presiones en la tubería de perforación y tubería de revestimiento.

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Las pérdidas de circulación se clasifican en dos: parciales y totales, en cada tipo existen problemas y soluciones diferentes.

A. Pérdida parcial - Antes de circular el brote con la densidad de control, use la siguiente técnica en el mismo orden:

1. Si la pérdida no es demasiado severa y el volumen del lodo puede mantenerse constante preparando lodo, continúe. La presión en la zona donde se pierde el lodo será por el momento disminuida, después que la burbuja se encuentre por encima de esta zona, resolviéndose así el problema por sí solo.

Cuando circule con pérdida parcial, la presión que se tiene en el estrangulador es la máxima presión que el pozo mantendrá.

Para revisar lo anterior necesita menos de 30 min. Así el pozo puede cerrarse y la PCTP debe verificarse para definir si aumentó o disminuyó. La presión de circulación puede ajustarse por:

Una observación rápida consiste en cerrar el estrangulador lo suficiente para incrementar la presión

7 kg/cm² ó 100 lb/pg2. Si la presión anular no se incrementara, abra el estrangulador a su posición original y continúe circulando.

Si la presión anular se eleva, observe si en la tubería de perforación se incrementa también, si no es así, abra el estrangulador a su posición original y continúe circulando. Si la presión en la tubería de perforación se incrementó no existirá pérdida de circulación.

Pare el bombeo y observe la PCTP para un nuevo registro.

2. Dele al pozo de 30 min. a 4 hr. para que por sí solo se estabilice. Mantenga la PCTP constante regulando la presión con el estrangulador. Si la presión sube más de 7 kg/cm2

(100 lb/pg²) indicará que el gas se está canalizando hacia arriba. En ese caso, podrá controlar el pozo con un gasto muy bajo.

3. Seleccione un gasto bajo y una presión inicial de circulación, empiece el bombeo con bajo gasto. Mantenga la presión en el E.A. constante, a un valor igual a la presión de cierre hasta que la bomba haya alcanzado el nuevo bajo gasto. Registre la nueva presión inicial de circulación en la TP, no use esta técnica cuando tenga que incrementar el gasto de circulación y exista pérdida de circulación.

4. Mezcle un bache de material obturante. Generalmente, el material obturante es más efectivo en rocas duras que en las suaves.

5. Si la pérdida se hace severa y no puede controlarse (60 ± 90 % de pérdida) use un tapón de barita o diesel-bentonita para sellar la pérdida, éste trabajará en ese zona.

PIC = PCTP + PR a QR

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B. Pérdida Total.- En el caso de pérdida total de circulación, los métodos normales de control de brotes no pueden utilizarse, ya que el pozo no puede circularse. Por lo que se requiere primero controlar las pérdidas y posteriormente obtener el control del pozo, manteniendo las presiones máximas permisibles en la cabeza del pozo, dentro del rango de seguridad.

1. Pozos para reparar con pérdida de circulación (bajo presión). Al tener antecedentes del pozo por reparar problema de pérdida de circulación una metodología que ha dado resultado es: Primero obtener el control del obturamiento del intervalo en explotación mediante tapones de sal y su correspondiente prueba.

2. Segundo. Utilizar fluidos de control del pozo de baja densidad 0.81 – 0.92 gr/cm³.

104 . BROTE DE AGUA SALADA

El desarrollo de las ecuaciones y conceptos que definen las presiones que se generan en el pozo durante un brote de agua salada, son las mismas que las que se hacen para un brote normal de aceite o gas, excepto que se considera la presión hidrostática de la columna de agua salada. Así la presión registrada en el espacio anular cuando se presente este tipo de brote es:

PCTR = PY – (PA + PhB + PB)

donde:

PCTR = Presión de cierre en espacio anular (kg/cm2)

PY = Presión del yacimiento (kg/cm2)

PA = Presión hidrostática arriba del brote (kg/cm2)

PhB = Presión hidrostática del brote (kg/cm2)

PB = Presión hidrostática abajo del brote (kg/cm2)

Por ser un fluido incompresible su volumen se mantiene constante a medida que se circula si hay el brote. Por lo tanto, la presión en la tubería de revestimiento también se mantiene constante excepto si hay un cambio de geometría.

105 PUNTOS DE FALLA EN COMPONENTES DEL EQUIPO SUPERFICIAL

Los cabezales de las tuberías de revestimiento forman parte de la instalación permanente del pozo, se usan para anclar y sellar alrededor de la siguiente tubería de revestimiento que por diseño puede ser roscable, de bridas y formará la conexión ideal para el siguiente cabezal o para el conjunto de preventores utilizados temporalmente.

Sus salidas laterales pueden ser utilizadas para instalar conexiones secundarias de control del pozo

Por sus funciones que desempeñan y su capacidad de trabajo las compañías fabricantes proveen diseños para trabajar ante un posible control de pozo. Para prevenir fallas por fugas en

386

el cabezal de TR se requiere de efectuar una prueba hidrostática. Como lo establecen las Normas API-6A y API RP53 del Instituto Americano del Petróleo.

En la cabeza del pozo pueden estar instalados los siguientes componentes conforme avanza la perforación del pozo.

Cabezal tipo tazón.

Cabezal tipo carrete.

Carrete - cabezal con cruce de presiones.

Carrete compacto con tazones múltiples.

Cabezal de producción.

Carrete - colgador de TP.

A continuación se describe un conjunto de cabezales de tuberías de revestimiento y de producción, con las recomendaciones de los posibles puntos de falla que pudieran presentarse y cómo resolverlos.

1. PREPARACION PARA INSTALAR VALVULA DE CONTRAPRESION

2. CONDUCTO PARA VALVULA DE TORMENTA

3. ORIFICIO PARA OPERAR VALVULA DE TORMENTA

4. CARRETE COLGADOR DE TP

5. TORNILLOS CANDADO (PRISIONEROS O YUGOS).

6. COLGADOR CON EMPAQUE

7. EXTENSIÓN DEL COLGADOR

8. SALIDAS DEL CABEZAL DE TP

9. SELLOS SECUNDARIOS

10. CARRETE CABEZAL DE TP

11. BRIDA ADAPTADORA

12. EMPAQUE DEL COLGADOR DE TR

13. COLGADOR DE TR

14. CONEXIÓN DE SALIDA

15. CUERPO DEL CABEZAL

16. TR SUPERFICIAL

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FIG. 1 COMPONENTES DE CABEZALES

1. Al inspeccionar los cabezales por lo general todos tienen similares características de diseño como son: las conexiones superior e inferior. Respecto a sus conexiones, estas pueden ser puntos de falla, por acumulamiento de esfuerzos de cargas o vibración. Las conexiones pueden ser de brida o roscables.

2. Las salidas laterales de los cabezales deberán ser inspeccionadas con frecuencia antes de un control de un pozo, principalmente en las superficies de sello del anillo, es decir entre las bridas. También la vibración o cargas pesadas por conexiones pueden originar falla de sello con el anillo.

3. Comunicación entre dos tuberías de revestimiento a través del elemento sello del colgador. En algunos cabezales se puede activar el sello exterior de la boca de la TR, instalado en la cavidad inferior del cabezal cuyo propósito es retener la presión proveniente de la TR interna.

Para proteger la cavidad interna de los cabezales la mayoría de los fabricantes proporcionan un buje que protege esta cavidad contra el rozamiento. Equipos que están desalineados respecto al centro del pozo pueden causar serios problemas de desgaste interno al cabezal, la tubería de revestimiento y preventores.

4. Los prisioneros de la bola colgadora tienen su respectivo empaque y tuerca prensa - empaque cada uno. Estos empaques en el cabezal de la tubería de producción deberán estar activados por su tuerca respectiva. Si alguno de estos empaques no está activado será punto de falla al ser sometido a presión.

5. Las válvulas que están instaladas en las salidas laterales, también pueden ser puntos de falla en el conjunto del cabezal de tuberías de revestimiento por las siguientes causas:

Operación incorrecta de cierre de válvula. Se debe apegar al procedimiento de cierre recomendado por el fabricante.

Dificultad en el cierre total por acumulamiento de cemento o material pesado del lodo en su cavidad interna.

Operación anormal de cierre y apertura de la válvula por carecer del volante apropiado para su operación.

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MODULO XII

MARCO NORMATIVO

INDICE

1 LEY GENERAL DEL EQUILIBRIO ECOLOGICO Y LA PROTECCION AL AMBIENTE .................. 390

2 REGLAMENTO DE TRABAJOS PETROLEROS .......................................................................................... 403

3 REGLAMENTO PARA PREVENIR Y CONTROLAR LA CONTAMINACION DEL MAR POR VERTIMIENTO DE DESECHOS Y OTRAS MATERIAS ................................................................................... 407

4. NORMATIVIDAD APLICABLE A UPMP: OPERACIONES DE PERFORACIÓN DE POZOS ..........411

5. NORMATIVIDAD APLICABLE A UPMP: OPERACIONES DE TERMINACION ............................... 448

6. NORMATIVIDAD APLICABLE A UPMP: OPERACIONES DE REPARACION DE POZOS.......... 453

7. NORMATIVIDAD APLICABLE A UPMP: ABANDONO DE POZOS ..................................................... 457

8. CRITERIOS DE CALIFICACIÓN .......................................................................................................................... 461

9. TERMINOLOGÍA APLICADA A LA PRESERVACIÓN DEL MEDIO AMBIENTE. ............................ 469

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INTRODUCCIÓN

Este es un curso acreditado por la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC). Para conseguir su certificación, es necesario tener amplios conocimientos de los reglamentos Internos de Pemex de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP); de las Leyes Federales Nacionales, así como de las Normas y Prácticas recomendadas del Instituto Americano del Petróleo (API) y el Reglamento 30 CFR Capitulo 11 de las Subsecciones C,D,E,F,G,H, y O a partir de los incisos 250.214 hasta el 250.213 del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS Edición 1 Julio,1993).

Por la naturaleza de sus operaciones, las actividades de perforación y mantenimiento de pozos a nivel mundial son susceptibles de generar riesgos de seguridad y salud en sus trabajadores.

Es por ello que la UPMP se compromete a administrar estos riesgos para proteger la seguridad de sus empleados, instalaciones y medio ambiente.

Un elemento vital en la administración de los riesgos es la capacitación y el aprendizaje, por lo que el proceso de calificación de la IADC es sumamente estricto, pero esto le ayudará a comprender que los programas de acreditación y certificación en que usted participe, cumplen con normas de alta competitividad en la industria petrolera a nivel mundial de hoy en día.

Es necesario que el capacitando, como trabajador de Pemex y de acuerdo a las políticas internas de nuestra institución, estudie detenidamente los Reglamentos y Leyes correspondientes al ámbito petrolero, de tal manera que no incurra en las faltas por omisión o desconocimiento.

Al final de este compendio se incluye un breve cuestionario que permite al capacitando autoevaluar su grado de entendimiento en cuanto al marco normativo aplicable a PEMEX-UPMP.

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106 . LEY GENERAL DEL EQUILIBRIO ECOLOGICO Y LA PROTECCION AL AMBIENTE

El siguiente es un análisis comentado sobre la normatividad aplicable al control de pozos. Para tal efecto, se incluyen los artículos de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (LGEEPA) que tienen relación directa con las actividades de perforación, reparación y terminación de pozos:

SECCION IV.- SISTEMA NACIONAL DE AREAS NATURALES PROTEGIDAS

CAPITULO III .- Flora y Fauna Silvestre

Todas las actividades relacionadas con la perforación y mantenimiento de pozos deberán observar y considerar los siguientes artículos y apartados de la Ley:

Artículo 83.- “El aprovechamiento de los recursos naturales en áreas que sean el hábitat de especies de flora o fauna silvestres, especialmente de las endémicas, amenazadas o en peligro de extinción, deberá hacerse de manera que no se alteren las condiciones necesarias para la subsistencia, desarrollo y evolución de dichas especies.

La Secretaría deberá promover y apoyar el manejo de la flora y fauna silvestre, con base en el conocimiento biológico tradicional, información técnica, científica y económica, con el propósito de hacer un aprovechamiento sustentable de las especies”.

TITULO TERCERO.- APROVECHAMIENTO SUSTENTABLE DE LOS ELEMENTOS NATURALES

CAPITULO I.- Aprovechamiento Sustentable del Agua y los Ecosistemas Acuáticos

Art. 88, fracción IV.- UPMP deberá observar este artículo para sus actividades. Art. 89, fracción II y III en casos de ser aplicables:

Artículo 88.- Para el aprovechamiento sustentable del agua y los ecosistemas acuáticos se considerarán los siguientes criterios:

Corresponde al Estado y a la sociedad la protección de los ecosistemas acuáticos y del equilibrio de los elementos naturales que intervienen en el ciclo hidrológico;

El aprovechamiento sustentable de los recursos naturales que comprenden los ecosistemas acuáticos deben realizarse de manera que no se afecte su equilibrio ecológico;

Para mantener la integridad y el equilibrio de los elementos naturales que intervienen en el ciclo hidrológico, se deberá considerar la protección de suelos y áreas boscosas y selváticas y el mantenimiento de caudales básicos de las corrientes de agua, y la capacidad de recarga de los acuíferos, y

La preservación y el aprovechamiento sustentable del agua, así como de los ecosistemas acuáticos es responsabilidad de sus usuarios, así como de quienes realicen obras o actividades que afecten dichos recursos.

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Artículo 89.- Los criterios para el aprovechamiento sustentable del agua y de los ecosistemas acuáticos, serán considerados en:

I. La formulación e integración del Programa Nacional Hidráulico;

II. El otorgamiento de concesiones, permisos, y en general toda clase de autorizaciones para el aprovechamiento de recursos naturales o la realización de actividades que afecten o puedan afectar el ciclo hidrológico;

III. El otorgamiento de autorizaciones para la desviación, extracción o derivación de aguas de propiedad nacional

IV. El establecimiento de zonas reglamentadas, de veda o de reserva;

V. Las suspensiones o revocaciones de permisos, autorizaciones, concesiones o asignaciones otorgados conforme a las disposiciones previstas en la Ley de Aguas Nacionales, en aquellos casos de obras o actividades que dañen los recursos hidráulicos nacionales o que afecten el equilibrio ecológico;

VI. La operación y administración de los sistemas de agua potable y alcantarillado que sirven a los centros de población e industrias;

VII. Las previsiones contenidas en el programa rector para el desarrollo urbano del Distrito Federal respecto de la política de reuso de aguas;

VIII. Las políticas y programas para la protección de especies acuáticas endémicas, amenazadas, en peligro de extinción o sujetas a protección especial;

IX. Las concesiones para la realización de actividades de acuacultura, en términos de lo previsto en la Ley de Pesca, y

X. La creación y administración de áreas o zonas de protección pesquera.

De igual manera, UPMP deberá observar y considerar en sus actividades el artículo 98:

Artículo 98.- Para la preservación y aprovechamiento sustentable del suelo se considerarán los siguientes criterios:

I. El uso del suelo debe ser compatible con su vocación natural y no debe alterar el equilibrio de los ecosistemas;

II. El uso de los suelos debe hacerse de manera que éstos mantengan su integridad física y su capacidad productiva;

III. Los usos productivos del suelo deben evitar prácticas que favorezcan la erosión, degradación o modificación de las características topográficas, con efectos ecológicos adversos;

IV. En las acciones de preservación y aprovechamiento sustentable del suelo, deberán considerarse las medidas necesarias para prevenir o reducir su erosión, deterioro de las

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propiedades físicas, químicas o biológicas del suelo y la pérdida duradera de la vegetación natural;

V. En las zonas afectadas por fenómenos de degradación o desertificación, deberán llevarse a cabo las acciones de regeneración, recuperación y rehabilitación necesarias, a fin de restaurarlas, y

VI. La realización de las obras públicas o privadas que por sí mismas puedan provocar deterioro severo de los suelos, deben incluir acciones equivalentes de regeneración, recuperación y restablecimiento de su vocación natural.

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Art. 99. Fracción XI:

Artículo 99.- Los criterios ecológicos para la preservación y aprovechamiento sustentable del suelo se considerarán en:

XI.

Las actividades de extracción de materias del subsuelo; la exploración, explotación, beneficio y aprovechamiento de sustancias minerales; las excavaciones y todas aquellas acciones que alteren la cubierta y suelos forestales, y

CAPITULO III.- De la Exploración y Explotación de los Recursos no Renovables en el Equilibrio Ecológico

Artículo 108-UPMP deberá observar para la realización de sus actividades las normas oficiales mexicanas que para este efecto expida la Secretaría:

Artículo 108.- Para prevenir y controlar los efectos generados en la exploración y explotación de los recursos no renovables en el equilibrio ecológico e integridad de los ecosistemas, la Secretaría expedirá las normas oficiales mexicanas que permitan:

I. El control de la calidad de las aguas y la protección de las que sean utilizadas o sean el resultado de esas actividades, de modo que puedan ser objeto de otros usos;

II. La protección de los suelos y de la flora y fauna silvestres, de manera que las alteraciones topográficas que generen esas actividades sean oportuna y debidamente tratadas; y

III. La adecuada ubicación y formas de los depósitos de desmontes, deslaves y escorias de las minas y establecimiento de beneficio de los minerales.

Artículo 109.- Las normas oficiales mexicanas a que se refiere el artículo anterior serán observadas por los titulares de concesiones, autorizaciones y permisos para el uso, aprovechamiento, exploración, explotación y beneficio de los recursos naturales no renovables.

TITULO CUARTO.- PROTECCIÓN AL AMBIENTE

CAPITULO II.- Prevención y control de la contaminación de la atmósfera.

Todas las actividades de perforación y reparación de pozos, ya sea en tierra o en mar deberán sujetar todas sus fuentes de emisión de contaminantes a la atmósfera a lo dispuesto por la LGEEPA en esa materia, y en especial a los artículos que a continuación se mencionan:

Artículo. 111 Bis-UPMP debe observarlo y considerarlo:

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Artículo 111 BIS.- Para la operación y funcionamiento de las fuentes fijas de jurisdicción federal que emitan o puedan emitir olores, gases o partículas sólidas o líquidas a la atmósfera, se requerirá autorización de la Secretaría.

Para los efectos a que se refiere esta Ley, se consideran fuentes fijas de jurisdicción federal, las industrias química, del petróleo y petroquímica, de pinturas y tintas, automotriz, de celulosa y papel, metalúrgica, del vidrio, de generación de energía eléctrica, del asbesto, cementera y calera y de tratamiento de residuos peligrosos.

El reglamento que al efecto se expida determinará los subsectores específicos pertenecientes a cada uno de los sectores industriales antes señalados, cuyos establecimientos se sujetarán a las disposiciones de la legislación federal, en lo que se refiere a la emisión de contaminantes a la atmósfera.

Artículo. 112.-UPMP deberá observar todos los requerimientos establecidos en este artículo para su aplicación.

Artículo 112.- En materia de prevención y control de la contaminación atmosférica, los gobiernos de los Estados, del Distrito Federal y de los Municipios, de conformidad con la distribución de atribuciones establecida en los artículos 7o., 8o. y 9o. de esta Ley, así como con la legislación local en la materia:

I. Controlarán la contaminación del aire en los bienes y zonas de jurisdicción local, así como en fuentes fijas que funcionen como establecimientos industriales, comerciales y de servicios, siempre que no estén comprendidos en el artículo 111 BIS de esta Ley;

II. Aplicarán los criterios generales para la protección a la atmósfera en los planes de desarrollo urbano de su competencia, definiendo las zonas en que sea permitida la instalación de industrias contaminantes;

III. Requerirán a los responsables de la operación de fuentes fijas de jurisdicción local, el cumplimiento de los límites máximos permisibles de emisión de contaminantes, de conformidad con lo dispuesto en el reglamento de la presente Ley y en las normas oficiales mexicanas respectivas;

IV. Integrarán y mantendrán actualizado el inventario de fuentes de contaminación;

V. Establecerán y operarán, sistemas de verificación de emisiones de automotores en circulación;

VI. Establecerán y operarán, con el apoyo técnico, en su caso, de la Secretaría, sistemas de monitoreo de la calidad del aire. Los gobiernos locales remitirán a la Secretaría los reportes locales de monitoreo atmosférico, a fin de que aquella los integre al Sistema Nacional de Información Ambiental;

VII. Establecerán requisitos y procedimientos para regular las emisiones del transporte público, excepto el federal, y las medidas de tránsito, y en su caso, la suspensión de circulación, en casos graves de contaminación;

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VIII. Tomarán la medidas preventivas necesarias para evitar contingencias ambientales por contaminación atmosférica;

IX. Elaborarán los informes, sobre el estado del medio ambiente en la entidad o municipio correspondiente, que convengan con la Secretaría a través de los acuerdos de coordinación que se celebren;

X. Impondrán sanciones y medidas por infracciones a las leyes que al efecto expidan las legislaturas locales, o a los bandos y reglamentos de policía y buen gobierno que expidan los ayuntamientos, de acuerdo con esta Ley;

XI. Formularán y aplicarán, con base en las normas oficiales mexicanas que expida la Federación para establecer la calidad ambiental en el territorio nacional, programas de gestión de calidad del aire, y

XII. Ejercerán las demás facultades que les confieren las disposiciones legales y reglamentarias aplicables.

Artículo 113.- Observación y aplicación.

Artículo 113.- No deberán emitirse contaminantes a la atmósfera que ocasionen o puedan ocasionar desequilibrios ecológicos o daños al ambiente. En todas las emisiones a la atmósfera, deberán ser observadas las previsiones de esta Ley y de las disposiciones reglamentarias que de ella emanen, así como las normas oficiales mexicanas expedidas por la Secretaría.

CAPITULO III.- Prevención y control de la contaminación del Agua y de los Ecosistemas Acuáticos.

El control de descargas del agua residual generada en los equipos de perforación y reparación de pozos o en instalaciones auxiliares relacionadas con estas actividades deberán observar y cumplir con los requisitos que en esta materia se especifican en la LGEEPA y en particular con los siguientes:

Artículo 117.-UPMP deberá observar los criterios para la prevención y control de la contaminación del agua.

Artículo 117.- Para la prevención y control de la contaminación del agua se considerarán los siguientes criterios:

I. La prevención y control de la contaminación del agua, es fundamental para evitar que se reduzca su disponibilidad y para proteger los ecosistemas del país;

II. Corresponde al Estado y la sociedad prevenir la contaminación de ríos, cuencas, vasos, aguas marinas y demás depósitos y corrientes de agua, incluyendo las aguas del subsuelo;

III. El aprovechamiento del agua en actividades productivas susceptibles de producir su contaminación, conlleva la responsabilidad del tratamiento de las descargas, para

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reintegrarla en condiciones adecuadas para su utilización en otras actividades y para mantener el equilibrio de los ecosistemas;

IV. Las aguas residuales de origen urbano deben recibir tratamiento previo a su descarga en ríos, cuencas, vasos, aguas marinas y demás depósitos o corrientes de agua, incluyendo las aguas del subsuelo; y

V. Las participación y corresponsabilidad de la sociedad es condición indispensable para evitar la contaminación del agua.

Artículo 119.- UPMP deberá observar todos los requisitos legales, normas y en general todos los mecanismos de prevenir su control emitidos por la autoridad competente.

Artículo 119.- La Secretaría expedirá las normas oficiales mexicanas que se requieran para prevenir y controlar la contaminación de las aguas nacionales, conforme a lo dispuesto en esta Ley, en la Ley de Aguas Nacionales, su Reglamento y las demás disposiciones que resulten aplicables.

Art. 120.- Observar y aplicar.

Art. 121.- Observar y aplicar.

Art. 122.- Observar y aplicar.

Art. 123.- Observar y aplicar.

Artículo 120.- Para evitar la contaminación del agua, quedan sujetos a regulación federal o local:

I. Las descargas de origen industrial;

II. Las descargas de origen municipal y su mezcla incontrolada con otras descargas;

III. Las descargas derivadas de actividades agropecuarias;

IV. Las descargas de desechos, sustancias o residuos generados en las actividades de extracción de recursos no renovables;

V. La aplicación de plaguicidas, fertilizantes y sustancias tóxicas;

VI. Las infiltraciones que afecten los mantos acuíferos; y

VII. El vertimiento de residuos sólidos, materiales peligrosos y lodos provenientes del tratamiento de aguas residuales, en cuerpos y corrientes de agua.

Artículo 121.- No podrán descargarse o infiltrarse en cualquier cuerpo o corriente de agua o en el suelo o subsuelo, aguas residuales que contengan contaminantes, sin previo tratamiento y el permiso o autorización de la autoridad federal, o de la autoridad local en los casos de descargas en aguas de jurisdicción local o a los sistemas de drenaje y alcantarillado de los centros de población.

Artículo 122.- Las aguas residuales provenientes de usos públicos urbanos y las de usos industriales o agropecuarios que se descarguen en los sistemas de drenaje y alcantarillado de las

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poblaciones o en las cuencas, ríos, cauces, vasos y demás depósitos o corrientes de agua, así como las que por cualquier medio se infiltren en el subsuelo, y en general, las que se derramen en los suelos, deberán reunir las condiciones necesarias para prevenir:

I. Contaminación de los cuerpos receptores;

II. Interferencias en los procesos de depuración de las aguas; y

III. Trastornos, impedimentos o alteraciones en los correctos aprovechamientos, o en el funcionamiento adecuado de los sistemas, y en la capacidad hidráulica en las cuencas, cauces, vasos, mantos acuíferos y demás depósitos de propiedad nacional, así como de los sistemas de alcantarillado.

Artículo 123.- Todas las descargas en las redes colectoras, ríos, acuíferos, cuencas, cauces, vasos, aguas marinas y demás depósitos o corrientes de agua y los derrames de aguas residuales en los suelos o su infiltración en terrenos, deberán satisfacer las normas oficiales mexicanas que para tal efecto se expidan, y en su caso, las condiciones particulares de descarga que determine la Secretaría o las autoridades locales. Corresponderá a quien genere dichas descargas, realizar el tratamiento previo requerido.

Artículo 124.- Cuando las aguas residuales afecten o puedan afectar fuentes de abastecimiento de agua, la Secretaría lo comunicará a la Secretaría de Salud y negará el permiso o autorización correspondiente, o revocará, y en su caso, ordenará la suspensión del suministro.

Artículo 129.- El otorgamiento de asignaciones, autorizaciones, concesiones o permisos para la explotación, uso o aprovechamiento de aguas en actividades económicas susceptibles de contaminar dicho recurso, estará condicionado al tratamiento previo necesario de las aguas residuales que se produzcan.

Artículo 130.- La Secretaría autorizará el vertido de aguas residuales en aguas marinas, de conformidad con lo dispuesto en la Ley de Aguas Nacionales, su Reglamento y las normas oficiales mexicanas que al respecto expida. Cuando el origen de las descargas provenga de fuentes móviles o de plataformas fijas en el mar territorial y la zona económica exclusiva, la Secretaría se coordinará con la Secretaría de Marina para la expedición de las autorizaciones correspondientes.

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CAPITULO IV.- Prevención y Control de la Contaminación del Suelo

UPMP deberá observar y considerar el capítulo IV referente a la prevención y control de la contaminación del suelo, y en particular los siguientes:

Art. 134, fracción I, II, II y V

Art. 135, fracción III

Art. 136

Art. 139

Art. 140.

Artículo 134.- Para la prevención y control de la contaminación del suelo, se considerarán los siguientes criterios:

I. Corresponde al estado y la sociedad prevenir la contaminación del suelo;

II. Deben ser controlados los residuos en tanto que constituyen la principal fuente de contaminación de los suelos;

III. Es necesario prevenir y reducir la generación de residuos sólidos, municipales e industriales; incorporar técnicas y procedimientos para su reuso y reciclaje, así como regular su manejo y disposición final eficientes en forma eficiente;

IV. La utilización de plaguicidas, fertilizantes y sustancias tóxicas, debe ser compatible con el equilibrio de los ecosistemas y considerar sus efectos sobre la salud humana a fin de prevenir los daños que pudieran ocasionar, y

V. En los suelos contaminados por la presencia de materiales o residuos peligrosos, deberán llevarse a cabo las acciones necesarias para recuperar o restablecer sus condiciones, de tal manera que puedan ser utilizados en cualquier tipo de actividad prevista por el programa de desarrollo urbano o de ordenamiento ecológico que resulte aplicable.

Artículo 135.- Los criterios para prevenir y controlar la contaminación del suelo se considerarán, en los siguientes casos:

I. La ordenación y regulación del desarrollo urbano;

II. La operación de los sistemas de limpia y de disposición final de residuos municipales en rellenos sanitarios;

III. La generación, manejo y disposición final de residuos sólidos, industriales y peligrosos, así como en las autorizaciones y permisos que al efecto se otorguen; y

IV. El otorgamiento de todo tipo de autorizaciones para la fabricación, importación, utilización y en general la realización de actividades relacionadas con plaguicidas, fertilizantes y sustancias tóxicas.

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Artículo 136.- Los residuos que se acumulen o puedan acumularse y se depositen o infiltren en los suelos deberán reunir las condiciones necesarias para prevenir o evitar: Riesgos y problemas de salud.

I. La contaminación del suelo;

II. Las alteraciones nocivas en el proceso biológico de los suelos;

III. Las alteraciones en el suelo que perjudiquen su aprovechamiento, uso o explotación, y

IV. Riesgos y problemas de salud.

Artículo 139.- Toda descarga, depósito o infiltración de sustancias o materiales contaminantes en los suelos se sujetará a lo que disponga esta Ley, la Ley de Aguas Nacionales, sus disposiciones reglamentarias y las normas oficiales mexicanas que para tal efecto expida la Secretaría.

Artículo 140.- La generación, manejo y disposición final de los residuos de lenta degradación deberá sujetarse a lo que se establezca en las normas oficiales mexicanas que al respecto expida la Secretaría, en coordinación con la Secretaría de Comercio y Fomento Industrial.

CAPITULO VI.- Materiales y Residuos Peligrosos

En cuanto a los residuos generados durante las operaciones de perforación de pozos, los cuales por sus características se clasifiquen como peligrosos de acuerdo a la Norma Oficial Mexicana (NOM) correspondiente, UPMP deberá sujetarse a los artículos de la LGEEPA:

Art. 150

Art. 151

Art. 151 BIS

Art. 152

Art. 152 BIS.

Artículo 150.- Los materiales y residuos peligrosos deberán ser manejados con arreglo a la presente Ley, su Reglamento y las normas oficiales mexicanas que expida la Secretaría, previa opinión de las Secretarías de Comercio y Fomento Industrial, de Salud, de Energía, de Comunicaciones y Transportes, de Marina y de Gobernación. La regulación del manejo de esos materiales y residuos incluirá según corresponda, su uso, recolección, almacenamiento, transporte, reuso, reciclaje, tratamiento y disposición final.

El Reglamento y las normas oficiales mexicanas a que se refiere el párrafo anterior, contendrán los criterios y listados que clasifiquen los materiales y residuos peligrosos identificándolos por su grado de peligrosidad y considerando sus características y volúmenes. Corresponde a la Secretaría la regulación y el control de los materiales y residuos peligrosos.

Asimismo, la Secretaría en coordinación con las dependencias a que se refiere el presente artículo, expedirá las normas oficiales mexicanas en las que se establecerán los requisitos para el etiquetado y envasado de materiales y residuos peligrosos, así como para la evaluación de riesgo

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e información sobre contingencias y accidentes que pudieran generarse por su manejo, particularmente tratándose de sustancias químicas.

Artículo 151.- La responsabilidad del manejo y disposición final de los residuos peligrosos corresponde a quien los genera. En el caso de que se contrate los servicios de manejo y disposición final de los residuos peligrosos con empresas autorizadas por la Secretaría y los residuos sean entregados a dichas empresas, la responsabilidad por las operaciones será de éstas, independientemente de la responsabilidad que, en su caso, tenga quien los generó.

Quienes generen, reusen o reciclen residuos peligrosos, deberán hacerlo del conocimiento de la Secretaría en los términos previstos en el Reglamento de la presente Ley.

En las autorizaciones para el establecimiento de confinamientos de residuos peligrosos, sólo se incluirán los residuos que no puedan ser técnica y económicamente sujetos de reuso, reciclamiento o destrucción térmica o físico química, y no se permitirá el confinamiento de residuos peligrosos en estado líquido.

Artículo 151 BIS.- Requiere autorización previa de la Secretaría:

I. La prestación de servicios a terceros que tenga por objeto la operación de sistemas para la recolección, almacenamiento, transporte, reuso, tratamiento, reciclaje, incineración y disposición final de residuos peligrosos;

II. La instalación y operación de sistemas para el tratamiento o disposición final de residuos peligrosos, o para su reciclaje cuando éste tenga por objeto la recuperación de energía, mediante su incineración, y

III. La instalación y operación, por parte del generador de residuos peligrosos, de sistemas para su reuso, reciclaje y disposición final, fuera de la instalación en donde se generaron dichos residuos.

Artículo 152.- La Secretaría promoverá programas tendientes a prevenir y reducir la generación de residuos peligrosos, así como a estimular su reuso y reciclaje.

En aquellos casos en que los residuos peligrosos puedan ser utilizados en un proceso distinto al que los generó, el Reglamento de la presente Ley y las normas oficiales mexicanas que se expidan, deberán establecer los mecanismos y procedimientos que hagan posible su manejo eficiente desde el punto de vista ambiental y económico.

Los residuos peligrosos que sean usados, tratados o reciclados en un proceso distinto al que los generó, dentro del mismo predio, serán sujetos a un control interno por parte de la empresa responsable, de acuerdo con las formalidades que establezca el Reglamento de la presente Ley.

En el caso de que los residuos señalados en el párrafo anterior sean transportados a un predio distinto a aquél en el que se generaron, se estará a lo dispuesto en la normatividad aplicable al transporte terrestre de residuos peligrosos.

Artículo 152 BIS.- Cuando la generación, manejo o disposición final de materiales o residuos peligrosos, produzca contaminación del suelo, los responsables de dichas operaciones deberán llevar a cabo las acciones necesarias para recuperar y restablecer las condiciones del mismo, con

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el propósito de que éste pueda ser destinado a alguna de las actividades previstas en el programa de desarrollo urbano o de ordenamiento ecológico que resulte aplicable, para el predio o zona respectiva.

CAPITULO VII.- Energía Nuclear

Artículo 154.- La Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias, con la participación que, en su caso, corresponda a la Secretaría de Salud, cuidarán que la exploración, explotación y beneficio de minerales radioactivos, el aprovechamiento de los combustibles nucleares, los usos de la energía nuclear y en general, las actividades relacionadas con la misma, se lleven a cabo con apego a las normas oficiales mexicanas sobre seguridad nuclear, radiológica y física de las instalaciones nucleares o radioactivas, de manera que se eviten riesgos a la salud humana y se asegure la preservación del equilibrio ecológico y la protección al ambiente, correspondiendo a la Secretaría realizar la evaluación de impacto ambiental.

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CAPITULO VIII.- Ruido, Vibraciones, Energía Térmica y Lumínica, Olores y Contaminación Visual

Art.155, Especialmente en lo relacionado a la emisión de ruido:

Artículo 155.- Quedan prohibidas las emisiones de ruido, vibraciones, energía térmica y lumínica y la generación de contaminación visual, en cuanto rebasen los límites máximos establecidos en las normas oficiales mexicanas que para ese efecto expida la Secretaría, considerando los valores de concentración máxima permisibles para el ser humano de contaminantes en el ambiente que determine la Secretaría de Salud. Las autoridades federales o locales, según su esfera de competencia, adoptarán las medidas para impedir que se transgredan dichos límites y en su caso, aplicarán las sanciones correspondientes.

En la construcción de obras o instalaciones que generen energía térmica o lumínica, ruido o vibraciones, así como en la operación o funcionamiento de las existentes deberán llevarse a cabo acciones preventivas y correctivas para evitar los efectos nocivos de tales contaminantes en el equilibrio ecológico y el ambiente.

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107 . REGLAMENTO DE TRABAJOS PETROLEROS

Los Reglamentos de Trabajos Petroleros tiene su fundamento en el artículo 11 de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. A continuación se describen los artículos más importantes y su aplicación directa en las actividades de perforación y mantenimiento de pozos:

Artículos aplicables a Operaciones de Perforación y Reparación de Pozos.

Art. 23:Obras e Instalaciones.- Obligación de mantenerlas en buen estado de conservación y de servicio:

Artículo 23.- Petróleos Mexicanos tiene la obligación de mantener todas sus instalaciones en buen estado sanitario y de conservación y servicios, y de no abandonar los materiales, equipos, herramientas y dispositivos que puedan ser utilizados para otros trabajos o que pudieran causar contaminación ambiental.

También será obligatorio para Petróleos Mexicanos, identificar todas sus instalaciones por medio de inscripciones permanentes colocadas en lugares fácilmente localizables.

Art. 29.- Accidentes en las instalaciones; Cambiando a la SSA (Secretaría de Salubridad y Asistencia Pública) por la SEMARNAP (Secretaría de Medio Ambiente, Recursos Naturales y Pesca):

Artículo 29.- Con el propósito de cuidar los intereses de la Nación en materia de explotación petrolera, el Organismo tiene la obligación de informar por la vía más rápida a la Dirección o a la Agencia respectiva, inmediatamente que ocurra algún accidente en sus instalaciones, se registren desperdicios de hidrocarburos en general, o se afecte la extracción de los mismos a fin de que la Dependencia correspondiente disponga un servicio especial de inspección para determinar el monto del desperdicio y la culpabilidad del Organismo. Aviso similar se dará a la Secretaría de Salubridad y Asistencia cuando en cualquier forma se afecte la ecología o se contamine el ambiente, para que actúe según sus atribuciones.

Art. 30.- Obligación de cumplir las indicaciones de los inspectores de seguridad.

Artículo 30.- Para los efectos del artículo anterior, el Organismo permisionario será considerado responsable de los accidentes que sean imputables a la falta de cumplimiento de algún requisito reglamentario, o a que no se hayan atendido las indicaciones hechas por los inspectores para la seguridad de las obras o para evitar contaminaciones ambientales o proteger intereses de terceros.

Art. 31.- Obligación de tomar precauciones.

Artículo 31.- La responsabilidad con motivo del accidente comprende, no solo las que correspondan por violación, en su caso, a las disposiciones del presente Reglamento y por daños y perjuicios ocasionados en la persona o intereses de terceros, sino también por el desperdicio de hidrocarburos cuando éste se deba a causas atribuibles al permisionario o al contratista respectivo; en esos casos el desperdicio de petróleo se sancionará de acuerdo con las disposiciones de este Reglamento.

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Art. 32.- Petróleo sujeto a desperdicio. Obligación de aprovecharlo.

Artículo 32.- En caso de accidentes en cualquiera de las fases de la industria, Petróleos Mexicanos queda obligado a ejecutar de inmediato las obras necesarias para conseguir el control de la o de las instalaciones accidentadas, de acuerdo con las necesidades del momento. Una vez logrado el objeto que persiguen, estas obras deberán llenar los requisitos del presente Reglamento.

Art. 33 y 34 Daños y Perjuicios.- Responsabilidad del organismo permisionario.

Artículo 33.- Petróleos Mexicanos está obligado a aprovechar debidamente, y siempre que sea posible, el petróleo que por cualquier accidente esté sujeto a desperdicio, aun tratándose de cantidades menores que las señaladas como tolerancia en el artículo 35.

Artículo 34.- Los hidrocarburos que no puedan ser aprovechados, deberán ser destruidos en condiciones de seguridad e higiene, previo aviso a la Dirección o a la Agencia respectiva, a fin de que, en caso necesario, los inspectores comprueben la cantidad de hidrocarburos que sean destruidos y las condiciones sanitarias y de seguridad en que la destrucción se lleve a cabo.

Art. 35.- En donde se habla de los hidrocarburos desperdiciados, debe añadirse que independientemente de su factibilidad de recuperación, los residuos deben tratarse conforme a la legislación ambiental correspondiente.

Artículo 35.- No se considerarán como hidrocarburos desperdiciados por culpa de Petróleos Mexicanos los siguientes casos:

I. Los hidrocarburos que se emulsionan con los detritos durante la perforación y, que provienen de manifestaciones superiores al depósito que se desea explotar.

II. Los hidrocarburos de cualquier origen usados como agentes de circulación para despegar las tuberías que se utilizan en la perforación de pozos.

III. Los hidrocarburos que no pueden ser recuperados al efectuarse las pruebas de formación y de producción en los pozos petroleros.

IV. Los hidrocarburos obtenidos del primer brote de un pozo y los perdidos al efectuarse los trabajos de rehabilitación, conservación y limpieza de un pozo, siempre y cuando se trate de una cantidad razonable.

V. Los utilizados en cada caso, a juicio de la Dirección, en la reparación o desmantelamiento de tuberías.

VI. El sedimento que se acumule en el fondo de los tanques de almacenamiento.

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TOMA DE AGUA: REQUISITOS

Art. 37: Responsabilidades del permisionario por daños y perjuicios.

Artículo 37.- Corresponde al Organismo permisionario la responsabilidad por los daños y perjuicios que se ocasionen al tránsito terrestre, al fluvial o al marítimo, al ambiente, a la pesca, a la agricultura, a la ganadería, o a tercera persona, por descuido, por falta de cumplimiento de alguna disposición legal, o por mala construcción de las obras que emprenda, tanto al hacer las instalaciones respectivas como durante su explotación y mantenimiento. En casos de contaminación ambiental se dará intervención a la Secretaría de Salubridad y Asistencia y en coordinación, según corresponda, a las de Recursos Hidráulicos, Agricultura y Ganadería e Industria y Comercio.

Art. 40.- Habitaciones de obreros y empleados.

Artículo 40.- Las tomas de agua para el servicio de cualquiera instalación deberán regirse por las disposiciones legales aplicables. La localización de dichas tomas se indicará en los planos que se presenten al solicitar el permiso de construcción para la instalación respectiva, y dichas obras no podrán ponerse en servicio mientras el permisionario no cuente con la autorización indispensables para la toma, expedida por la Secretaría de Recursos Hidráulicos o autoridades correspondientes, según el caso.

Art. 41.- Capitulo Segundo.- Exploración.- Trabajos que requieran permiso.

Artículo 41.- Los campamentos, habitaciones o edificios de empleados y obreros que se establezcan en las diferentes obras o instalaciones para llevar a cabo los trabajos petroleros, deberán reunir los requisitos de higiene, salubridad y seguridad que prevengan el Código Sanitario, la Ley Federal para Prevenir y Controlar la Contaminación Ambiental y sus Reglamentos, los Reglamentos de Seguridad vigentes y, en los casos no previstos, los que dicten la Secretaría de Salubridad y Asistencia y la del Trabajo y Previsión Social.

Art. 51.- Exploración Superficial. Tramitación de permisos

Artículo 51.- De conformidad con lo que dispone el artículo 7o. de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, cualquier trabajo de exploración superficial para investigación de posibilidades petrolíferas, ya sea en el continente, en la plataforma continental o en los zócalos submarinos de las islas, requerirá permiso de la Secretaría, el que podrá ser concedido aunque el área motivo de la exploración no haya sido asignada.

Los permisos para llevar al cabo trabajos de exploración en las corrientes superficiales, en las zonas lacustres, en la plataforma continental o en los zócalos submarinos de las islas, se otorgarán previa opinión de las Secretarías de Recursos Hidráulicos, Marina, Industria y Comercio y Salubridad y Asistencia, y de las demás Dependencias que deban dictar medidas de seguridad para la protección de la vida humana y la conservación de la fauna y la flora. También se solicitará la opinión de la Secretaria de Relaciones Exteriores en los casos en que puedan afectarse intereses o derechos de índole internacional.

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Art. 59: Constancias de responsabilidad al permisionario.

Artículo 59.- En todo permiso de exploración se hará constar que el permisionario será responsable de los daños y perjuicios que pudieran causar al medio ambiente o a terceras personas durante el ejercicio y como consecuencia de la autorización que se le conceda.

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108 . REGLAMENTO PARA PREVENIR Y CONTROLAR LA CONTAMINACION DEL MAR POR VERTIMIENTO DE DESECHOS Y OTRAS MATERIAS

(Publicado en el Diario Oficial de la Federación, de fecha 23 de enero de 1979)

La siguiente información es un compendio de los artículos aplicables a cualquier actividad que por su naturaleza implique riesgo de vertimiento de materiales o residuos en aguas marinas nacionales. Por lo tanto, esta es aplicable a las actividades de perforación y reparación de pozos que realiza UPMP en plataformas marinas, donde se manejan materiales que pudieran resultar contaminantes para las aguas marítimas y residuos clasificados como peligrosos según la Ley Ambiental Nacional vigente.

CAPITULO II.- DEL PROCEDIMIENTO

Artículo 5o.- Ninguna persona física o moral podrá efectuar vertimientos deliberados sin la previa autorización expedida por la Secretaría de Marina, quien la otorgará en la forma y términos que señala este reglamento.

Artículo 6o.- Los interesados en realizar un vertimiento deberán solicitar por escrito ante la Secretaría de Marina, el permiso a que se refiere el artículo anterior, en el que se especificarán la materia, la forma, el envase y la fecha en que se propongan verterla.

Artículo 7o.- El permiso se otorgará para verter los desechos y otras materias en la zona específicamente determinada por la Secretaría de Marina, desde barcos y aeronaves; las plataformas u otras estructuras utilizarán dichos medios para trasladar sus desechos hasta el lugar indicado para su vertimiento. Lo anterior independientemente del permiso que la Secretaría de Comunicaciones y Transportes otorgue por lo que hace a su transportación.

Artículo 9o.- Para los efectos de este reglamento debe entenderse como vertimiento, toda evacuación deliberada en el mar por desechos u otras materias, efectuadas desde buques, aeronaves y las que realicen por estos medios las plataformas y otras estructuras.

Artículo 10.- No se otorgará permiso alguno para vertimiento que alteren las normas y calidad del agua o que pongan en peligro la salud humana, su bienestar o el medio marino, sistemas ecológicos o potencialidades económicas y que afecten las áreas recreativas tales como balnearios en las playas, "marinas" y zonas deportivas.

Artículo 11.- No se permitirá el abandono o hundimiento deliberado en el mar de ningún barco o aeronave, plataforma u otra estructura que por sí mismos contaminen el ambiente marino o las áreas de recreo a que alude el artículo anterior.

CAPITULO IV.- DE LAS EXCEPCIONES

Artículo 22.- Los propietarios y las personas que se equiparen a ellos, que efectúen vertimiento por causa de fuerza mayor, no serán responsables en los siguientes casos:

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I. Cuando existiendo inminente peligro para la vida humana o para la seguridad de cualquier nave o aeronave, se vean precisados a arrojar al mar cualquier sustancia o materia de las enumeradas en el presente reglamento; este vertimiento lo harán siempre procurando causar el menor daño o perjuicio a la vida humana, a la fauna marítima y a las zonas de esparcimiento;

II. Cuando el vertimiento se produzca con motivo de un siniestro no imputable al propietario;

Artículo 23.- Ninguna persona será relevada de su responsabilidad, si la necesidad de efectuar el vertimiento para salvaguardar la vida humana o la seguridad de cualquier nave o aeronave, se debió a negligencia de su parte.

Artículo 24.- El capitán de la nave o aeronave o el responsable de alguna plataforma, que lleve a cabo un vertimiento por causa de fuerza mayor, deberá rendir inmediatamente a su arribo al puerto más próximo, un informe detallado y pormenorizado a la autoridad competente por conducto de la Zona o Sección Naval más cercana, en el que justifique la realización del mismo. La contravención a lo dispuesto en este artículo, aun tratándose de siniestro, será considerado como vertimiento deliberado.

CAPITULO V.- MEDIDAS PREVENTIVAS

Artículo 29.- Los propietarios, personas que se les equiparen y todos aquellos que infrinjan lo dispuesto en este reglamento, serán sancionados por la Secretaría de Marina, de acuerdo con la gravedad de la infracción cometida, de la manera siguiente:

I. Con multa de trescientos mil a un millón trescientos mil pesos, si la sustancia vertida se encuentra comprendida en el anexo I;

II. Con multa de cien mil a seiscientos mil pesos, si la sustancia vertida se encuentra comprendida en el anexo II de este reglamento;

III. Si la sustancia no está comprendida en ninguno de los anexos y existe el riesgo de contaminación, la multa aplicada será la de la fracción anterior;

IV. Con multa de setenta y cinco mil a trescientos mil pesos, para la infracción del artículo 11 del presente reglamento;

V. Cuando el capitán de un barco o de una aeronave no reporte un vertimiento de emergencia ocasionado por accidente, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 22, fracción II, del presente ordenamiento, será responsable de los perjuicios derivados de su omisión y sancionado hasta con setenta y cinco mil pesos de multa.

ANEXO I Sustancias que deben ser controladas para su vertimiento:

1. Compuestos orgánicos halogenados.

2. Mercurio y compuestos de mercurio.

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3. Cadmio y compuestos de cadmio.

4. Plásticos persistentes y demás materiales sintéticos persistentes tales como redes y cabos, que puedan flotar o quedar en suspensión en el mar de modo que puedan obstaculizar materialmente la pesca, la navegación u otras utilizaciones legítimas del mar.

5. Petróleo crudo, fuel-oil, aceite pesado diesel, y aceites lubricantes, fluidos hidráulicos, y mezclas que contengan esos hidrocarburos, cargados con el fin de ser vertidos.

6. Desechos u otras materias de alto nivel radiactivo que por razones de salud pública, biológicas o de otro tipo hayan sido definidos por el órgano internacional competente en esta esfera, actualmente el Organismo Internacional de Energía Atómica, como inapropiados para ser vertidos en el mar.

ANEXO II Sustancias y materias que requieren atención para su revertimiento:

Las sustancias y materias que para su revertimiento requieren especial atención se enumeran a continuación:

1. Los contenedores, chatarra y otros desechos voluminosos que puedan hundirse hasta el fondo del mar y obstaculizar seriamente la pesca o la navegación.

2. Los desechos radiactivos u otras materias radiactivas no incluidos en el anexo I. En la expedición de permisos para el vertimiento de estas materias, las partes contratantes deberán tener debidamente en cuenta las recomendaciones del órgano internacional competente en esta esfera, en la actualidad el Organismo Internacional de Energía Atómica.

INFORMACION ADICIONAL

El MARPOL 73/78 es un convenio Internacional para la Prevención de la Contaminación Generada por Buques. Está firmado por 97 países del mundo y por 17 de los 29 territorios que conforman la región del Gran Caribe.

Su objetivo es proteger a los océanos mediante la regulación de las descargas de los cinco tipos de desechos generados por los buques.

MARPOL 73/78 ANEXOS I - V:

Anexo I Hidrocarburos

Anexo II Sustancias nocivas líquidas transportadas a granel

Anexo III Sustancias perjudiciales empaquetadas

Anexo IV Aguas residuales

Anexo V Basura

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Nuestro país es signatario ratificado de MARPOL 73/78 en sus Anexos I y II con regulaciones nacionales elaboradas, cuya aprobación está en trámite por el Gobierno Mexicano.

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4. NORMATIVIDAD APLICABLE A UPMP: OPERACIONES DE PERFORACIÓN DE POZOS

108.1 VISITAS DE INSPECCION

En cada instalación de UPMP que puede ser un equipo de perforación y mantenimiento de pozos terrestre o una plataforma marina (unidad perforadora) se darán las facilidades a las visitas de inspección que hagan el personal de la empresa y los prestadores de servicios.

ACCESO A LA UNIDAD PERFORADORA

1. El operador está obligado a permitir que los inspectores de PEMEX inspeccionen la unidad. El operador permitirá que los inspectores de PEMEX hagan uso del helipuerto y de las facilidades para cargar combustible, si es que cuenta con este servicio.

2. En localizaciones terrestres, se permitirá el acceso a la instalación previa identificación y salvo conducto correspondiente.

3. Al serle solicitado, el operador proporcionará a los inspectores de PEMEX transportación, cuarto y comida para inspeccionar la unidad y las operaciones. Si el operador lo solicita, PEMEX reembolsará al operador, dentro de 90 días, el costo asociado a la transportación, cuarto y comida.

4. En instalaciones terrestres con campamento deberán proporcionarse las mismas facilidades, cuando se haya solicitado por los conductos establecidos.

108.2 REQUERIMIENTOS GENERALES

1. En cada unidad perforadora deberá tenerse un ejemplar de estas prácticas recomendadas.

2. Requerimientos de estudios de fondo marino y condiciones geológicas someras antes de instalar un equipo marino de perforación o una plataforma fija de perforación, se harán los estudios geofísicos y geotécnicos necesarios para asegurar que no existen peligros someros, tales como gas y fallas estructurales. Se mantendrá abordo el resultado de los estudios.

En áreas terrestres y lacustres se cumplirán las disposiciones federales, estatales e internas de PEMEX que se tienen establecidas.

3. El responsable de la unidad perforadora debe hacer inspecciones visuales diarias con el fin de detectar deficiencias relacionadas con la seguridad y el control del pozo y una inspección detallada cada vez que se prueben las conexiones superficiales de control. Se deberá anotar en la bitácora de la unidad perforadora el resultado de cada inspección.

4. Reportes e investigaciones de violaciones aparentes.- Cualquier persona puede reportar a la oficina de inspección de PEMEX violaciones aparentes a lo estipulado en estas prácticas

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recomendadas. Cuando se haya recibido notificación de una violación aparente o cuando los inspectores de PEMEX hayan detectado una violación aparente, el caso será investigado y sancionado, de acuerdo con los procedimientos de PEMEX.

5. Antes de iniciar las operaciones en cada pozo, la unidad perforadora estará disponible para que el inspector de PEMEX efectúe una inspección completa.

6. Todos los equipos de perforación de superficie o costafuera deberán estar dotados con equipos de seguridad diseñados para evitar que el polipasto golpee la corona. El dispositivo será probado semanalmente para verificar su operación adecuada, así como después de deslizar el cable de perforación.

De no estar en condiciones de operación este dispositivo de seguridad, se suspenderá la operación del equipo, hasta que se repare la anomalía.

El resultado de la prueba será anotado en la bitácora de la unidad perforadora.

7. Los motores diesel con atención continúa estarán equipados ya sea con un dispositivo de paro manual operado a control remoto o con un dispositivo de paro automático. Los motores diesel que no cuenten con atención continúa estarán equipados con un dispositivo de paro automático. Se efectuarán pruebas semanales para verificar la operación adecuada de cierre de la toma de aire.

Los resultados de las pruebas se anotarán en la bitácora de la unidad perforadora. Los escapes de los motores de combustión interna deberán estar orientadas en dirección opuesta al pozo y estar dotados con un dispositivo matachispas.

8. En pozos verticales se obtendrán, durante la perforación normal, registros de desviaciones en intervalos máximos de 300 m en pozos direccionales se obtendrán durante la perforación normal, registros direccionales que indiquen tanto inclinación como rumbo en intervalos máximos de 150 m y en intervalos que no excedan de 30 m donde se planea cambiar el curso del pozo.

9. Tanto en pozos verticales como en direccionales se obtendrán registros direccionales que indiquen inclinación y rumbo, en intervalos máximos de 150 m antes de o al terminar de introducir y cementar las TR´S superficial, intermedias, de explotación, cortas y a la profundidad total. En caso de que se obtengan registros direccionales con herramientas MWD, se obtendrá un registro MULTISHOT en cada zapata de TR para confirmar los resultados del MWD. En pozos direccionales, se mantendrá en la unidad perforadora una gráfica que muestre los desplazamientos verticales y horizontales programados y reales. Tanto en pozos direccionales como en verticales, se mantendrá en la unidad perforadora una tabla que indique la profundidad a la que se tomaron las desviaciones, su inclinación y rumbo.

10. Los pozos se clasifican como verticales si el promedio calculado de las lecturas de inclinación entre dos intervalos, desde la superficie hasta la profundidad total, no excede

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de tres grados a la vertical. De ser este valor mayor de 3 grados, los pozos se clasifican como direccionales.

11. Antes de instalar o desmantelar equipos de perforación en una plataforma marina se deberán cerrar, tanto bajo el fondo marino como en la superficie, todos los pozos en producción en la plataforma a menos que el inspector de PEMEX dé otras instrucciones. Cuando sea necesario cerrar los pozos en producción, se deberá, anotar en la bitácora de la unidad perforadora la fecha en que se cerraron, el tiempo que estuvieron cerrados y el nombre de la persona de PEMEX que autorizó que se cerraran.

En localizaciones terrestres se aplicarán los mismos lineamientos cuando se entre a una “pera” que tenga pozos en producción. Si ésta no tiene otro pozo anterior se cumplirán las normas vigentes para tal fin. Antes de desmantelar equipos de perforación y mantenimiento de pozos, una vez terminadas las pruebas para dejar produciendo el pozo, se avisará a la persona responsable que autorice el cierre, debiéndose anotar en la bitácora de la unidad perforadora su nombre, la fecha y el tiempo en que permanezca cerrado.

12. Durante las operaciones de perforación en plataformas donde hay pozos en producción, se instalará cerca de la consola del perforador una estación de control para poder cerrar los pozos en caso de emergencia. Cuando se cierren los pozos en producción, se deberá registrar en la bitácora de la unidad perforadora la razón por la que se cerraron, la fecha y tiempo que se tuvieron cerrados, y el nombre de la persona que los cerró u ordenó cerrarlos.

En localizaciones terrestres, durante las operaciones de perforación y mantenimiento de pozos, si algún porqué fue cerrado, la fecha y el tiempo, así como el nombre de la persona que autorizó el cierre.

13. GRUAS MARINAS. La grúas instaladas en unidades marinas serán operadas y mantenidas de acuerdo con las estipulaciones del API en su práctica recomendada API – RP 2D, el operador mantendrá abordo registros de inspecciones, pruebas, mantenimiento de las grúas, y certificado de competencia de los grueros, de acuerdo a lo descrito en la práctica citada del Instituto Americano del Petróleo.

14. REGLAS DE FUMAR. No se permite fumar fuera del módulo habitacional

En localizaciones terrestres, únicamente se permitirá en el área designada y si la condición del pozo lo impide se suspenderá la regla de fumar hasta nuevo aviso.

108.3 PRACTICAS RECOMENDADAS PARA SOLDAR Y CORTAR

1. Área asignada como segura para operaciones de soldar y cortar. - El responsable de la unidad de perforación designará las áreas que se consideren seguras para las operaciones de soldar y cortar.

2. Áreas restringidas para soldar y cortar. - Todas las operaciones de soldar y cortar en áreas restringidas se efectuarán de acuerdo a lo siguiente:

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a) El encargado de la unidad o el inspector de seguridad y el soldador, inspeccionarán el área donde se va a soldar y cortar. Después de determinar que no existe peligro para soldar y cortar, la persona encargada o el inspector de seguridad dará la autorización por escrito para que proceda el soldador.

b) Durante esas operaciones se designará uno o más vigías contraincendio. La persona o personas designadas como vigía, no deberán tener otras obligaciones mientras se estén efectuando operaciones de cortar y soldar. si la operación se va a efectuar en un área no equipada con detector de gases, el vigía contra incendio deberá disponer de un detector de gases portátil en condiciones de operación.

c) Antes de iniciar la operación de corte o soldadura, el vigía contra incendio deberá disponer de un extintor de fuego en condiciones de operación.

d) Si la soldadura o el corte se va a llevar a cabo en el área de pozos en producción éstos se deben cerrar antes de iniciar la operación. Si se cierran los pozos en producción, se deberá anotar en la bitácora de la unidad perforadora la razón por la que se cerraron; la fecha y el tiempo que se tuvieron cerrados y el nombre de la persona que ordenó cerrarlos.

3. En cuanto sea posible, las operaciones de corte y soldadura deberán minimizarse en áreas cercanas al pozo; debiéndose efectuar éstas en patios de tierra (talleres). Si el trabajo se efectúa en una plataforma marina la actividad se hará en el área destinada con el conocimiento del supervisor de seguridad.

4. Los trabajos de corte y soldadura que se efectúen en una instalación los ejecutará solo personal calificado que compruebe su carta de certificación de visto bueno.

5. Es obligatorio tener aprobado un plan de actividades, antes de llevar a cabo cualquier trabajo de corte o soldadura de materiales en un equipo de perforación y mantenimiento de pozos.

6. Todo el equipo y herramienta de corte y soldadura deberán ser inspeccionados por el supervisor de mantenimiento o el encargado de seguridad antes de iniciar cualquier trabajo de arcos y flama.

7. Los cables del equipo de soldadura deberán estar completamente aislados y en buenas condiciones de uso.

8. Los cilindros de oxígeno y gas combustible (acetileno), deberán sujetarse a un lugar seguro.

9. Las mangueras no deben tener fugas y estar equipadas con conexiones, manómetros y reguladores de presión apropiados.

10. Todas las máquinas de soldar activadas por motores de combustión interna deberán equiparse con matachispas y recogegotas.

11. No deberá llevarse a cabo ninguna operación de corte o soldadura en las tuberías, envases, tanques y otros recipientes que hayan contenido sustancias inflamables, a menos que se haya neutralizado su contenido y que el encargado de seguridad los haya decretado como seguros para el trabajo de corte o soldadura programado.

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12. Los equipos que contengan hidrocarburos y otras sustancias inflamables deberán colocarse a un mínimo de 10.7 m (35 pies) de distancia horizontal desde el pozo. Los equipos similares localizados a elevaciones menores, donde escorias, chispas y otros materiales fundentes pudieran caerse, deberán ubicarse a un mínimo de 10.7 m (35 pies) del punto de impacto. Si no es posible su reubicación, deberán protegerse los equipos con cubiertas a prueba de llamas, o deberán escudarse con guardas metálicas o cortinas resistentes a las flamas y deberá neutralizarse su contenido.

13. Si están efectuándose operaciones de perforación y mantenimiento de pozos, o bien operaciones con cable electromagnético y de línea acerada, no deberán llevarse a cabo trabajos de soldaduras en áreas fuera de las destinadas y aprobadas de trabajo seguro. A menos que el o los pozos en el área donde las actividades citadas estén efectuándose, contengan fluidos no combustibles y no exista la posibilidad de introducción de los hidrocarburos de la formación dentro del agujero del pozo.

108.4 FACTORES A CONSIDERAR EN EL DISEÑO DEL POZO

Gradiente de poro o de formación

Gradiente de fractura

Formaciones donde se puede perder el fluido de perforación

Densidades del lodo

Profundidad de asentamiento de cada TR

Presiones superficiales anticipadas. En el cálculo de una presión superficial anticipada, el operador tomará en cuenta las condiciones de perforación, terminación y producción. El operador considerará las densidades del lodo a usar abajo de las diferentes sartas de TR´S. Los gradientes de fractura de las formaciones expuestas, las profundidades de asentamiento de las TR´S, la profundidad total del pozo, el tipo de fluido en la formación y otras condiciones pertinentes. Las consideraciones para calcular la presión superficial anticipada pueden variar para cada etapa del pozo. El operador incluirá los cálculos usados para determinar las presiones superficiales anticipadas durante la perforación y terminación del pozo, incluyendo la presión superficial anticipada para la tubería de producción.

a) El programa del conjunto de preventores incluirá lo siguiente:

1. La presión de trabajo de los preventores.

2. Un procedimiento para el control del pozo, usando el preventor anular, para aquellos pozos donde la presión superficial anticipada exceda la presión de trabajo del preventor anular.

3. Una descripción del sistema acumulador submarino u otro tipo de sistema de cierre de preventores que se propone a usar para el caso de la unidad flotante que

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perfore un pozo con un arreglo de preventores submarinos. Esto significa con un Barco perforador o plataforma semisumergible con posicionamiento dinámico.

4. Un dibujo esquemático del sistema desviador que se va a usar (vistas de planta y lateral) que muestre el diámetro interno de la(s) salida(s) lateral(es) del carrete; diámetros y longitudes de las líneas de desfogue, resistencia a la presión interna, el radio de curvatura de cada cambio de dirección; tipo de válvula, tamaño, presión de trabajo y localización; la lógica de la instrumentación de control y el procedimiento operativo que se va a usar.

5. Un dibujo esquemático del conjunto de preventores que muestren el diámetro interior del conjunto de preventores y el número de preventores anular, con arietes para TP, ciegos y de corte.

b) Programa de TR´S para cada etapa en el que se considerará lo siguiente:

1. Diámetro exterior, libraje, grado, tipo de conexión y profundidad de asentamiento para cada TR.

2. Factores de seguridad para tensión, colapso y presión interna

3. Criterio de diseño y fluidos dentro y fuera de cada TR.

c) Programa de perforación:

1. Programa de núcleos

2. Programas de registros geofísicos

3. Columna geológica probable

4. Profundidades estimadas a las cuales se esperan encontrar zonas porosas y permeables que contengan agua dulce, aceite gas o fluidos con presión anormal.

d) Programa de lodos.- Especificar las cantidades mínimas del lodo y materiales para el lodo, incluyendo materiales densificantes, que se deben mantener abordo antes de suspender la perforación.

e) Programa direccional para pozos direccionales.

f) Gráfica.- En una hoja por separado se incluirá una gráfica con gradientes de presión de formación, gradientes de fractura, densidades propuestas del lodo y las profundidades de asentamiento de las TR´S.

g) Un plan de contigencia para H2S, si es aplicable, y si no se ha presentado con anterioridad.

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108.5 SISTEMA Y PROGRAMA DE LODOS

A. CONTROL DE BROTES

1. Antes de sacar la tubería debe acondicionarse el lodo, circulando con la tubería en el fondo, hasta que el lodo del fondo circule a la superficie y hasta que las densidades del lodo de entrada y salida sean esencialmente iguales.

Este procedimiento se puede omitir cuando el reporte del perforador muestre lo siguiente:

No hay indicación de flujo antes de empezar a sacar tubería.

La densidad del lodo de retorno es esencialmente la misma a la densidad de lodo de entrada, en el caso de que la densidad del lodo de salida sea menor de 0.02 gr/cm3, que la densidad del lodo de entrada, se circulará el tiempo de atraso para verificar que no hay fluidos de la formación dentro del pozo.

Las demás propiedades del lodo registradas en el reporte diario estarán dentro de los índices establecidos en el programa de lodos aprobado.

2. Se anotará en el reporte del perforador que el lodo está en condiciones para sacar la tubería.

3. Al estar sacando la sarta de perforación debe llenarse el espacio anular con lodo, antes de que la presión hidrostática de la columna del lodo acuse una disminución igual a la presión que se da como margen de seguridad para perforar.

Debe tenerse a la vista del perforador el número de lingadas de tubería de perforación, el número de lingadas de tubería pesada y el número de lingadas de lastrabarrenas que pueden sacarse del agujero antes de llenar nuevamente el espacio anular; así como el volumen de lodo requerido para llenar el pozo en cada caso, con tubería mojada o seca, con un factor de seguridad del 15%.

En cada viaje deberá llevarse un registro del volumen de lodo, tanto teórico como real para llenar el pozo al sacar tubería y del volumen del lodo desplazado al meter tubería.

4. Deberán controlarse las velocidades de extracción y de inserción de la sarta de perforación, para evitar la entrada de fluidos de la formación por efecto de sondeo o la pérdida de fluido debido al efecto de pistoneo.

5. Cuando haya indicaciones de sondeo o entrada de fluidos de la formación (brote) se usarán los dispositivos de seguridad y medidas necesarias para controlar el pozo. Si las condiciones del pozo lo permiten se deberá regresar al fondo para circular y acondicionar el lodo.

6. Para cada sarta de TR se tendrá a la vista del perforador la presión máxima que se puede contener bajo el preventor.

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7. Se instalarán un separador gas-lodo y un desgasificador operables antes de iniciar la perforación y se mantendrán en condiciones de uso durante la perforación del pozo.

8. Después de efectuar una prueba de formación se deberá circular a la superficie los fluidos obtenidos durante la prueba. Si los fluidos no se pueden circular se deben de regresar a la formación con el fluido apropiado antes de sacar el probador.

B. EQUIPO PARA ANALISIS Y MONITOREO DE LODO

1. Se efectuarán análisis cada 12 horas para lodos a base de agua y diariamente para lodos a base de aceite o con más frecuencia si las condiciones lo requieren.

Los análisis incluirán: la densidad, alcalinidad viscosidad, gelatinosidad, alcalinidad, pH,

filtrado, salinidad y otras propiedades que se estimen necesarias.

El resultado de los análisis se registrarán en la bitácora de la unidad perforadora.

2. El siguiente equipo se instalará, con indicadores en el piso de perforación, durante las operaciones de perforación y terminación.

Indicador del nivel de las presas, para detectar pérdidas o ganancias de lodo. este indicador incluirá dispositivos de alarma audible y visual.

Tanque para viajes para medir con precisión el volumen del lodo requerido para llenar el pozo al sacar tubería y el volumen del lodo desplazado al meter tubería. Se recomienda que el tanque para viajes sea de 3 m3 y tenga las siguientes dimensiones:

Base: 1.00 x 1.00 m

Altura: 3.00 m

La escala que indica el nivel del fluido en el tanque para viajes, se debe calibrar cada 100 lt y las divisiones deben ser visibles con claridad desde la posición del perforador.

Un indicador de flujo en la línea de retorno, para determinar si el volumen del lodo que sale del pozo es esencialmente igual al bombeado. Este dispositivo también tendrá alarma visual y audible.

Equipo detector de gas con indicadores en el piso de trabajo para monitorear el lodo de salida, con una alarma audible.

Contador de emboladas de las bombas de lodo.

C. CANTIDADES DE LODO

1. Se mantendrán en la unidad de perforación los volúmenes de lodo y materiales para el mismo, requeridos para asegurar el control del pozo.

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Estas cantidades estarán basadas en las condiciones de perforación conocidas o anticipadas, capacidad de almacenaje en el equipo, condiciones meteorológicas y tiempo estimado de transporte al pozo.

2. Diariamente se registrarán el inventario de lodo y materiales para el mismo, incluyendo densificantes y aditivos.

3. Se suspenderán las operaciones de perforación, cuando no se disponga de suficiente volumen de lodo o materiales para el mismo, para asegurar el control del pozo.

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D. PRECAUCIONES DE SEGURIDAD EN AREAS CERRADAS DONDE SE MANEJA LODO

En las áreas cerradas clasificadas por el API en su documento API-RP 500 donde se puedan acumular concentraciones peligrosas de gas combustible, se instalarán sistemas de ventilación y detección de gas, como se describe a continuación.

6 Estar adaptadas con sistemas de ventilación mecánico de alta capacidad capaces de reemplazar el aire cada 5 minutos. Si no están en operación contínua los sistemas de ventilación mecánicos serán activados por una señal de los detectores de gas, los cuales deben estar operando en todo tiempo, cuando indiquen la presencia de 1% o más de gas por volumen.

6 Debe mantenerse una presión negativa relativa al exterior.

Las áreas con presión negativa se protegerán con una alarma sensitiva a la presión.

6 Estar dotadas con detectores de gas y alarmas excepto en áreas abiertas donde hay ventilación natural.

6 Estar dotadas con equipo eléctrico a prueba de explosión o presurizado, para evitar la ignición de gases explosivos cuando se use aire para presurizar el equipo eléctrico. La toma de aire se debe localizar lo más alejado posible de áreas donde se pueda acumular gas combustible.

6 Los sistemas de ventilación mecánico serán dotados con alarmas, que se activen al fallar el sistema.

6 Los sistemas de detección de gas serán operados y recalibrados cuando menos cada 90 días. Las operaciones y recalibraciones de los sistemas de detección de gas serán registradas en la bitácora de la unidad perforadora.

108.6 TUBERIAS DE REVESTIMIENTO Y CEMENTACIONES

1 REQUERIMIENTOS GENERALES

1.1 Para efectos de este inciso las diferentes sartas de TR en el orden normal de instalación serán las siguientes:

Conductora o estructural

Superficial

Intermedia

Explotación

1.2 En cada pozo deben de introducirse y cementarse las sartas de TR necesarias y a las profundidades que se requiera para soportar sedimentos no consolidados, evitar que los fluidos de cualquier estrato se comuniquen al fondo marino, (al ser pozos

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costafuera) evitar la contaminación de acuíferos de agua dulce , evitar la comunicación entre estratos independientes con contenido de hidrocarburos y proveer un medio de control de los fluidos en las formaciones.

1.3 Las sartas deben estar diseñadas para resistir los esfuerzos anticipados de tensión, compresión y flexión, las presiones internas y externas, los efectos de la temperatura, la corrosividad de los fluidos a producir, y la combinación de todos estos efectos. Los factores de seguridad de diseño de las sartas de TR deben ser tales que aseguren el control del pozo durante su perforación y explotación.

1.4 Cuando se tengan indicaciones de cementación inadecuada, (tales como pérdida de circulación durante la cementación, canalización de cemento o fallas mecánicas de los aditamentos de la TR), debe verificarse la integridad de la cementación, ya sea probando a presión la zapata, efectuando un registro de adherencia, de temperatura o ambos, antes de continuar las operaciones. Si esta evaluación indica una cementación inadecauda, deben efectuarse las cementaciones necesarias para corregirla o tomar otra acción correctiva aprobada por el inspector de PEMEX.

1.5 LAS PRUEBAS DE PRESION ABAJO DE LAS ZAPATAS. -Debe efectuarse una prueba de presión de integridad o de goteo de la formación abajo de las TR´S superficial, intermedias y corta usada como TR intermedia. Esta prueba debe hacerse después de perforar no más de 15 m de agujero abajo de la zapata.

1.6 La prueba de presión se hará a una densidad equivalente de 0.05 gr/cm3 mayor que la máxima densidad equivalente de circulación del lodo a usarse en la siguiente etapa. Si el resultado de la prueba de presión indica una cementación defectuosa en la zapata, se deberá corregir la cementación y repetir la prueba de presión hasta obtener los resultados requeridos.

1.7 En todo caso se suspenderá la perforación de la etapa cuando la densidad equivalente de circulación del lodo requerida sea 0.05 gr/cm3 menor que la densidad equivalente de prueba. Los resultados de las pruebas de presión abajo de la zapata se anotarán en la bitácora de la unidad perforadora.

2 TUBERIA CONDUCTORA O ESTRUCTURAL.- Esta TR puede introducirse ya sea piloteándola o perforando previamente a la profundidad requerida bajo el fondo marino, (pozos costafuera) a fin de soportar los depósitos no consolidados y para dar estabilidad al agujero en las operaciones iniciales de perforación. Cuando se perfore para introducir esta TR debe cementarse todo el espacio anular hasta el fondo marino. Se deberá verificar que la lechada de cemento en el espacio anular llegó al fondo marino. De encontrar que esto no ocurrió, se introducirá una tubería por el espacio anular entre el agujero y la tubería conductora y se llenará con cemento el espacio anular hasta el fondo marino. Se anotará en la bitácora de la unidad perforadora que la lechada de cemento circuló al fondo marino. En una localización terrestre la TR conductora, una vez introducida a la profundidad programada, deberá cementarse todo el espacio anular hasta que desaloje la lechada de cemento a la superficie.

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3 TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL

3.1 Profundidad de Asentamiento.- La TR superficial debe introducirse hasta la profundidad que permita que su zapata esté frente a una formación competente o abajo de formaciones que se deben ademar para poder continuar perforando con seguridad. Pero, la TR superficial se debe introducir antes de perforar dentro de formaciones que se sabe contienen hidrocarburos. Si al estar perforando hay evidencia que se están perforando formaciones con hidrocarburos (gasificación) se deberá suspender la perforación, colocar un tapón de cemento que cubra las formaciones con hidrocarburos y cementará la TR superficial.

3.2 Requerimientos de cimentación de la TR superficial.- La TR superficial debe cementarse con un volumen de lechada calculado para llenar todo el espacio anular hasta la superficie o hasta el fondo marino (en caso de cabezales submarinos). Debe verificarse la cementación total del espacio anular observando que el cemento salga a la superficie o al fondo marino (en caso de cabezales submarinos). De no ser así, se cementará la parte superior como lo apruebe el inspector de PEMEX.

4 TR INTERMEDIA

4.1 Profundidad de asentamiento.- La profundidad de asentamiento y el diseño de esta TR debe basarse en factores relevantes de ingeniería y geológicos, incluyendo la presencia o ausencia de hidrocarburos y riesgos potenciales anticipados. De encontrarse formaciones con presiones mayores a las anticipadas debe revisarse el programa de TR´S.

4.2 La TR intermedia debe cementarse con una lechada de cemento suficiente para aislar los intervalos con presión anormal de los de presión normal y las zonas con hidrocarburos. Se usará suficiente cemento para llenar el espacio anular a una profundidad mínima de 150 m arriba de las zonas que se van a aislar o 150 m arriba de la zapata de la TR superficial.

4.3 Si se usa una T R corta como TR intermedia abajo de la TR superficial, ésta se traslapará un mínimo de 30 m dentro de la TR anterior y se cementará en toda su longitud. Cuando esa TR corta se vaya a usar como TR de explotación abajo de la TR superficial, se extenderá a la superficie y se cementará para evitar que se use la TR superficial como TR de explotación.

5 TR DE EXPLOTACION

5.1 La TR de explotación debe cementarse con la lechada de cemento necesaria para aislar las diferentes zonas con hidrocarburos. La cima de cemento debe cubrir cuando menos 150 m arriba de la zona con hidrocarburos más somera.

5.2 Cuando la TR de explotación sea corta, debe tenerse un traslape de cuando menos 30 m dentro de la TR previa y cementarse en toda su longitud.

6 TIEMPO DE FRAGUADO.- Después de cementar las TR´S no se permite continuar la perforación sino hasta después que se espere su tiempo de fraguado. El tiempo de

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fraguado de las TR´S será de ocho horas para la TR superficial y doce horas para el resto de las sartas de TR´S. Durante este tiempo de fraguado el cemento se mantendrá bajo presión. Se considera que el cemento está bajo presión si el equipo de flotación de la TR contiene al cemento o si se usan otros medios para contener la presión ejercida por el cemento.

7 PRUEBAS DE PRESION DE T R'S

7.1 Antes de perforar el cemento dentro de la TR y antes de perforar la zapata, todas las TR´S excepto la conductora o estructural deben probarse al 80% de la presión interna de su sección más débil. Si hay indicación de fuga, la TR debe repararse. De no poderse corregir esta anomalía, se debe introducir una TR adicional y volverse a efectuar la prueba. Los resultados de todas las pruebas deben anotarse en la bitácora de la unidad perforadora.

7.2 Cada traslape de TR corta será probada a una presión mínima de 35 kg/cm2 mayor de la presión de fractura de la formación abajo de la zapata de la TR traslapada o como lo apruebe o requiera el inspector de PEMEX. Si la prueba de presión indica una cementación defectuosa, esta anomalía debe corregirse. El resultado de la prueba de presión del traslape debe anotarse en la bitácora de la unidad perforadora.

7.3 Cuando se efectúen operaciones prolongadas de rotación, molienda, martilleo o lavado dentro de la última TR que llega hasta la superficie, u otras operaciones que pudieran dañar la TR, ésta debe probarse a presión cada 30 días o evaluar su integridad por medio de registros tal como el de calibración. Los resultados de las pruebas de presión o registros de calibración deberán someterse a consideración del inspector de PEMEX, para que este determine si la integridad de la TR no se ha deteriorado a niveles de inseguridad. En caso contrario, se deberá reponer la sección dañada o introducir y cementar otra TR antes de continuar con las operaciones de perforación. El resultado de la prueba de presión o registro de calibración se deberá anotar en la bitácora de la unidad perforadora.

108.7 SISTEMA PARA LA PREVENCION DE REVENTONES Y SUS COMPONENTES

1 Los sistemas para la prevención de reventones y sus componentes serán diseñados, instalados, usados, mantenidos y probados para asegurar el control del pozo.

2 CONJUNTO DE PREVENTORES.- El conjunto de preventores consistirá de un preventor anular y el número de preventores de arietes que se especifican en los incisos 5, 6 y 7. Los arietes para la tubería serán del diámetro apropiado para la tubería de perforación en uso. Se debe contar en la unidad perforadora con las refacciones para preventores que recomienda la práctica API-RP-53 en los incisos 2.C.A y 2.D.3 del Instituto Americano del Petróleo.

3 PRESION DE TRABAJO.- La presión de trabajo de cualquier componente del conjunto de preventores será mayor que la presión superficial anticipada a la que puedan estar

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sujetos. El inspector de PEMEX puede aprobar una presión de trabajo menor para el preventor anular, sí el operador demuestra que las condiciones anticipadas o reales del pozo no demandará que este preventor esté sujeto a presiones sobre su presión de trabajo.

4 EQUIPO PARA CONTROL DE BROTES.- Todos los sistemas para el control de brotes estarán equipados y provistos con lo siguiente:

4.1 Sistema acumulador con dos fuentes de energía con suficiente capacidad para suministrar 1.5 veces el volumen de fluido necesario para cerrar y mantener cerrados todas las unidades, con una presión final mínima de 105 kg/cm2 (1 500 Ib/pg2 ) sin ayuda de una fuente de energía. Esta unidad debe instalarse a una distancia prudente del piso de trabajo. Las especificaciones de la unidad acumuladora deben estar abordo de la unidad perforadora. Los sistemas de control deben cumplir con lo indicado por el API en su práctica API-RPI 16E y se anotará en la bitácora de la unidad perforadora cada vez que se pruebe, opere, o se le de mantenimiento a la unidad acumuladora.

4.2 FUENTE INDEPENDIENTE DE ENERGIA.- Además de las dos fuentes de energía del sub-inciso anterior, la unidad acumuladora debe contar con una fuente de energía independiente de la que suministra el equipo de perforación.

4.3 Una estación de control remoto para operar los preventores instalada en el piso de perforación. Se deberá instalar cuando menos otra estación de control remoto para operar los preventores, esta estación de control remoto debe estar en una localización accesible y alejada del piso de perforación.

4.4 Un carrete de perforación con salidas laterales, si los preventores no cuentan con estas salidas, para proveer líneas separadas de matar y estrangular.

4.5 Una línea de estrangular y una de matar, cada una equipada con dos válvulas de paso completo. Cuando menos una de las válvulas en las líneas de estrangular y matar deben operarse a control remoto.

Se recomienda que se instale una válvula de contrapresión (check) en la línea de matar. Los cambios de dirección en las líneas de matar y de estrangular deben hacerse instalando tees con un tapón sólido en el extremo de la dirección del flujo.

4.6 Una línea de llenar arriba del preventor superior.

4.7 Un múltiple de estrangulación adecuado para las presiones anticipadas a que puede ser sometido; el método que se empleará para controlar el pozo, el medio ambiente y la corrosividad, volumen y abrasividad de los fluidos a manejar el múltiple de estrangulación, debe cumplir con lo recomendado por el API en sus prácticas API-RP 53 y la normaAPI– 16 C.

4.8 -Las válvulas, tuberías y demás conexiones entre el múltiple de estrangulación y los preventores, deben ser de una presión de trabajo igual a la presión de trabajo del preventor de arietes. No se deben instalar líneas articuladas en la línea de

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estrangular, si se instalan mangueras en la línea de estrangular, éstas deben cumplir con lo especificado en su norma API – 16 C.

4.9 -Un cabezal para pozo con presión de trabajo que exceda la presión superficial anticipada a la que pueda ser sometido.

4.10 Los siguientes componentes deberán tenerse disponibles:

a) Una válvula macho instalada entre la unión giratoria y la flecha de una presión de trabajo igual a la presión de trabajo del preventor de arietes y una válvula similar y de igual presión de trabajo instalada en la parte inferior de la flecha, que pueda pasar por el interior de la última TR a superficie. Una llave para cada válvula, colocada en un lugar de fácil acceso a la cuadrilla de perforación.

b) Válvulas en el piso de perforación.- Una válvula de contrapresión y una válvula de seguridad en posición abierta, para cada rosca en la sarta de perforación en uso y que puedan introducirse dentro del pozo. Esas válvulas deben de ser de una presión de trabajo igual a la presión de trabajo de los preventores de arietes y deben mantenerse en el piso de perforación en un lugar de fácil acceso y durante todo el tiempo que se efectúen operaciones de perforación. Una llave para la válvula de seguridad colocada en un lugar de fácil acceso a la cuadrilla de perforación. Se acepta una válvula para la rosca de mayor diámetro, con sustitutos de enlace para el resto de las roscas.

c) Una válvula de seguridad de TP disponible en el piso de perforación con la conexión apropiada a la TR que se está introduciendo en el agujero.

4.11 Extensiones y volantes instalados para operar los candados mecánicos en los preventores de arietes superficiales.

5 - REQUERIMIENTOS MINIMOS DE PREVENTORES SUBMARINOS

5.1 Antes de perforar debajo de la TR superficial, se requerirá la instalación de un conjunto de preventores submarinos, consistiendo en cuando menos cuatro preventores operados hidráulicamente a control remoto incluyendo dos equipados con arietes para la tubería de perforación en uso, uno con arietes de corte y uno anular. Los preventores de arietes deben contar con dispositivos de candados hidráulicos para mantenerlos cerrados activándolos por el sistema de control remoto desde la unidad flotante.

5.2 El conjunto de preventores submarinos debe contar con un sistema doble de control, cada múltiple de control debe contar con todas las válvulas y los reguladores necesarios y para evitar la comunicación del fluido hidráulico entre los dos múltiples.

5.3 Antes de desconectar el conductor marino debe cerrarse el preventor con arietes de corte y desplazar el fluido en su interior por agua de mar. Para compensar el gradiente hidrostático del fluido de perforación en su interior; se aplicará la presión equivalente por la línea de matar. Cuando se desconecte el conductor marino para

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suspender la operación por un tiempo prolongado se aplicará lo indicado en el inciso once de este segmento.

5.4 Las revisiones y reparaciones de los preventores submarinos deben efectuarse bajo condiciones de seguridad, tales como después de cementar una TR y antes de perforar la zapata o colocando dentro de la TR un tapón de cemento, un retenedor o un empacador ciego.

6 Requerimientos mínimos de preventores superficiales.

Antes de perforar debajo de la TR superficial, se instalará un sistema de preventores consistente de cuando menos cuatro preventores hidráulicos operados a control remoto, incluyendo dos equipados con arietes para tubería, uno con arietes ciegos y uno del tipo anular.

7 OPERACIONES CON SARTAS COMBINADAS DE TUBERIA DE PERFORACION

7.1 Antes de iniciar las operaciones con sartas de perforación combinadas, el conjunto de preventores estará equipado con arietes convencionales o variables e instalados en dos o más preventores para proveer lo siguiente:

a) Dos juegos de arietes capaces de sellar alrededor de la tubería de perforación de mayor longitud.

b) Un juego de arietes capaz de sellar alrededor de la tubería de perforación de menor longitud.

8 SISTEMA DESVIADOR DE FLUJO

8.1 Antes de perforar abajo de la TR conductora o estructural, las unidades de perforación deben equiparse con un sistema desviador de flujo consistente en un elemento sello desviador, línea de desviación y sistema de control. Los sistemas desviadores de flujo deben cumplir con lo especificado en la práctica recomendada API-PR 64 del Instituto Americano del Petróleo y lo indicado en el inciso 250.59 de la Subsección “D” del Reglamento de Servicio para el Manejo de Minerales (MMS Edición 1 Julio, 1993). Este sistema debe diseñarse, instalarse y mantenerse en condiciones de operación para desviar gases lodo y otros materiales, lejos de la unidad perforadora y del personal.

8.2 Las líneas de desfogue estarán equipadas con válvulas operadas a control remoto. Se deberá contar con cuando menos una estación de control remoto además de la que se encuentra en el piso de trabajo. Cualquier válvula usada en un sistema desviador será de paso completo. No se permite instalar válvulas manuales o de mariposa en cualquier parte del sistema desviador. Deberá de haber un mínimo de cambios de dirección en las líneas de desfogue y el radio de curvatura serán lo mayor posible.

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8.3 Cuando se efectúen operaciones de perforación teniendo instalado el sistema desviador de flujo, se aplicara lo siguiente:

a) Si el sistema desviador tiene una sola salida, se deben instalar dos ramales para poder dirigir el flujo de la dirección del viento.

b) Ninguna salida del desviador debe ser de un diámetro interior menor de 10 pulgadas.

8.4 Para las operaciones de perforación desde unidades flotantes y cuando los fluidos de perforación se circulan a la unidad flotante, se aplicará lo siguiente:

a) Si el sistema desviador cuenta con solamente una salida se deben instalar ramales para poder desviar el flujo a favor del viento.

b) En unidades flotantes ninguna salida del desviador o ramal del mismo deben ser de un diámetro interior menor de 12 pulgadas.

c) Las unidades de perforación con posicionamiento dinámico se pueden equipar con solamente una línea de desfogue, siempre y cuando se posicionen de tal manera que permita el desfogue en dirección al viento.

8.5 El elemento del sello desviador.- Las válvulas de desviación y el tablero de control (incluyendo el remoto), se deberán operar al instalarse y con cada cuadrilla al iniciar su primer guardia y posteriormente cada 24 horas alternando las estaciones de control.

Al efectuarse esta operación se deberá verificar que las líneas de desfogue no estén obstruidas.

Todas estas operaciones deben anotarse en la bitácora de la unidad perforadora.

108.8 PRUEBAS, OPERACION, INSPECCION Y MANTENIMIENTO A SISTEMAS DE PREVENTORES

1. PRUEBAS DE BAJA PRESION

Antes de efectuar pruebas a alta presión, todos los sistemas de preventores se probarán a una presión baja de 14 a 21 kg/cm2 (200 a 300 lb/pg2).

2. Los preventores de arietes superficiales y el múltiple de estrangulación se probarán a presión con agua a su presión de trabajo o a la presión que apruebe el inspector de Pemex. El preventor anular se probará a presión con agua al 80% de su presión de trabajo o a la presión que apruebe el inspector de Pemex.

3. Los componentes del sistema de preventores submarinos se probarán en la superficie con agua a su presión de trabajo. Con excepción del preventor anular, el cual se probará al 80% de su presión de trabajo. Después de instalar el conjunto de preventores en el cabezal submarino los preventores de arietes y el múltiple de estrangulación se probarán a su presión de trabajo o a la presión que apruebe el inspector de Pemex. El

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preventor anular se probará al 80% de su presión de trabajo o a la presión que apruebe el inspector de Pemex.

4. PRUEBA DE COMPONENTES DEL SISTEMA DE PREVENCION DE PREVENTORES

Al efectuar la prueba de los preventores superficiales o de los submarinos, también se probarán las válvulas del múltiple de estrangulación, las válvulas superior e inferior de la flecha, la válvula de contrapresión y la válvula de seguridad a la misma presión a que se prueben los preventores de arietes. Las presiones de prueba se deberán aplicar en la dirección o el flujo esperado. La prueba de cada elemento se considera satisfactorio, si este sostiene la presión de prueba durante 3 minutos.

5. FRECUENCIA DE PRUEBA

Los sistemas de prevención de reventones y sus componentes deben probarse:

a) Cuando se instalen.

b) Antes de perforar la zapata de cada TR.

c) Cuando menos una vez a la semana, alternando entre estaciones de control remoto y sistema de control (POD). Si no funciona la estación de control remoto o sistema de control (POD) se suspenderán las operaciones de perforación hasta que el sistema opere. Se permitirán períodos de más de 7 días entre pruebas, cuando no se puedan efectuar debido a operaciones especiales, tales como operaciones de pesca. La prueba se efectuará tan pronto se reanuden las operaciones normales. Se registrará en la bitácora de la unidad perforadora la razón por la que se pospusieron las pruebas. Las pruebas de presión se efectuarán alternando las tripulaciones para que cada tripulación de perforación opere el equipo; la prueba de presión semanal no se requiere para arietes ciegos o de corte. Los arietes ciegos o de corte se probarán cada 30 días o en intervalos de tiempo más cortos si así se requiere.

d) El sistema de preventores y sus componentes deberán operarse cuando menos cada cambio de barrena, pero no más de una vez al día.

e) Los arietes variables deben probarse a presión cerrándolos alrededor de cada diámetro de tubería en la sarta de acuerdo a su rango de operación. Excluyendo lastrabarrenas y herramientas de fondo.

f) Después de desconectar o reparar cualquier sello en el cabezal, conjunto de preventores y sus componentes, requiriéndose probar solamente el componente desconectado o reparado.

6. Los sistemas de preventores y conductores submarinos serán inspeccionados y mantenidos para asegurar que operen adecuadamente; se inspeccionarán visualmente cuando menos una vez al día si las condiciones climatológicas y oceanográficas permiten la inspección. Esta inspección se puede llevar a cabo usando equipo de televisión. El inspector de Pemex puede aprobar métodos alternos de inspección de conductores

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marinos en unidades con posicionador dinámico. Esta inspección submarina no es aplicable en estructuras fijas y unidades autoelevables o sumergibles.

7. Los resultados de las pruebas de presión, de las inspecciones, de la operación del sistema de preventores, de sus componentes y del conductor marino, deben registrarse en la bitácora de la unidad perforadora. Las pruebas del sistema de preventores serán documentadas como sigue:

a) La documentación debe incluir el orden cronológico de prueba de los preventores y equipo auxiliar, la presión y tiempo de cada prueba. Como una alternativa, la documentación puede referirse al plan de prueba del sistema de control de brotes que contenga la información requerida y que se encuentre archivada en la unidad perforadora.

b) En el reporte se identificará la estación de control que se usó durante la prueba. Para un sistema submarino se identificará en el reporte del perforador el sistema de control (POD) usado durante la prueba.

c) Se anotará en el reporte del perforador cualquier problema o irregularidad observada durante las pruebas y las acciones que se tomaron para resolverlas.

d) Todos los registros relativos a la prueba de preventores, su operación e inspección, estarán disponibles en la unidad perforadora para que lo revise el inspector de Pemex, mientras se perfora el pozo.

108.9 SIMULACROS DE CONTROL DE BROTES Y SEGURIDAD EN EL AGUA

Los simulacros de control de brotes se deben efectuar durante los períodos de actividad cuando el riesgo de pegar la sarta de perforación sea mínimo; o que de otro modo pueda poner en peligro la operación que se está efectuando.

1 FRECUENCIA.- Los simulacros de control de los brotes se llevarán a cabo una vez por semana, con cada cuadrilla de perforación, si las condiciones del pozo lo permiten. Durante la perforación somera del pozo se programarán simulacros de desviación de flujo al estar perforando y al estar efectuando viajes.

2 PROCEDIMIENTO.- Todos los simulacros los iniciará el inspector técnico de perforación, levantando el flotador del dispositivo indicador de nivel del lodo en las presas o de otro dispositivo equivalente que opere la alarma de brote. Las operaciones que debe efectuar cada miembro de la cuadrilla de perforación durante el simulacro de control de brotes

variarán por necesidad de acuerdo al equipo contra reventones instalado en la unidad de perforación y de acuerdo con el tipo de operación que se esté efectuando; por lo tanto los simulacros serán planeados para familiarizar a cada miembro de la cuadrilla con su función en el lugar particular donde labora, para que lo pueda hacer rápido y eficientemente. En cada simulacro se tomará el tiempo empleado por cada miembro de la tripulación para efectuar sus funciones hasta que se esté listo para cerrar el pozo y el tiempo total para concluir el simulacro.

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3 PLAN DE SIMULACRO DE CONTROL DE BROTES.- Para cada unidad de perforación se preparará un plan de simulacro de control de brotes, en el que se especifique lo que debe hacer cada miembro de la cuadrilla y el tiempo para efectuarlo. Este plan se deberá exhibir en el lugar apropiado de la unidad de perforación. Se llevarán a cabo simulacros de control de brotes al estar perforando y al hacer viajes. Los simulacros se llevarán como lo recomienda la Subsección “O” incisos 250.210 al 250.214 del Reglamento 30 CFR Capitulo 11 del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS Edición 1 Julio, 1993). Los simulacros con el desviador de flujo se ejecutarán como se indica en la práctica recomendada API – RP 64 del Instituto Americano del Petróleo.

4 El simulacro de control de brotes se anotará en la bitácora de la unidad perforadora con las observaciones correspondientes.

5 ENTRENAMIENTO EN EL CONTROL DE BROTES

5.1 El personal de Pemex y del contratista involucrado en la perforación de pozos marinos será entrenado en el control de brotes de acuerdo con los incisos 250.212 de la Subsección “O” del Reglamento 30CFR Capitulo II del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS Edición 1 Julio, 1993).

5.2 El personal de Pemex y del contratista involucrado en la terminación y reparación de pozos será entrenado en el control de brotes de acuerdo con lo recomendado por el API en su práctica API–RP-T6 y lo indicado en el inciso 250.13 de la Subsección “O” del Reglamento 30 CFR Capitulo 11 del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS Edición 1 Julio, 1993).

6 SUPERVISION, VIGILANCIA Y ENTRENAMIENTO

6.1 El operador supervisará las operaciones de perforación durante las 24 horas del día.

6.2 Desde que se inicia la perforación hasta que se termine o abandone el pozo el operador mantendrá en el piso de trabajo a un miembro de la cuadrilla de perforación para que dé la alarma en caso de que el pozo fluya, a menos que el pozo esté cerrado.

6.3 El personal del contratista y de Pemex será entrenado y calificado de acuerdo con lo especificado en el punto 5 descrito anterior. Se mantendrán archivados en la unidad perforadora los certificados de entrenamiento en el control de brotes del personal del contratista y de Pemex.

108.9.1 SEGURIDAD EN EL AGUA-SUPERVIVENCIA EN LA MAR

Todas las cuadrillas y personal técnico de Perforación y Mantenimiento de Pozos que laboren abordo de plataformas marinas (costa fuera); deberán tener presente en todo momento que se está fuera de un medio ambiente natural, al estar rodeados por agua y que por lo tanto es necesario saber qué hacer para sobrevivir en este medio, en caso de una emergencia.

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1 PREPARACION PARA EMERGENCIAS

Cada instalación marina deberá contar con un Plan de Emergencia con instrucciones específicas referentes a:

1.A SEÑALES DE NOTIFICACION DE EMERGENCIA

El sistema de alarma deberá estar instalado de manera que sea fácilmente escuchado desde todas las áreas de la plataforma. Al efectuar simulacros de emergencia, deberá utilizarse la señal apropiada para que el personal se familiarice con el sonido característico de cada una. Estas serán:

1. Incendio y Emergencia.- Una señal intermitente en el sistema general de alarmas por un período no menor de 15 segundos.

2. Abandono de barco.- Una señal contínua en el sistema general de alarmas.

3. Hombre al agua.- Grito y repetición pasando la voz: ¡Hombre al Agua!

4. Despido.- Esta alarma sirve para notificar al personal sobre el despido de sus estaciones de emergencia y debe consistir en tres timbres cortos en el sistema general de alarmas.

1.B CADENA DE MANDO

Como la más alta autoridad en todas las situaciones de emergencia, el Superintendente o Ingeniero de Diseño de la plataforma marina, deberá asumir el comando de todos los procedimientos de emergencia y evacuación.

El personal del centro de operaciones terrestre podrá ser consultado por una de estas personas o, en situaciones de emergencia, uno de ellos pedir asistencia para asegurar el pozo y obtener los medios necesarios marítimos o aéreos de rescate. El Superintendente deberá notificar a su superior y alertar al personal responsable de acuerdo a las condiciones de la situación que impere.

1.C COMUNICADO DEL PLAN DE EMERGENCIA

En toda plataforma de Perforación y Mantenimiento de Pozos deberá colocarse un comunicado del plan de emergencia en áreas visibles de fácil acceso, como es la caseta del perforador, oficinas, comedores, áreas de recreo y salas de control de unidades electromecánicas.

Deberá requerirse que todo trabajador de la empresa y empleados prestadores de servicios, además los visitantes; lean o sean instruidos en los procedimientos y planes de emergencia.

1.D PRINCIPIOS DE UN PLAN SEGURO DE ABANDONO

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El Superintendente o supervisor designado en el plan , deberá asegurarse de que una señal de socorro sea transmitida , especificando el nombre de la instalación marina , su localización y el tipo de emergencia.

La señal general de abandono de la plataforma deberá ser activada. Si el sistema de alarma falla la orden deberá comunicarse por medio de megáfonos, sistemas altoparlantes, silbatos o cualquier otro método para alertar a todos los tripulantes.

Los comandantes de botes salvavidas deben tener a su alcance una lista con todos los nombres del personal asignado a sus botes. La evacuación se llevará a cabo de una manera organizada para evitar pánico o daños físicos innecesarios por causa de acciones precipitadas.

Los botes salvavidas y balsas (cápsulas), en movimiento en el mar, deberán mantenerse alejados de la instalación marina a una distancia segura, prestando atención a otros sobrevivientes en proceso de abandono.

2 DISPOSITIVOS DE FLOTACION PERSONAL

Cada trabajador deberá conocer los distintos tipos de flotación personal que existen, su ubicación en la plataforma costafuera y sobre todo deberá saber como usarlos , ellos son:

CHALECO SALVAVIDAS

SALVAVIDAS ANULAR

TRAJE DE SUMERSION

BOLSA PROTECTORA PARA EL CUERPO

Todo el personal de nuevo ingreso transferido recientemente y todos los visitantes; al llegar a una instalación marina deberán recibir instrucciones en el uso de los dispositivos de flotación o trajes de sumersión.

Cada plataforma costafuera estará equipada con una cantidad apropiada de dispositivos de flotación o trajes para sumersión en agua fría correspondiente al 150 % del número máximo de tripulantes autorizados.

Los chalecos salvavidas y trajes para sumersión en agua fría deberán distribuirse a todo el personal de cada instalación marina.

Todos los botes de suministro, barcazas y helicópteros deberán tener un número suficiente de dispositivos de flotación para todo el personal abordo, el cual (cada uno), los debe llevar puestos al transbordarse de un bote a una instalación marina, o al abordar un bote (barco abastecedor, barco remolcador, etc).

Los tripulantes y pasajeros de una embarcación también deberán llevar puestos sus chalecos salvavidas al navegar, cuando se presenten condiciones de mal tiempo (marejadas, neblinas).

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Equipo personal de supervivencia.- El chaleco salvavidas que se entrega a cada persona en una plataforma costafuera, será del tipo que soporta a un individuo en posición vertical, facilitando que la cabeza se mantenga sobre la superficie del agua, ya sea que la persona se encuentre consciente o inconsciente.

Es preferible tener algún equipo esencial de supervivencia en el chaleco o bien sujeto al mismo. El equipo a que se refiere constará de: un transpondedor, una pequeña cantidad de agua dulce, una cantidad de tabletas de comida, una línea de pesca con anzuelo y una señal pirotécnica de mano o una luz estroboscópica.

Un equipo de supervivencia es un paquete trasero acojinado que puede sujetarse con una cuerda a la cintura; incluirá también cantidades adicionales de agua, comida y una balsa salvavidas individual. Si la plataforma marina no está equipada con trajes para sumersión en agua fría, una bolsa protectora para el cuerpo deberá incluirse en el paquete.

Salvavidas anulares.- En cada instalación marina o embarcación deberá contar como mínimo con ocho salvavidas anulares, separados a una distancia no mayor de 25 metros alrededor del perímetro de la plataforma.

La cuerda que sujeta al salvavidas anular deberá mantenerse a flote, estar en buenas condiciones y deberá tener una longitud no menor que 27.5 metros (90 pies).

En cada instalación marina o embarcación, la mitad del número de salvavidas anulares estará equipada como mínimo con luces de emergencia o luces estroboscópicas que se mantengan iluminadas a un nivel mínimo de 3.5 lúmenes, por no menos de 45 minutos.

Escaleras de escape.- Las escaleras fijas de escape son probablemente los medios más seguros para descender de la plataforma marina al agua o botes salvavidas. También pueden utilizarse escaleras de cordones instaladas en las estaciones de los botes salvavidas para facilitar el descenso al agua.

Cordones con nudos.- Algunas instalaciones proveen cordones con nudos en varios puntos estratégicos alrededor del perímetro, para facilitar el escape del personal de la misma. Al descender en estos cordones, el trabajador tratará de evitar movimientos escabrosos que puedan causar oscilación del cordón, golpeando a la persona con partes de la estructura.

Mallas.- Podrán utilizarse las mallas ubicadas a los costados de la torre de la plataforma, que se extienden hasta el nivel del agua para descender de la instalación. Para el descenso, éstas son más seguras que los cordones con nudos.

Canastillas de seguridad.- El transbordo del personal desde las embarcaciones de tripulantes a las plataformas, o bien en sentido opuesto se efectuarán solamente con el uso de una canastilla de seguridad.

Durante el proceso de transbordo, todas las personas tendrán puestos sus chalecos salvavidas propiamente ajustados.

Una canastilla de seguridad está diseñada para flotar en caso de caer accidentalmente al agua, protegiendo en todos los lados a sus ocupantes, evitando que sean golpeados por objetos

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NO DEBE SALTAR HACIA LA MAR A MENOS QUE ESTA SEA SU UNICA FORMA DE EVACUACION

fijos de la estructura de la instalación marina. Este dispositivo también posee estabilizadores para evitar que la misma se desnivele por el movimiento de la grúa o el mal tiempo.

3 BOTES SALVAVIDAS Y CAPSULAS (BALSAS)

Los botes salvavidas o cápsulas se utilizan para abandonar la instalación marina en casos de emergencia. Por lo que deberán cumplirse las siguientes disposiciones:

Deberá mantenerse un número apropiado de botes salvavidas y balsas para acomodar 150% del máximo de tripulantes autorizados para la plataforma marina.

Se deberá comprobar que estos equipos se encuentren preparados en todo momento y en condiciones de operación para una emergencia.

Todos los botes salvavidas y cápsulas estarán equipados con coberturas, con el objeto de proteger a sus ocupantes contra el mal tiempo, siempre y cuando éstas sean fáciles de descubrir con la finalidad de ventilar la embarcación.

Deberán estar dotadas con una o más lámparas, una guirnalda fijada alrededor de la parte exterior u otros medios eficaces que permitan subir abordo, así como accesorios para recoger el agua de lluvia.

Se tendrá asignado un comandante para cada bote o cápsula de sus cables de descenso.

Usted y sus compañeros deberán tenerse asignadas responsabilidades y funciones para cuando tenga que ocurrir un lanzamiento de estos dispositivos salvavidas.

En cada plataforma marina se designará al personal de seguridad para que efectúe , conforme a un programa establecido, la inspección y el mantenimiento de los botes salvavidas y cápsulas.

El bote salvavidas deberá abordarse desde la plataforma , ningún trabajador saltará al agua para después abordarlo.

Siempre tenga usted presente:

Saltando usted incurrirá en un riesgo de lesión en alguna parte de su organismo durante la caída, debido a la posibilidad de caer sobre alguien que esté en el agua.

Usted y sus compañeros recibirán entrenamiento especializado y participarán en simulacros rutinarios de abandono de la plataforma y de otros que se tengan establecidos en cada instalación marina.

4 SIMULACROS DE EMERGENCIA

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Deberán efectuarse con el objeto de practicar las reacciones propias del personal ante situaciones reales de emergencia.

Estas prácticas deberán estar bien planeadas y ejecutarse para aumentar la efectividad del entrenamiento y se efectuarán varias veces para asegurar que las personas que no puedan participar del entrenamiento en una fecha en particular, tengan la oportunidad de participar en otras subsecuentes.

Todo el personal deberá reportarse a sus estaciones respectivas y deberán estar preparados para cumplir los deberes asignados. Es responsabilidad de cada tripulante familiarizarse con las diferentes señales de alarma, sus funciones y trabajo asignado en situaciones de emergencia.

5 SIMULACROS DE ABANDONO DE LA INSTALACION MARINA

Se efectuarán en el transcurso de varios días y repetirlos varias veces; debiéndose ejecutar ocasionalmente, sin previa notificación al personal.

Deberán iniciarse con un anuncio antes y después de la señal de alarmas, para indicar claramente que es un simulacro y no una emergencia.

Todo el personal, excepto los trabajadores que no puedan participar, deberán reportarse a sus estaciones predeterminadas, vistiendo apropiadamente y llevando puesto su equipo de supervivencia.

El personal de nuevo ingreso recientemente transferido a la instalación marina, así como los visitantes; deberán presentarse a su primer simulacro de abandono portando sus trajes para sumersión en agua fría.

OBSERVACION.- En el evento del abandono de una plataforma costafuera, la mejor protección es el uso de un traje para sumersión en agua fría (traje salvavidas), dentro de una balsa salvavidas o cápsula de escape con cubierta. Por esta razón, se recomienda que todos los tripulantes en instalaciones equipadas con este dispositivo de flotación personal, los tengan puestos al abandonar la instalación marina. Se ha comprobado que la protección termal promoverá la supervivencia de los náufragos , en casos cuando éstos se encuentren expuestos a tormentas, fuertes vientos o ante la permanencia prolongada en el agua (frío o no frío)

6 SIMULACROS DE LANZAMIENTO DE BOTES SALVAVIDAS Y CAPSULAS

El objeto es el de asegurar que la preparación y la operación de equipos sean apropiadas y demostrar las habilidades del personal asignado para desarrollar sus funciones.

Todo el personal deberá estar totalmente adiestrado en el lanzamiento y operación de botes salvavidas cubiertos o cápsulas de escape inflables o rígidas.

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Cada uno de los botes salvavidas y cápsulas de escape deberán inspeccionarse y descender parcialmente de 3 a 5 metros como mínimo una vez a la semana, sin el personal de los mismos abordo.

Se tendrá a la vista una relación de todo el equipo de supervivencia y provisiones que deberán inspeccionarse para cada bote y cápsula.

Como mínimo, una vez cada 30 días todos los botes salvavidas y cápsulas de escape deberán ser lanzados, operados y retornados a su pescante.

Este simulacro deberá efectuarse solamente cuando las condiciones del tiempo en las áreas marinas sean razonablemente seguras.

7 SIMULACRO HOMBRE AL AGUA

El propósito es preparar al personal para asistir y rescatar en el caso de que un hombre haya caído al agua.

Bajo ninguna circunstancia se deberá pedir o permitir que un tripulante se preste como sujeto de este simulacro.

Un objeto flotante parecido a un maniquí del tamaño, peso y forma aproximada al de un ser humano, deberá utilizarse como apoyo del simulacro de rescate.

Cada plataforma costafuera deberá tener un equipo preparado para el rescate del simulacro hombre al agua. El personal del equipo deberá estar listo y adiestrado para lanzar y utilizar el buque de rescate designado para esta función, como también los métodos de salvamento de un hombre al agua.

El equipo de rescate deberá estar entrenado en primeros auxilios resucitación cardiopulmonar y tratamiento de hipotermia (congelamiento).

Por lo menos cada 90 días durante la noche, deberá efectuarse el simulacro sin notificación previa al personal.

Un simulacro deberá ejecutarse anualmente, cuando el personal se encuentra en tránsito, si el tiempo lo permite.

Periódicamente. Las luces y las señales de humo deberán usarse para recrear el realismo del simulacro.

RECOMENDACION.- Si usted visualizara a un hombre en el agua, comience a gritar en voz alta ¡HOMBRE AL AGUA! De inmediato la operación de salvamento dará comienzo por parte de la cuadrilla. En todo momento deberá mantenerse contacto visual con dicho hombre.

Si usted está cerca de un salvavidas anular, tírelo cerca del hombre, sin dejar de mantener contacto visual. Si no hay un salvavidas anular, le puede tirar un chaleco salvavidas.

Cuando el salvavidas anular no pueda alcanzar al hombre en el agua, éste servirá para indicar su posición aproximada y entonces asistir en la operación de salvamento.

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8 CONDICIONES CUANDO HAY MAL TIEMPO

Mal tiempo es el considerado lo suficientemente duro para suspender las operaciones de perforación y mantenimiento de pozos, o causar movimientos excesivos durante operaciones de remolque.

Se definen como tormentas, aquellas condiciones con vientos que exceden los 70 nudos de navegación.

Los huracanes son sistemas de baja presión con vientos duros que rotan alrededor de un centro llamado “ojo del huracán” . Bajo estas condiciones la velocidad del viento puede alcanzar los 100 nudos. Estas tormentas se mueven erráticamente y a velocidades variables sobre la superficie del agua.

Ante la existencia o inminencia de duras condiciones del tiempo, deberá prestarse constante atención a las transmisiones de radio en todas las unidades, con el objeto de mantenerse informados de las condiciones actuales climatológicas.

9 AMARAJE DE EMERGENCIA PARA UN HELICOPTERO

Todo el personal que sea transportado por medio de un helicóptero a una instalación marina o viceversa; deberá orientársele en los procesos de emergencia relacionados al amaraje en el agua.

Si un piloto anuncia que debe efectuar un amaraje forzoso en el agua, deberán aplicarse las siguientes recomendaciones:

a) No tener prendidos cigarrillos y fósforos

b) Retirarse los anteojos y dentaduras, guardar todos los Artículo sueltos

c) Asegurarse de que todos los cinturones de seguridad estén ajustados

d) Cada pasajero e incluidos los pilotos deberán tener puestos sus chalecos de salvavidas

e) Localizar los salvavidas de emergencia y balsas salvavidas. Usar la ruta de escape, dirigiéndose a la salida más cercana.

f) Todos los helicópteros que operan en áreas costafuera, deberán tener algún tipo de dispositivo de flotación que los mantenga a flote por un corte tiempo.

10 COMUNICACIONES MARINAS – EQUIPOS DE EMERGENCIA

Todas las instalaciones marinas costafuera, deberán contar con equipos en buen estado de funcionamiento, facilitando la comunicación con la base costera, barcos de ayuda, botes de suministro, helicópteros o aviones.

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Los ciclos de uso de pilas o baterías, como también las cargas de las misma deberán efectuarse periódicamente en los tiempos preestablecidos para asegurarse que una fuente de energía se encuentra disponible y utilizable en todo memento.

Los equipos de radio deberán ser operados estrictamente por operadores especializados y reparados por personal calificado y autorizado en reparación de equipos de comunicación.

El capitán, los operadores del centro de controles, así como el superintendente, también deberán estar familiarizados con el uso de todos los equipos de radio.

11 SEÑALES INTERNACIONALES DE SOCORRO

Si un radiotransmisor está enviando una señal de “MAYDAY” en cualquier frecuencia, ésta alertará a los operadores que escuchen esa frecuencia y podrán prestar la ayuda necesaria para la situación que se presente.

Ante la ausencia de un equipo radiotransmisor; una de las piezas más valiosas del equipo de salvamento es un transpondedor, el cual continuamente transmite una señal de radio que podrá ser detectada por el personal de búsqueda y rescate.

Otros métodos para atraer la atención en cualquier emergencia, serán:

Señales de bombas de humo (durante el día )

Espejos para la reflexión de señales de luz

Construir o preparar algo en forma de cruz que pueda ser vista desde un avión.

Luces estroboscópicas.

12 EMBARCACIONES DE RESCATE EN ESPERA

La embarcación de rescate acude al llamado para proporcionar una respuesta rápida en el rescate y recuperación del personal que se llegara a encontrar en el agua por una emergencia.

Tiburones.- Se ha demostrado que los seres humanos no son la presa natural de los tiburones, pero estos ataques pueden suceder de vez en cuando, debido a que este pez marino suele detectar en el agua sangre u otros fluidos del cuerpo en concentraciones extremadamente reducidas.

Por esta situación, es mejor vestirse en un traje para sumersión de agua fría o ponerse en una bolsa protectora para el cuerpo, en los casos de encontrase en el agua y no en un bote salvavidas o cápsula inflable. Esto evitará que el tiburón lo detecte, excepto por detección electromagnética (habilidad del tiburón para detectar a sus presas por medio de localización sonar).

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108.10 SULFURO DE HIDROGENO (ACIDO SULFHIDRICO)

1. DEFINICIONES

Zonas con contenido de H2S.- Quiere decir lo siguiente: Formaciones geológicas donde pruebas de producción han confirmado la presencia de H2S que potencialmente puede resultar en concentraciones atmosféricas de 20 partes por millón o más (20 ppm).

Zonas sin contenido de H2S.- Quiere decir lo siguiente: Formaciones geológicas donde operaciones previas de perforación, registro núcleo pruebas u operaciones de producción indican la ausencia de H2S.

Zonas donde se desconoce la presencia de H2S.- Quiere decir: Formaciones geológicas donde no se ha confirmado la ausencia o presencia de H2S.

2. OPERACIONES DE PERFORACION, TERMINACIÓN O REPARACIÓN EN AMBIENTES AMARGOS

Las operaciones se llevarán a cabo con los requerimientos de los incisos 4 al 8 y con lo recomendado por el API en su práctica API–RP– 49.

3. OPERACIONES DE PERFORACION, TERMINACION Y REPARACION.- Donde se desconoce la presencia de H2S.

Las operaciones se llevarán a cabo de acuerdo a los requerimientos del inciso cuatro.

En caso de que se encuentre H2S que potencialmente pudiera resultar en concentraciones de 20 ppm o más, se aplicarán los requerimientos del inciso 2.

4. PROTECCION Y SEGURIDAD DEL PERSONAL

4.1 El plan de contingencia deberá exhibirse en un lugar apropiado de la unidad de perforación que incluirá lo siguiente:

a) Equipo y procedimientos de seguridad, entrenamiento simulacros y reglas para fumar.

b) Identificación de la categoría y título de la persona responsable de la seguridad del personal y de la descripción de la organización de las funciones, obligaciones y responsabilidades de los puestos o categorías del personal.

c) Obligaciones, responsabilidades o procedimientos operativos en concentraciones de H2S en niveles:

Nivel de 10 ppm

Nivel de 20 ppm

Nivel de 50 ppm

d) Designación de áreas de reunión para el personal en concentraciones de 20 ppm y de 50 ppm. Se establecerán cuando menos dos áreas de reunión en cada unidad de

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perforación. Estas áreas estarán situadas en la dirección contra el viento de la fuente de H2S.

e) Plan de evacuación.

f) Personas a quienes notificar en caso de emergencia.

g) Lista de personal médico y hospitales, incluyendo direcciones y números de teléfonos.

4.2 Programa de entrenamiento.- Se establecerá un programa de entrenamiento que incluya lo siguiente:

a) El personal que trabaje en la unidad de perforación, será informado de los peligros del H2S y lo que resulta de la combustión de H2S, e instruido en las previsiones para la seguridad contenida en el plan de contingencia.

b) Todo el personal será instruido en el uso adecuado del equipo de seguridad que puedan requerir.

c) Todo el personal será informado de la localización de aparatos para la protección de la respiración, detectores de sulfhídrico y sus alarmas, equipo de ventilación, áreas de reunión, sistemas de alerta, procedimientos de evacuación y de la dirección de los vientos prevalecientes.

d) Todo el personal será informado de las restricciones y medidas correctivas acerca de barbas, anteojos y lentes de contacto de acuerdo con la norma Nacional Americana para la Protección Respiratoria ANSI Z88.2 – 1992.

e) Se exhibirá la información relacionada a estas medidas de seguridad, tanto en el equipo de perforación como en las embarcaciones de apoyo.

f) Se efectuará una sesión de entrenamiento y un simulacro con cada cuadrilla antes de perforar en formaciones donde se sabe o se sospecha que contienen H2S y posteriormente cuando menos cada siete días. Se mantendrán en la unidad perforadora los registros de asistencia hasta que se terminen las operaciones en el pozo.

g) Todo el personal será preparado en los procedimientos básicos de primeros auxilios aplicables a las víctimas expuestas al H2S. Durante las sesiones de entrenamiento y en los simulacros subsecuentes que se lleven a cabo se pondrá énfasis en los procedimientos de rescate y de primeros auxilios para las víctimas de H2S. Cada unidad perforadora estará dotada del siguiente equipo y cada miembro de la tripulación estará totalmente familiarizado con la localización y uso de los siguientes dispositivos:

Un botiquín de primeros auxilios del tamaño y contenido adecuado para el número de personas en la unidad.

Resucitadores completos con máscaras faciales, cilindros de oxígeno y cilindros de oxígeno de repuesto.

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Cuando menos una litera o un dispositivo equivalente.

h) El personal será informado del significado de las señales de alarma.

4.3 SISTEMA VISIBLE DE ALARMA

a) Se instalará equipo indicador de la dirección del viento en lugares prominentes para determinar las áreas seguras en caso de que haya H2S en la atmósfera.

b) Se instalarán en lugares visibles, señales de advertencia en cada lado de la unidad perforadora y se izarán banderas rojas rectangulares de tal manera, que puedan ser vistas por unidades marinas y aéreas. Las señales de advertencia y las banderas rojas cumplirán con lo siguiente:

Cada señal de advertencia será de un ancho mínimo de 2.4 m. y de una altura mínima de 1.20 m y será de color amarillo de alta visibilidad con letras negras de una altura mínima de 30 cm que digan “PELIGRO–ACIDO SULFHÍDRICO– H2S”.

Cada bandera roja tendrá un ancho mínimo de 1 metro y una altura mínima de 60 cm.

Las señales de advertencia y las banderas rojas, deberán estar iluminadas bajo condiciones pobres de visibilidad o durante la noche.

Solamente se exhibirán señales de advertencia (señales amarillas) cuando la concentración del sulfhídrico sea entre 20 y 50 ppm.

Se izarán las banderas rojas cuando la concentración del sulfhídrico en la atmósfera sea mayor de 50 ppm.

4.4 SISTEMA DE ALARMA AUDIBLE.-

Se instalará un megáfono y una sirena en lugares apropiados de la unidad. Los dispositivos de alarma serán a prueba de explosión y serán activadas por el equipo detector de sulfhídrico.

Cuando se activen las alarmas, la persona designada responsable, informará al personal acerca del nivel de peligro y les dará instrucciones sobre las medidas apropiadas de protección.

4.5 EQUIPO PARA LA PROTECCION Y MONITOREO DE H2S

a) Cada unidad perforadora estará dotada de un equipo para detectar H2S que active las alarmas audibles y visibles cuando la concentración exceda de 20 ppm; ese sistema debe ser capaz de detectar un mínimo de 10 ppm en la atmósfera, con sensores localizados en la campana, temblorina, área de las presas de lodo lugar del perforador, habitaciones y en otras áreas mal ventiladas o confinadas donde se podrían acumular concentraciones peligrosas de H2S.

b) El equipo para la detección y monitoreo de sulfhídrico, se calibrará diariamente antes de llegar a la zona de sulfhídrico y cuando menos cada 8 horas cuando se estén efectuando operaciones de perforación, terminación o reparación de pozos en un ambiente de sulfhídrico. Las calibraciones serán anotadas en la bitácora de la unidad perforadora.

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c) Habrá disponibles para todo el personal ampolletas capaces de detectar 20 ppm de sulfhídrico. Al detectarse la presencia de H2S se harán inspecciones frecuentes con un instrumento portátil para detectar sulfhídrico en todas las áreas con ventilación pobre.

4.6 EQUIPO DE PROTECCION RESPIRATORIA

El equipo de protección respiratoria y su uso deben cumplir con lo siguiente:

a) Todo el personal de la unidad perforadora o de embarcaciones de apoyo estará equipado con el equipo de protección respiratoria; El diseño selección, uso y mantenimiento de estos respiradores, será como lo especifica la norma ANSI Z88.2–1992, también habrá en existencia otros accesorios de comunicación y lentes de seguridad.

b) El lugar del almacenaje de los equipos de protección respiratoria será donde sean accesibles rápidamente para todo el personal.

c) Los cilindros con aire estarán rotulados, indicando que contienen aire de calidad para ser respirado.

d) Presencia de H2S estarán equipadas siempre con equipo de protección respiratoria para cada miembro de la tripulación.

e) Los helicópteros que atiendan a las unidades perforadoras en zonas de contenidos de H2S estarán equipados con aparatos de protección respiratoria para los pilotos.

f) Los equipos de perforación operando donde se desconoce si hay sulfhídrico, almacenarán equipos de protección respiratoria en el helipuerto para uso de los pilotos y copilotos.

g) Durante las operaciones de perforación, terminación y reparación de pozos se proveerá un sistema de múltiples de aire respirable, manguera y máscaras en el piso de perforación y en las áreas de reunión. Se proveerá un sistema de cilindros de aire a presión en cascada para rellenar los cilindros individuales del equipo de protección respiratoria.

h) El sistema de cilindros de aire en cascada, se puede recargar con un compresor de aire de alta presión adecuado para proveer aire de calidad respirable. Este compresor debe estar localizado en una atmósfera no contaminada.

4.7 EQUIPO ADICIONAL DE SEGURIDAD

El siguiente equipo adicional de seguridad estará disponible para uso cuando se requiera.

a) Detectores portátiles de H2S.

b) Cables de rescate con arnés de seguridad para retirar al personal incapacitado de las áreas contaminadas.

c) Cuadernos y pizarrones localizados en el piso de perforación, en el área de la temblorina y en el cuarto de bombas; para fines de comunicación.

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d) Sirenas y luces intermitentes.

e) Resucitadores.

4.8 EQUIPOS DE VENTILACION

a) Todos los dispositivos de ventilación serán a prueba de explosión, y estarán situados en áreas donde se puedan acumular H2S o S02.

b) Se proveerán ventiladores portátiles en las áreas de trabajo y deberán ser multi - direccionales y capaces de dispersar el H2S y el S02 lejos del personal que esté trabajando.

4.9 NOTIFICACION A LAS AUTORIDADES COMPETENTES

Se notificará lo más pronto posible a la Gerencia Regional de Seguridad Industrial y Protección Ambiental de Petróleos Mexicanos cuando ocurran descargas de H2S que resulten en una concentración atmosférica de entre 20 ppm y 50 ppm.

5. PROGRAMA DE LODOS CUANDO SE PERFORA, TERMINA O REPARA POZOS EN ZONAS DONDE SE SABE CONTIENEN SULFHIDRICO

5.1 Base de lodo.- Tanto los lodos a base de agua así como a base de aceite son adecuados para usarse en la perforación de formaciones que se conoce contienen H2S.

5.2 Análisis del lodo.-Si se usan lodos a base de agua y si los sensores de aire detectan la presencia de sulfhídrico, se efectuará inmediatamente una prueba para determinar sulfuros solubles usando la prueba "TREN DE GAS GARRETT” u otro método adecuado, y se compararán los resultados con las lecturas de los sensores. La persona que efectúe esas pruebas usará equipo de protección respiratoria.

5.3 Aditivos.- Se mantendrán cantidades suficientes de estos materiales en la unidad perforadora para neutralizar el sulfhídrico que se incorpora al lodo.

a) SECUESTRANTES.- Antes de llegar a 30 m de la zona en que se sabe contiene H2S o al detectarse, se añadirán secuestrantes de H2S al lodo. Se suspenderá la perforación hasta que los secuestrantes regresen a la superficie.

b) CONTROL.- Se mantendrá un pH mínimo de 10 en lodos a base agua.

c) INHIBIDORES DE CORROSION.- Se añadirán aditivos al lodo de perforación para controlar la corrosión, según se requiera.

5.4 DESGASIFICANDO.- El lodo de perforación que contenga sulfhídrico será desgasificado en el lugar óptimo de la unidad perforadora.

Los gases separados se colectarán y quemarán.

6. DETECCION DE BROTES Y CONTROL DEL POZO

En caso de un brote debe seguirse una de las siguientes alternativas considerando la seguridad del

6.1 Detener el flujo de fluidos cerrando el pozo y regresándolos a la formación.

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6.2 Controlar el brote usando la técnica apropiada de control, para evitar fracturar las formaciones en el agujero descubierto.

6.3 El lodo contaminado con sulfhídrico debe enviarse al separador gas - lodo dependiendo de su volumen, presión y concentración de H2S.

6.4 El fluido de perforación contaminado debe tratarse para neutralizar el H2S.

7. PRUEBA DE FORMACION EN ZONAS CON H2S

7.1 Antes de iniciar la prueba de formación en un pozo, debe hacerse una reunión con todo el personal que intervendrá en la prueba. En la reunión debe enfatizarse el uso del aparato protector de respiración, procedimientos de primeros auxilios y plan de emergencia. Intervendrá en la prueba el personal competente y ya entrenado en los efectos nocivos del H2S.

7.2 La prueba de formación debe hacerse con el mínimo número de personal en el piso de perforación y dotado con el equipo apropiado de seguridad. Durante la prueba deben medirse contínuamente los niveles de H2S en la atmósfera.

7.3 Los gases producidos deben quemarse.

7.4 Las herramientas de prueba subsuperficiales deben ser adecuadas para el servicio en H2S

7.5 Para efectuar la prueba de formación se usará tubería de producción adecuada para servicio en H2S. No debe usarse tubería de perforación para la prueba de formación, si se usa un colchón de agua, debe estar inhibido para prevenir la corrosión de H2S. Después de terminada la prueba debe lavarse la sarta.

7.6 Todas las unidades de pruebas superficiales y accesorios deben ser para servicio de H2S.

8. PROPIEDADES METALURGICAS DEL EQUIPO PARA USO EN ZONAS CON H2S

8.1 Las propiedades metalúrgicas de los materiales y equipos a usar en ambientes de H2S deben cumplir con la norma NACE MR - 175-94.

8.2 Tubulares y equipos relacionados.- La TR, TP, tubería de coples, bridas y equipo relacionado será diseñado para servicio en H2S como se específica en la de la norma NACE MR-175-94 requiriéndose la aprobación del inspector de Pemex antes de soldar en tales piezas (con excepción de la sarta conductora y superficial).

8.3 Cabezal, componentes del sistema de preventores y equipo para el control de presión. El equipo anterior que se exponga al H2S debe cumplir con la norma NACE MR-175 - 94.

8.4 Equipo de seguridad subsuperficial para el pozo. - Dispositivos temporales de seguridad para el pozo tales como empacadores recuperables y tapones retenedores serán diseñados para servicio en H2S.

8.5 Equipo de producción.- El equipo usado para producir zonas que contienen H2S será construido con materiales resistentes al H2S.

445

9. REQUERIMIENTOS GENERALES AL OPERAR EN ZONAS CON H2S

9.1 PRECAUCIONES ADICIONALES DESPUES DE PENETRAR ZONAS CON H2S.

Se monitorearán continuamente los niveles de H2S en las áreas de trabajo, además de los requerimientos de monitoreo especificado en el párrafo 4, 5 (a) de esta sección durante las operaciones siguientes:

a) Cuando sea necesario sacar una sarta mojada de tubería de perforación o de reparación de pozos

b) Circular el lodo del fondo después de un quiebre en la velocidad de penetración.

c) Operaciones de cementación

d) Operaciones de registros geofísicos, y

e) Circulando para acondicionar lodo u otro fluido de control.

9.2 Operaciones de corte de núcleo.- Cuando se estén llevando a cabo operaciones de núcleo convencionales en zonas que contienen H2S el personal en el área de trabajo usará equipo de protección respiratoria cuando menos 10 lingadas antes de recuperar el muestrero. Los núcleos a transportar serán sellados y marcados que contienen H2S.

9.3 Operaciones con registros geofísicos. - Se acondicionará el lodo antes de efectuar registros geofísicos, para minimizar los efectos del H2S en el equipo de registros.

9.4 Introducción de TP a presión.- El fluido de control desplazado será monitoreado, y el personal en el área de trabajo usará equipo para la protección respiratoria cuando la concentración atmosférica de H2S llegue a, o exceda de 20 ppm o si hay presión dentro del pozo.

9.5 Fluido de control gasificado o brote de una zona que contiene H2S.- Si se llegara a tomar una decisión de circular un brote, el personal en el área de trabajo usará equipo para protección respiratoria antes y después de que el lodo del fondo llegue a la superficie y durante una operación prolongada de control.

9.6 Precauciones y diseño de sarta de perforación y reparación de pozos. - Las sartas de perforación y reparación de pozos se diseñarán de acuerdo con la profundidad anticipada, las condiciones del agujero y los fluidos en el yacimiento. Se debe tener cuidado de no someter las sartas a esfuerzos altos. Las sartas se deben de manejar con cuidado con objeto de minimizar la concentración de esfuerzos.

9.7 El quemador deberá ser de tal diámetro que no restrinja el flujo de gas.- La descarga del quemador estará dirigida en dirección a favor del viento y lo más retirado posible del pozo. La descarga al quemador estará equipada con un sistema de encendido automático. Habrá disponible métodos alternos para encender el gas.

9.8 Mitigación de la corrosión. - Se usarán métodos efectivos para monitorear y controlar la corrosión causada por gases corrosivos (H2S y CO2) tanto dentro del pozo como en las partes superficiales de un sistema de producción.

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9.9 Lubricadores de línea de acero.- Los lubricadores que sean expuestos a fluidos que contienen H2S deberán ser de materiales resistentes al H2S.

9.10 GAS PARA INSTRUMENTOS O USO DOMESTICO.- Gas que contenga H2S, no será usado en instrumentos. No se usará gas que contiene H2S como combustible sin la previa aprobación del inspector de Pemex.

9.11 DISPOSITIVOS Y LINEAS SENSORAS.- Los metales usados para líneas sensoras y dispositivos de control de seguridad que necesariamente están expuestos a fluidos con H2S, serán construidos con materiales resistentes a la corrosión por H2S o cubiertos con materiales apropiados que resistan la corrosión por H2S.

9.12 SELLOS DE ELASTOMEROS.- Todos los sellos que puedan ser expuestos a fluidos que contengan H2S, serán de materiales resistentes al H2S.

9.13 AGUA DE DESECHO.- El agua producida que se va a desechar y que no será inyectada al subsuelo, deberá tratarse para eliminar el sulfuro de hidrógeno.

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108.11 SEGURIDAD DEL POZO

Cuando se abandone la localización o se suspenda la perforación por un tiempo prolongado. Se asegurará el pozo con un dispositivo de seguridad interior, tales como tapón de cemento, retenedor de cemento o tapón recuperable. En unidades flotantes cuando no se disponga de suficiente tiempo para efectuar esta operación, se instalará una válvula de contrapresión en la tubería de perforación, se apoyará la TP sobre los arietes para tubería, se cerrarán los arietes de corte y se aplicará por la línea de matar la presión equivalente a la columna hidrostática del lodo dentro del conductor marino.

OBSERVACION.- En el segmento de Normatividad de UPMP referida a Abandono de Pozos están descritas las acciones por aplicar para cada caso.

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5. NORMATIVIDAD APLICABLE A UPMP: OPERACIONES DE TERMINACION

1 REQUERIMIENTOS GENERALES

1.1 DEFINICION.- Terminación de pozo quiere decir el trabajo llevado a cabo para establecer la producción de un pozo después de introducir, cementar y probar a presión la TR de producción, ( tubería de revestimiento de explotación).

1.2 MOVIMIENTO DE EQUIPO.-Antes de mover un equipo de terminación a una plataforma marina, retirarlo de la plataforma, moverlo de pozo a pozo en la plataforma, y durante su instalación o desmantelamiento, se cerrarán, tanto bajo el fondo marino como en la superficie todos los pozos en la plataforma capaces de producir hidrocarburos. Antes de quitar el conjunto de preventores para instalar el árbol de válvulas, se instalará una válvula de contrapresión en el colgador de la tubería de producción.

En localizaciones terrestres se avisará el personal de producción, registrando en la bitácora del equipo el nombre de la persona que autorizó el cierre del pozo, la fecha y la hora.

1.3 SISTEMA DE CIERRE DE EMERGENCIA DE POZOS.-Durante las operaciones de terminación de pozos en plataformas donde hay pozos en producción, se instalará cerca de la consola del perforador o malacatero una estación de control para poder cerrar los pozos en casos de emergencia. Si durante las operaciones de terminación es necesario cerrar los pozos en producción, se anotará en la bitácora de la unidad el nombre de la persona que cerró o autorizó cerrar los pozos, la razón por la que se cerraron y el tiempo que estuvieron cerrados.

1.4 INSTRUCCIONES AL PERSONAL.- Antes de proceder a efectuar las operaciones de la terminación del pozo, se instruirá a los miembros de la cuadrilla sobre los requerimientos de seguridad para las operaciones a efectuar, los peligros que se pueden encontrar y las consideraciones generales de seguridad para proteger al personal, equipo y medio ambiente. Se llevarán a cabo juntas de seguridad con el personal y se registrará en la bitácora de la unidad la fecha y tiempo de las juntas, los temas que se trataron, el nombre y ficha de las personas que asistieron.

1.5 PRACTICAS Y PROCEDIMIENTOS PARA SOLDAR Y CORTAR.-Todas las actividades de soldadura y corte relacionadas en Operaciones de Terminación de Pozos se efectuarán de acuerdo con los requerimientos del inciso tres, descrito en el segmento de Operaciones de Perforación.

1.6 TOMAS DE AIRE Y ESCAPES DE MOTORES DIESEL.-Cumplir con los requerimientos descritos en el inciso siete del segmento de Operaciones de Perforación.

1.7 DISPOSITIVO DE SEGURIDAD PARA EL POLIPASTO.-Cumplir con los requerimientos descritos en el inciso seis del segmento de Operaciones de Perforación.

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2 FLUIDOS DE CONTROL, EQUIPO Y OPERACIONES

2.1 Durante las operaciones de terminación siempre debe haber una persona en el piso de trabajo vigilando al pozo, a menos que el pozo esté cerrado y asegurado.

2.2 Se instalará y mantendrá en condiciones operativas el siguiente equipo para el fluido de control:

a) Una línea de llenar sobre el preventor superior

b) Un tanque para viajes

c) Un indicador-registrador de nivel de fluido en las presas para detectar y determinar pérdidas y ganancias del fluido de control. Este indicador deberá contar con alarmas visual y audible.

2.3 Al sacar tubería, se llenará el espacio anular con fluido de control antes que la presión hidrostática del fluido de control dentro del pozo disminuya en 5.3 kg/cm2 (75 lb/pg2) o cada 5 lingadas de tubería, la que obtenga menor descenso en la presión hidrostática. Se calculará y exhibirá en un lugar visible desde el piso de trabajo el número de paradas de tubería y lastrabarrenas que se pueden sacar antes de llenar el pozo y el volumen de fluido requerido para llenarlo en cada caso. Se usará un dispositivo mecánico, volumétrico o electrónico para medir el volumen requerido para llenar el pozo para todos y cada uno de los viajes, se hará una gráfica de los volúmenes de lodo, teóricos (calculados) y reales, requeridos para llenar el pozo al sacar tubería y desplazado al meter tubería.

3 EQUIPO PARA EL CONTROL DE BROTES

3.1 La presión de trabajo del sistema de control de brotes y de sus componentes será mayor que la máxima presión superficial anticipada si la presión superficial esperada es mayor que la presión de trabajo del preventor anular, el operador someterá a la consideración del inspector regional de Pemex un procedimiento de control que indique como se va a usar el preventor anular y la presión máxima a la que va estar sometido.

3.2 El requerimiento mínimo para el sistema de control de brotes para operaciones de terminación de pozos será como sigue:

a) Tres preventores, cuando la presión superficial esperada sea menor de 352 kg/cm2 (5,000 lb/pg2), consistiendo de un preventor anular, un preventor con arietes para la tubería en uso y un preventor con arietes ciegos o de corte-ciegos.

b) Cuatro preventores, cuando la presión superficial esperada sea de 352 kg/cm2 (5,000 lb/pg2), o mayor, consistiendo de un preventor anular, dos preventores con arietes para la tubería en uso y un preventor con arietes ciegos o de corte-ciegos. Cuando se estén manejando simultáneamente dos sartas de tubería, uno de los preventores estará equipado con arietes para las dos tuberías.

c) Cuando se usa una sarta combinada (de dos diámetros diferentes), el requerimiento mínimo de preventores será para cada caso, el siguiente:

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1. Cuatro preventores, cuando la presión superficial esperada sea menor de 352 kg/cm2 (5,000 lb/pg2),consistiendo de un preventor anular, dos preventores con arietes, uno capaz de sellar alrededor de la tubería de mayor longitud y uno capaz de sellar alrededor de la de menor longitud (un preventor con arietes variables puede sustituir a los dos preventores con arietes para tubería), y un preventor con arietes ciegos o de corte-ciegos.

2. Cinco preventores, cuando la presión superficial esperada sea de 352 kg/cm2 (5,000 lb/pg2), o mayor, consistiendo de un preventor anular, dos preventores con arietes capaces de sellar alrededor de la tubería de mayor longitud. Un preventor con arietes capaz de sellar alrededor de la tubería de menor longitud (un preventor con arietes variables puede sustituir a un preventor con arietes capaz de sellar alrededor de la tubería de mayor longitud y a un preventor con arietes capaz de sellar alrededor de la tubería de menor longitud), y un preventor con arietes ciegos o de corte ciegos.

3.3 Los sistemas de control de brotes para la terminación de pozos estarán equipados con lo siguiente:

a) Un sistema acumulador para operar los preventores con suficiente fluido a presión para suministrar 1.5 veces el volumen necesario para cerrar todas las unidades del equipo para el control de brotes y terminar con una presión mínima de 105 kg/cm2 (1,500 lb/pg2), sin ayuda de las bombas. La unidad acumuladora debe cumplir con lo especificado por el API en su práctica API–RP 16 E.

b) Una fuente de potencia secundaria independiente de la fuente de potencia primaria, con suficiente capacidad para cerrar todos los componentes del sistema de control de brotes y mantenerlos cerrados.

c) Candados para mantener cerrados los preventores de arietes.

d) Cuando menos una estación de control para operar los preventores, instalada a distancia prudente del piso de trabajo, y una estación de control para operar los preventores instalada en el piso de trabajo.

e) Una línea de estrangular y una línea de matar, cada una equipada con dos válvulas de paso completo. Cuando menos una de las válvulas en la línea de estrangular será operada hidráulicamente. Cuando menos una de las válvulas en la línea de matar será operada hidráulicamente. Se aceptan dos válvulas manuales en la línea de matar si se instala una válvula de contrapresión (check) entre las válvulas y la bomba. La presión de trabajo de este equipo será cuando menos igual a la presión de trabajo del preventor de arietes.

f) Un múltiple de estrangulación que cumpla la práctica API - RP 53

g) Los sistemas de estrangular y matar deben cumplir con lo especificado por el API en su NORMA API – 16C.

451

3.4 Se mantendrán en el piso de trabajo, durante las operaciones de la terminación del pozo, una válvula de contrapresión y una válvula de seguridad, esencialmente de paso completo y en posición abierta, para la sarta de tubería en uso. Se contará en un lugar de fácil acceso, con una llave apropiada para operar la válvula. Se contará con los sustitutos de enlace requeridos para enroscar las válvulas en la sarta de trabajo.

4 SISTEMA PARA CONTROL DE BROTES: PRUEBAS A PRESION, REGISTROS Y SIMULACROS

4.1 Antes de probar las conexiones superficiales de control a alta presión, se probarán exitosamente a una presión baja entre 14 y 21 kg/cm2 (200 y 300 lb/pg2), las conexiones superficiales de control, incluyendo los múltiples de estrangular y de matar y las válvulas de seguridad, se probarán a la presión de trabajo de los preventores de arietes. Los arietes variables se probarán a presión cerrándolos contra todos los tamaños de tubería dentro del pozo, excluyendo los lastrabarrenas. Las conexiones superficiales de control se probarán a presión con agua. El preventor anular se probará al 80% de su presión de trabajo. Las válvulas en los múltiples de estrangular y de matar se probarán, una por una a la presión de trabajo de los preventores de arietes.

4.2 Los sistemas para el control de brotes se probarán en los siguientes casos:

a) Al instalarlos.

b) Cuando menos cada 7 días, alternando entre estaciones de control y a diferentes horas para permitir que cada cuadrilla, opere el equipo. Si un sistema de control no funciona, se suspenderán las operaciones de terminación del pozo hasta que el sistema de control defectuoso sea operable. La prueba semanal no se requiere para los arietes ciegos o de corte-ciegos. Los arietes ciegos o de corte-ciegos se probarán cada 30 días. Se permite un periodo mayor entre pruebas de preventores si se están llevando a cabo operaciones de pesca, control de pozo o reparación del equipo. Las pruebas se efectuarán antes de reanudar las operaciones normales. Se anotará en la bitácora de la unidad la razón por la que se pospusieron las pruebas.

c) Al terminar reparaciones que requieran desconectar un sello de presión en el conjunto, se probará a presión el sello afectado.

4.3 Todo el personal involucrado en las operaciones de terminación de pozos participará en un simulacro semanal de control de brotes con objeto de familiarizar a los miembros de las cuadrillas con las medidas de seguridad apropiadas. Los simulacros para el control de brotes se llevarán cabo como lo recomienda el API en su práctica API–RP T6 preparada para entrenar y calificar al personal en técnicas y equipo para el control de pozos para operaciones de terminación y reparación de pozos marinos.

4.4 El encargado del equipo registrará las presiones aplicadas durante las pruebas del conjunto de prevención de brotes. El tiempo de prueba para cada componente del conjunto de prevención de brotes será el necesario para demostrar que el componente efectivamente

452

confina la presión. Los registros de las presiones de prueba serán certificados como correctos por el representante de Pemex en la unidad marina.

4.5 El encargado de la unidad marina registrará en la bitácora del equipo la fecha, hora y resultados de todas las pruebas de presión, operaciones e inspecciones del sistema de control de brotes, sus componentes, y conductores marinos, así como los simulacros de control de brotes. Las pruebas del sistema de control de brotes se documentarán de acuerdo con lo siguiente:

a) La documentación indicará el orden cronológico de prueba de los preventores y equipo auxiliar, la presión de prueba y el tiempo que duró cada prueba. Como una alternativa, el registro de las operaciones puede referirse a un plan de prueba de las conexiones superficiales de control que contenga la información requerida y que se encuentre en los archivos de la unidad marina.

b) Se identificará la estación de control usada durante la prueba de un sistema submarino, así como el circuito hidráulico (POD) usado durante la prueba.

c) Se anotará en la bitácora de la unidad marina cualquier problema o irregularidades que se observen durante la prueba de los preventores, equipo auxiliar y las acciones que se tomaron para corregir tales problemas o irregularidades.

5 TUBERIA DE PRODUCCION, CABEZAL Y ARBOL DE VÁLVULAS

5.1 La sarta de producción (TP) debe resistir los esfuerzos a los que será sometida.

5.2 En el caso de que haya operaciones prolongadas tales como molienda, operaciones de pesca, percusión y operaciones de lavado que pudieran dañar la TR, ésta se debe probar a presión, calibrar o evaluarla de alguna otra manera cada 30 días, los resultados se le deben entregar al inspector regional de Pemex.

5.3 Al instalar el árbol de válvulas se debe equipar al cabezal con dispositivos con los que se puedan monitorear las presiones en los espacios anulares. Si se observa que la presión anular no se abate, el operador se lo deberá notificar inmediatamente al inspector regional de Pemex.

5.4 El cabezal, árbol de válvulas, y equipo relacionado serán de una presión de trabajo mayor que la presión en la TP con el pozo cerrado y se instalarán, usarán, mantendrán y probarán para controlar la presión. Los pozos nuevos terminados como fluyentes o con bombeo neumático (gas lift) estarán equipados con un mínimo de una válvula maestra y una válvula de seguridad superficial, instalada sobre la válvula maestra, en la parte vertical del árbol de válvulas.

5.5 El equipo de seguridad subsuperficial será instalado, mantenido y probado de acuerdo con los requerimientos del API descritos en su práctica recomendada API-RP 14 B.

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6. NORMATIVIDAD APLICABLE A UPMP: OPERACIONES DE REPARACION DE POZOS

1 REQUERIMIENTOS GENERALES

1.1 Definiciones

Operaciones de Reparación.- Se refiere al trabajo llevado a cabo en pozos después de su terminación inicial con el objeto de mantener o restaurar la productividad del pozo.

Operaciones Rutinarias.- Se refiere a cualquiera de las siguientes operaciones llevadas a cabo, con el árbol de válvulas instalado:

Eliminación de parafina

Recuperación e introducción de tapones, válvulas de bombeo neumático y válvula de seguridad sub-superficiales por medio del equipo y línea de acero.

Desarenando el pozo

Registros de presión

Operaciones de sondeo

Inyección de inhibidores de corrosión o de sales

Registros de calibración

Recuperación o instalación de bombas subsuperficiales

Registros geofísicos

Operaciones de pesca con línea de acero

Instalación o recuperación de otros dispositivos subsuperficiales para controlar el flujo.

1.2 MOVIMIENTO DE EQUIPO

Cumplir con los requerimientos del inciso 1.2 descritos en el segmento Operaciones de Terminación. Las unidades de tubería flexible, equipo snubbing o de línea de acero se pueden instalar en una plataforma sin cerrar los pozos. En localizaciones terrestres se avisará al personal de producción, registrando en la bitácora del equipo el nombre de la persona que autorizó el cierre del pozo, la fecha y hora.

1.3 SISTEMA DE CIERRE DE EMERGENCIA

Cumplir con los requerimientos del inciso 1.3 descritos en el segmento Operaciones de Terminación.

1.4 INSTRUCCIONES AL PERSONAL

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Cumplir con los requerimientos del inciso 1.4 descritos en el segmento Operaciones de Terminación.

1.5 PRACTICAS Y PROCEDIMIENTOS PARA SOLDAR Y CORTAR

Todas las actividades de soldadura y corte relacionadas en operaciones de reparación de pozos se efectuarán de acuerdo con los requerimientos del inciso tres, descritos en el segmento Operaciones de Perforación.

1.6 TOMAS DE AIRE Y ESCAPE DE MOTORES DIESEL

Cumplir con los requerimientos del inciso siete, descritos en el segmento Operaciones de Perforación.

1.7 DISPOSITIVO DE SEGURIDAD PARA EL POLIPASTO

Cumplir con lo requerimientos en el inciso seis descritos en el segmento Operaciones de Perforación.

2 ACIDO SULFHIDRICO (H2S)

Cuando se llevan a cabo operaciones de reparación de pozos en zonas donde se sabe contienen sulfhídrico o en zonas donde se desconoce la presencia de sulfhídrico (como se define en el inciso 10.1 descrito en el segmento Operaciones de Perforación. El operador tomará las precauciones apropiadas para proteger la vida y la propiedad en la unidad marina, incluyendo pero sin limitación, operaciones tales como depresionando el pozo, desmantelando equipo del cabezal y líneas de flujo, circulando el pozo, sondeando el pozo y sacando la TP, bombas y empacadores. El operador cumplirá con los requerimientos en el inciso 10.2, así como los requerimientos apropiados de este inciso, redactados en Operaciones de Perforación.

3 FLUIDOS DE CONTROL, EQUIPO Y OPERACIONES

3.1 Durante las operaciones de reparación siempre debe haber una persona en el piso de trabajo vigilando al pozo, a menos que el pozo esté cerrado y asegurado.

3.2 Se instalará, mantendrá en condiciones operativas y usará el siguiente equipo para el fluido de control:

a) Una línea de llenar sobre el preventor superior

b) Un tanque para viajes

c) Un indicador-registrador de nivel de fluido en las presas para detectar y determinar pérdidas y ganancias del fluido de control. Este indicador deberá contar con alarmas visual y audible.

3.3 Al sacar tubería, se llenará el espacio anular con fluido de control antes que la presión hidrostática del fluido de control dentro del pozo disminuya en 5.3 kg/cm2 (75 Ib/pg2) o cada 5 lingadas de tubería, la que obtenga menor descenso en la presión hidrostática. Se calculará y exhibirá en un lugar visible desde el piso de trabajo el número de paradas de tubería y lastrabarrenas que se pueden sacar antes de llenar el pozo y el volumen de fluido requerido para llenarlo en cada caso. Se usará un dispositivo mecánico, volumétrico

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o electrónico para medir el volumen requerido para llenar el pozo. Para todos y cada uno de los viajes, se hará una gráfica de los volúmenes de lodo, teóricos (calculados) y reales, requeridos para llenar el pozo al sacar tubería y desplazado al meter tubería.

4 EQUIPO PARA EL CONTROL DE BROTES

4.1 La presión de trabajo del sistema de control de brotes y de sus componentes será mayor que la máxima presión superficial anticipada. Si la presión superficial esperada es mayor que la presión de trabajo del preventor anular, el operador someterá a la consideración del inspector regional de PEMEX un procedimiento de control que indique como se va a usar el preventor anular y la presión máxima a la que va a estar sometido.

4.2 El requerimiento mínimo para el sistema de control de brotes para operaciones de reparación de pozos será lo especificado en el inciso 3.2 descrito en el segmento Operaciones de Terminación.

4.3 Los sistemas de control de brotes para la reparación de pozos cumplirán con lo especificado en el inciso 3.3 redactado en Operaciones de Terminación.

4.4 Se mantendrán en el piso de trabajo, durante las operaciones de la reparación del pozo, una válvula de contrapresión y una válvula de seguridad, esencialmente de paso completo y en posición abierta, para la sarta de tubería en uso. Se contará, en un lugar de fácil acceso, con una llave apropiada para operar la válvula. Se contará con los sustitutos de enlace requeridos para enroscar las válvulas en la sarta de trabajo. La válvula de seguridad de paso completo no se requiere para operaciones con tubería flexible.

4.5 Conjunto de preventores para operaciones con el árbol de válvulas instalado.

a) El conjunto de preventores para operaciones de reparación de pozos con el árbol de válvulas instalado y llevadas a cabo dentro de la TP convencional con tubería de diámetro reducido (generalmente de 3/4 a 1 ¼ pg) como sarta de trabajo incluirá como mínimo lo siguiente:

1. Dos preventores con arietes para la TP en uso

2. Un preventor con arietes ciegos

b) Similar pero con tubería continua flexible (coiled tubing):

1. Un preventor operado hidráulicamente con arietes para la tubería en uso

2. Semejante pero con arietes para la TP con cuñas opuestas (invertidas)

3. Similar pero con arietes de corte

4. Parecido pero con arietes ciegos

5. Un conjunto para limpiar la sarta de trabajo

6. Un carrete con salidas laterales.

c) Similar pero con stripper y el pozo con presión:

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1. Un preventor operado hidráulicamente con arietes para la tubería en uso.

2. Dos preventores operados hidráulicamente con arietes especiales tipo- stripper, con carrete espaciador.

5 SISTEMA PARA EL CONTROL DE BROTES: PRUEBAS A PRESION, REGISTROS Y SIMULACROS.

Cumplir con lo indicado en el inciso cuatro, descrito en el segmento Operaciones de Terminación.

6 TUBERIA DE PRODUCCION, CABEZAL Y ARBOL DE VALVULAS

Cumplir con lo indicado en el inciso cinco; redactado en el segmento de Operaciones de Terminación.

7 OPERACIONES CON LINEA DE ACERO El operador cumplirá con los siguientes requerimientos durante operaciones rutinarias y no rutinarias con línea de acero:

7.1 Las operaciones con línea de acero se llevarán a cabo minimizando fugas de fluidos del pozo. Cualquier fuga que ocurra será contenida para evitar la contaminación.

7.2 Todas las operaciones que se lleven a cabo con la línea de acero donde hay comunicación entre el intervalo productor y el pozo usarán un conjunto lubricador con un mínimo de una válvula para la línea de acero.

7.3 Al instalar en el pozo el lubricador, éste se probará a una presión mayor a la máxima esperada en la superficie.

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7. NORMATIVIDAD APLICABLE A UPMP: ABANDONO DE POZOS

1 El operador abandonará los pozos de una manera que asegure el aislamiento de las zonas que contengan hidrocarburos, la protección de acuíferos de agua dulce y limpieza de las localizaciones para evitar conflicto con otro uso de la plataforma continental exterior y evitar la migración de fluidos entre estratos o hacia el fondo marino.

2 El taponamiento y abandono (permanente o temporal) de pozos marinos se deberá llevar a cabo como lo recomienda el API- RP 57 Sección 6; además lo descrito en los incisos 250.110 al 250.114 de la subsección “G” del Reglamento 30 CFR del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS Edición Julio 1, 1993)

2.1 AISLAMIENTO DE ZONAS EN AGUJERO DESCUBIERTO.- Deben colocarse tapones de cemento cubriendo 30 m como mínimo abajo y 30 m arriba de cualquier intervalo que contenga aceite, gas o agua para aislarlos del estrato donde se encuentran y evitar su migración hacia otros sitios.

Una zona puede abandonarse por uno de los siguientes métodos:

Método de desplazamiento (tapón de cemento).

Cementación a presión (forzada).

Uso de un tapón mecánico permanente.

2.2 AISLAMIENTO DEL AGUJERO DESCUBIERTO.- Si éste se tiene debajo de la última TR, su taponamiento se efectuará por medio de uno de los siguientes métodos:

a) Colocar un tapón de cemento que se extienda un mínimo de 30 metros arriba hasta 30 metros debajo de la zapata de TR.

b) Anclar entre 15 y 30 m arriba de la zapata de TR un retenedor de cemento y bombear contraformación un volumen de lechada de cemento que se extienda cuando menos 15 metros abajo de la zapata de TR. A continuación colocar sobre el retenedor un tapón de cemento con longitud mínima de 15 m.

c) Si se anticipa o existe pérdida de circulación puede anclarse un tapón mecánico a 45 m arriba de la zapata de TR, probar su efectividad y cubrirlo con un mínimo de 15 metros de tapón de cemento.

2.3 TAPONAMIENTO DE BOCAS DE TR´S (LINERS).- El abandono puede hacerse por uno de los siguientes métodos:

a) Colocar un tapón de cemento que cubra como mínimo 30 m arriba hasta 30 metros debajo de la boca de TR (B.L.).

b) Anclar un retenedor de cemento 15 metros arriba de la B.L. y bombear debajo del retenedor un volumen de lechada de cemento que se extienda hasta 45 metros

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debajo de la B.L. luego cubrir el retenedor con un tapón de cemento de 15 m mínimo de longitud.

c) Puede anclarse un tapón mecánico permanente a 15 metros máximo arriba de la B.L. y "ahogarlo" con un mínimo de 15 m de lechada de cemento.

2.4 TAPONANDO EL ESPACIO ANULAR.- Todo espacio anular que se extienda al fondo marino no deberá quedar abierto. Sin excepción deberán aislarse con cemento.

2.5 REQUERIMIENTO DEL TAPON SUPERFICIAL.- Deberá colocarse un tapón de cemento dentro de la sarta de TR de menor diámetro que se extienda al lecho marino cuando menos 45 m de longitud, dejando la cima del tapón cuando menos 45 metros abajo del fondo marino.

2.6 ABANDONO TEMPORAL DEL POZO.- Cuando se suspendan temporalmente las operaciones, el pozo debe cementarse como lo recomienda el abandono permanente. Deberá anclarse un tapón mecánico recuperable o permanente entre 5 y 60 metros abajo del fondo marino. Otra manera es colocar un tapón de cemento de 30 m de longitud mínima dejando la cima entre 5 y 60 m abajo del lecho marino.

2.7 PROBANDO RETENEDORES, TAPONES MECANICOS O DE CEMENTO

a) Aplicar un peso mínimo de 6,800 kg (7ton.)

b) Probarlo con una presión mínima de 70 kg/cm2

2.8 AISLANDO O TAPONANDO INTERVALOS DISPARADOS.- Una zona se puede abandonar por uno de los siguientes métodos:

a) Colocar un tapón de cemento frente a todos los intervalos disparados cubriendo de 30 metros arriba a 30 m abajo del intervalo disparado o hasta la profundidad interior; la que sea menor.

b) Si los disparos están aislados del agujero inferior, deberá hacerse una cementación forzada utilizando: un retenedor de cemento, un cementador recuperable o un empacador de producción que ya esté anclado; o cerrando el preventor arietes de TP e inyectando el cemento.

c) Si los disparos están aislados del agujero inferior, deberá anclarse un tapón mecánico permanente a 45 metros arriba de la cima del intervalo disparado y "ahogarlo" con un tapón de cemento con longitud mínima de 15 metros.

2.9 AISLANDO O TAPONANDO INTERVALOS DISPARADOS A TRAVES DE LA TUBERIA DE PRODUCCION.- Podrán aplicarse los siguientes métodos a través de la TP para un abandono permanente:

a) Utilizando equipo y cable electromagnético podrá introducirse por la TP y anclar en la TR un tapón especial sobre el intervalo disparado; siempre y cuando los disparos estén aislados del agujero inferior. El tapón deberá cubrirse con cemento.

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b) Los intervalos disparados podrán abandonarse inyectando cemento a presión (CF) contraformación a través del aparejo de producción.

c) Si no es posible forzar cemento dentro de los intervalos disparados, deberá perforarse la TP (tubing - puncher) y colocar un tapón de cemento balanceado en el espacio anular TP - TR y dentro de la TP usando el método de desplazamiento.

d) Uso de tapones dentro de la tubería de producción.- Cuando se tienen varios intervalos disparados abiertos, pero aislados por empacadores. El abandono podrá hacerse con equipo y línea de acero anclando un tapón sobre el niple de asiento. Otra manera es anclar un tapón mecánico en la TP entre las dos zonas a aislar; con excepción del intervalo superior el cual deberá cementarse a presión.

460

3 VERIFICACION DE LA LIMPIEZA DE LA LOCALIZACIÓN

3.1 Todas las TR´s y estructuras serán recuperadas de acuerdo a los Reglamentos Federales en vigor.

3.2 Después de abandonar la localización costafuera, el operador verificará su limpieza por medio de uno o más de los siguientes métodos que apruebe el inspector regional de PEMEX:

a) Pasar una red en dos direcciones sobre la localización.

b) Enviar un buzo para que verifique la limpieza de la localización.

c) Usar otros métodos basándose en las condiciones particulares de la localización.

3.3 Se entregará a la oficina del inspector regional de PEMEX un documento que certifique que la localización ha quedado limpia, la fecha en que se llevó a cabo el trabajo, la extensión del área investigada alrededor de la localización y los métodos de investigación utilizados.

3.4 En las localizaciones terrestres, una vez desalojado el equipo de perforación y mantenimiento de pozos, el operador verificará los siguientes aspectos, para que posteriormente sean aprobados por el inspector regional de PEMEX.

a) Limpieza y nivelación del terreno

b) Inspección y verificación de conexiones superficiales de producción

c) Limpieza del contrapozo

d) Inspección y verificación de limpieza en presas de aguas residuales y de quemar

461

8. CRITERIOS DE CALIFICACIÓN

8.1 CRITERIOS DE CALIFICACIÓN EN OPERACIONES DE PERFORACIÓN

1 Antes de instalar un equipo de perforación en una localización terrestre o una plataforma marina se harán los estudios y necesarios para asegurarse que no existen peligros someros, como asentamientos del terreno, fallas estructurales o filtraciones de gas.

2. El responsable de la unidad perforadora efectuará inspecciones visuales diarias a fin de detectar deficiencias relacionadas a la , el control del pozo y una inspección detallada cada vez que se prueben las superficiales .

3. Cualquier puede reportar a la unidad operativa de UPMP violaciones aparentes a los estipulados en estas prácticas recomendadas. El caso será y sancionado de acuerdo con los procedimientos internos de Petróleos Mexicanos.

4. Todos los equipos de perforación en tierra y costafuera, deberán estar dotados con un de seguridad para evitar que el llegara a golpear la corona del mástil o de la torre.

5. Durante la perforación normal, en pozos se obtendrán registros de desviaciones en intervalos máximos de m. En pozos direccionales durante la perforación normal se obtendrán registros direccionales en intervalos máximos de m que indiquen tanto inclinación como rumbo y en intervalos que no excedan de m cuando se pretenda cambiar el rumbo del pozo.

6. Los pozos se clasifican si el promedio calculado y obtenido de inclinación entre dos intervalos desde la superficie hasta la profundidad total no exceda de a la vertical. Al ser mayor este valor, los pozos se clasificarán como .

7. El responsable del equipo de perforación designará las que se consideren seguras para las operaciones de y soldar.

8. Se aplican seis factores a considerar en el diseño de un pozo.

Describa tres de ellos:

a) .

b) .

c) .

9. Para cada etapa del programa de TR´S se considera lo siguiente:

a) .

462

b) .

c) .

10. Un programa de perforación deberá incluir:

a) .

b) .

c) .

11. Para vigilar el control de brotes, antes de sacar la tubería debe el lodo hasta que el del fondo circule a la superficie y que el del lodo de entrada y salida sean iguales.

12. Al estar la sarta de perforación deberá llenarse el espacio anular, antes de que la Ph del lodo acuse una igual a la presión que se da como margen de seguridad para perforar.

13. Deberán controlarse las velocidades de extracción e inserción de la sarta de perforación para evitar la fluidos de la formación por efecto de o la pérdida de fluido debido al efecto de .

14. Durante las operaciones de perforación y terminación deberán estar instalados en el equipo de perforación, los siguientes dispositivos de prevención:

a) .

b) .

c) .

d) .

15. Las normas API y el reglamento del MMS tienen establecido el siguiente orden de las diferentes sartas de TR´S:

a) .

b) .

c) .

d) .

16. Las sartas de TR´S deben diseñarse para resistir los anticipados de tensión y flexión, las presiones internas y , los efectos de la temperatura, la corrosovidad de los a producir y la combinación de todos factores.

17. Para verificar la integridad de una TR cementada deberá efectuarse una prueba de de la formación, después de perforar no más de de agujero, debajo de la zapata.

463

18. Una TR intermedia deberá cementarse para aislar los intervalos con presión de los de presión normal y las zonas con hidrocarburos, utilizando lechada de cemento el E.A. a una profundidad mínima de m arriba de las zonas que se van a aislar o m arriba de la zapata de la TR superficial.

19. La TR de explotación deberá para aislar las diferentes zonas con hidrocarburos y la cima de cemento cubrirá cuando menos m arriba de la zona de interés más somera.

20. Cuando la TR de explotación sea liner deberá tenerse un traslape (BL) de cuando menos m de longitud dentro de la TR previa y en toda su longitud.

21. Todos las TR´S, excepto la conductora o estructural; antes de perforar el cemento de su interior deberán probarse al de la presión interna de su sección más débil.

22. Cada traslape (BL) de TR corta será probada a una presión mínima de kg/cm2 mayor de la presión de la formación, debajo de la zapata de la TR traslapada.

23. Todos los sistemas de preventores de reventones, deberán estar equipados con un sistema acumulador con capacidad suficiente para suministrar veces el volumen de fluido necesario para cerrar y mantener cerrados todas las unidades de los preventores, con una presión final mínima de kg/cm2, sin ayuda de una fuente de energía.

24. La unidad acumuladora debe contar una fuente de energía de la que suministra el equipo de perforación. Además se deberá instalar cuando menos otra de remoto para operar los preventores; aparte del tablero que se tiene instalado en el piso de perforación.

25. El arreglo de preventores deberá contar con un carrete de perforación con salidas laterales para

líneas de matar y estrangular.

26. Para los arreglos de preventores de superficie y submarinos, en la línea de estrangular deberá tener instalada una válvula operada a control remoto.

27. Se recomienda instalar una válvula de en la línea de matar.

28. El múltiple de estrangulación instalado en los equipos de perforación deberá cumplir con lo indicado en la Norma y en las prácticas recomendadas del Instituto Americano del Petróleo.

29. En todo momento en el piso de perforación, deberá tenerse disponible una válvula de y una válvula de en posición abierta para cada rosca en la sarta de perforación en uso y que puedan dentro del pozo; además una para accionar una de las válvulas, colocada en un lugar de fácil acceso a la cuadrilla de perforación.

30. En los preventores de arietes de superficie invariablemente se tendrán instalados y , para operar los forma mecánica.

464

31. La frecuencia de prueba de los preventores y sus componentes deberán probarse:

a) .

b) .

c) .

32. Los arietes deberán probarse a presión cerrándolos alrededor de diámetro de TP en la sarta, de acuerdo a su rango de operación, excluyendo y herramientas de fondo.

33. Los simulacros de control de brotes se llevarán a cabo con cada cuadrilla de perforación, si las condiciones del pozo lo permiten.

34. En cada equipo de perforación de superficie o costafuera, se preparará un de simulacro de control de brotes, especificando lo que debe hacer miembro de la cuadrilla y el tiempo para efectuarlo; el cual deberá hacerse en un máximo de minutos.

35. En arreglos de preventores de superficie, al tener instalado un desviador de flujo ( DIVERTER), ninguna salida en las líneas de deberá ser de un diámetro interior menor de pulgadas. En unidades flotantes ningún ramal con salida del Diverter deberá ser de un diámetro interior menor de pulgadas.

36. Cada instalación de perforación deberá tener implementado un ,

para H2S (ácido sulfhídrico), un sistema de ,

H2S que activen alarmas sonoras y visuales cuando la concentración atmosférica alcance ppm. Dichos equipos deberán calibrarse por lo menos cada horas cuando la perforación se acerque a una zona con carga potencial de H2S y por lo menos cada horas cuando se lleven a cabo operaciones de perforación, terminación y de reparación de pozos en un ambiente con H2S.

465

8.2 CRITERIOS DE CALIFICACION EN OPERACIONES DE TERMINACION

1. Una de pozo significa desarrollar los trabajos necesarios para establecer la producción del mismo, aprovechando óptimamente la energía del yacimiento.

2. Durante las operaciones de en plataformas marinas donde se tengan otros pozos en producción, se instalará cerca de la consola del perforador o malacatero una estación de control para poder cerrarlos en de emergencia.

3. Al sacar tubería se llenará el espacio anular con fluido de control antes que la presión hidrostática del lodo dentro del pozo disminuya en kg/cm2 o bien cada lingadas de tubería; la que obtenga menor descenso en la columna hidrostática.

4. Se usará un dispositivo , volumétrico o electrónico para medir el volumen requerido para el pozo.

5. El requerimiento mínimo de preventores cuando se usa una sarta combinada (de dos diámetros diferentes), será para cada caso el siguiente:

Presión de superficie esperada menor de 352 kg/cm2 usar preventores

Presión de superficie esperada mayor de 352 kg/cm2 usar preventores

6. La unidad acumuladora que acciona el sistema de preventores deberá cumplir con lo estipulado en las prácticas recomendadas del Instituto Americano del Petróleo.

7. Durante las operaciones de terminación del pozo, se mantendrán en el piso de trabajo una válvula de ,válvula de ; esencialmente de paso completo y en posición para la sarta de tubería en uso.

8. Todo el personal involucrado en las operaciones de terminación de pozos participarán en un simulacro de control de brotes, con el objeto de familiarizar a los miembros de las cuadrillas con las medidas de apropiadas.

9. El conjunto del árbol de válvulas y equipo relacionado serán de una presión de trabajo que la presión en la TP con el pozo cerrado.

10. Los pozos nuevos terminados como o con bombeo neumático (BN), estarán equipados con un mínimo de una válvula y una válvula de superficial, instalada sobre la válvula maestra en la parte vertical del árbol de válvulas.

466

8.3 CRITERIOS DE CALIFICACION EN OPERACIONES DE REPARACION DE POZOS

1. Las operaciones de se refieren a los trabajos llevados a cabo en los pozos, después de su terminación inicial; con el objeto de mantener o restaurar la del pozo.

2. Cuando se interviene un pozo con el árbol de válvulas instalado se efectúan operaciones rutinarias, con apoyo de los siguientes equipos operativos de servicio a pozos:

a) .

b) .

c) .

3. Se mantendrá en condiciones operativas en un equipo de reparación de pozos, los siguientes dispositivos para medir el volumen del fluido control:

a) .

b) .

4. En operaciones de reparación de pozos, para todos y cada uno de los viajes deberá una gráfica de los volúmenes de lodo teóricos y reales requeridos para el pozo al sacar tubería y desplazado al tubería.

5. La presión de trabajo del sistema de preventores y de sus componentes será que la máxima presión superficial anticipada.

6. Cuando se efectúen operaciones de reparación de pozos con el árbol de válvulas instalado y llevadas a cabo dentro de una TP convencional; el conjunto de preventores para operar con tubería de diámetro reducido como sarta de trabajo ( ¾ a 1 ¼ pg), incluirá como mínimo lo siguiente:

preventores con arietes para la en uso

preventor con arietes ciegos

7. Cuando se interviene un pozo sobre un árbol de válvulas instalado, el equipo y unidad de tubería flexible (coiled tubing) , deberá contar con el siguiente arreglo de preventores:

Un preventor operado con arietes para la TF en uso

Un preventor con arietes para la TF con .

Un preventor con arietes de .

Un preventor con arietes .

Un para limpiar la sarta de TF

Un con salidas laterales

467

8.4 CRITERIOS DE CALIFICACION EN ABANDONO DE POZOS

1. Para un abandono permanente del pozo, deberá colocarse un tapón de cemento frente a todos los intervalos disparados cubriendo metros arriba y metros abajo del intervalo disparado, o hasta la profundidad interior.

2. Para el mismo caso citado, pero si los disparos están aislados del agujero inferior, deberá anclarse un tapón mecánico permanente dentro de metros arriba de la cima del intervalo disparado y después colocar sobre el tapón mecánico, un tapón de cemento de metros de longitud.

3. Para taponar las bocas de las TR´S cortas (liners); el abandono del pozo se puede hacer colocando un tapón de cemento que cubra como mínimo metros arriba hasta metros debajo de la boca del liner.

4. Cuando se tenga un agujero descubierto debajo de la TR, su taponamiento podrá efectuarse colocando un tapón de cemento por desplazamiento que se extienda desde un mínimo de metros arriba hasta metros debajo de la zapata de la TR.

5.Las pruebas de efectividad de los tapones de cemento, se harán aplicando un mínimo de toneladas de peso y probándolo con una presión mínima de kg/cm2

.

468

469

9. TERMINOLOGÍA APLICADA A LA PRESERVACIÓN DEL MEDIO AMBIENTE.

ABIÓTICO: LO referente A los elementos Bióticos y abióticos naturales o introducidos por el ser humano, que interactúan entre si un espacio y tiempo determinado.

ANÁLISIS AMBIENTAL: Procedimiento o método empleado para la determinación de uno o varios compuestos químicos diferentes en el ambiente.

BITICO: Relativo a los seres vivos.

CONSERVACIÓN: Uso del medio y sus recursos que de alguna manera genere el máximo beneficio sostenido para las generaciones actuales, manteniendo su potencia para satisfacer las aspiraciones y necesidades de las generaciones futuras.

CONTAMINACIÓN: Materia que substancia, cuyas combinaciones o compuestos, derivados de químicos o biológicos, así como toda dorma de energía, radiaciones ionizantes, vibraciones o ruido que al incorporarse y actuar en la atmósfera, agua, suelos, flora, fauna o cualquier elemento del ambiente alterno o modifican su composición o afectan la salud humana.

DELEREREO: Dañino, perjudicial, venenoso, mortífero, destructivo.

DEGRADACIÓN: Proceso general de composición de la materia, por medio de físicos, químicos y biológicos.

ECOSISTEMAS: Unidad compuesta por los seres vivos (Incluyendo al ser humano) y los elementos bióticos en un sitio definido en el tiempo y el espacio cuyo funcionamiento, estructura, y organización derivan de las interacciones entre sus componentes.

EQUILIBRIO BIOLÓGICO: Relación de interdependencia entre los elementos que conforman el ambiente que hace posible la existencia, transformación y desarrollo del ser humano y demás seres vivos.

EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL: Determinación de los efectos previsibles que sobre el ambiente producen otras o acciones determinadas de mitigación necesarias en los impactos negativos inevitables previstos.

PREVENCIÓN: Conjunto de disposiciones y medidas anticipadas para evitar el deterioro del ambiente.

REGION ECOLÓGICA: Unidad del territorio nacional que comparte características ecológicas comunes.

IMPACTO AMBIENTAL. Toda modificación en el ambiente producida por actividades humanas o naturales, cuyos efectos positivos o negativos dependen de su grado de complejidad y/o de la permanencia en el tiempo y espacio físico.

MANIFIESTO DE IMPACTO AMBIENTAL. Documento mediante el cual se da a conocer con base en estudios, el impacto ambiental, significativo y potencial que generaría una obra o actividad, así como la forma de evitarlo o mitigarlo (atenuarlo) en caso de ser negativo.

470

MEDIDAS DE PREVENCIÓN O MITIGACION: Conjunto de disposiciones y acciones anticipadas, que tienes como objetivo evitar y reducir los impactos ambientales que pudieran ocurrir en cualquier etapa de desarrollo de una obra o actividad.

RESIDUO: Cualquier material generado en los procesos de una extracción, beneficio transformación, producción, consumo, utilización, control o tratamiento cuya finalidad no permita emplearlo nuevamente en el proceso que lo genero.

RESIDUOS PELIGROSOS: Todo aquel residuo, en cualquier estado físico, que por sus características corrosivas, toxicas, venenosas, reactivas, explosivas, inflamables, biológicas infecciosas o irritantes, presentan un peligro para el equilibrio ecológico o el ambiente.

MODULO XIII

SUPERVISIÓN EN OPERACIONES DE CONTROL

INDICE

1 ASIGNACIÓN DE TAREAS AL PERSONAL .................................................................................................. 471

2 INFORMACIÓN DE REGISTRO PREVIO ........................................................................................................ 473

3 PLAN DE RESPUESTAS ANTICIPADAS EN ESCENARIOS PARA CONTROLAR UN POZO . 475

4 RESPONSABILIDADES DE COMUNICACIÓN ............................................................................................. 476

5 ORGANIZACIÓN Y EVALUACIÓN DE UN SIMULACRO ......................................................................... 477

6 CRITERIOS DE CALIFICACIÓN AL EQUIPO DE CONTROL SUPERFICIAL .................................... 484

471

109 ASIGNACIÓN DE TAREAS AL PERSONAL

Para efectuar el control de un pozo durante las etapas de una perforación, deberá hacerse una planeación efectiva antes de su ejecución.

La organización del personal en un equipo o plataforma de perforación, es fundamental durante las actividades en el control de pozos y dependerá del tipo de instalación y sus tripulaciones. De esta forma, en las juntas se definirán claramente las posiciones por desempeñar y dejar establecida una cadena de mando en toda la operación.

Las juntas o reuniones de trabajo previas entre todo el personal que participará tienen como objetivo asignar las tareas a cada uno. En ellas deberán tratarse los siguientes aspectos:

1. Descripción de toda la operación y el control de las presiones.

2. Prevención de riesgos y posibles peligros.

3. Planes de emergencia y rutas de escape en caso de evacuación.

4. Verificación a cada persona de su EPP (Equipo de Protección Personal) que deberá incluir ropa de algodón, anteojos de seguridad, tapones para los oídos, guantes adecuados, casco, etc.

5. Asignación de funciones y ubicación de las personas.

6. Mantener buena comunicación y saber a quién dirigirse.

7. Verificación de señales de advertencia y carteles de no fumar.

8. Como reaccionar en una emergencia en caso de un accidente personal.

La máxima autoridad en una instalación de la UPMP (Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos), previo acuerdo será el coordinador operativo, el superintendente de plataforma, el ingeniero de diseño o el inspector técnico. Un inconveniente es que se tengan varios mandos del mismo nivel jerárquico, por lo que deberá existir una definida división de autoridad.

Cada trabajador debe conocer su posición y sus responsabilidades durante el control del pozo. El mayor compromiso de cada uno es el de mantener líneas de comunicación directas y concisas. Existen normas ya establecidas, únicamente será necesario repasarlas.

CAPITÁN ABORDO (PLATAFORMA AUTOELEVABLE/CONTRATISTA DEL EQUIPO).- Tiene conocimiento de las operaciones del control del pozo. Notifica a los barcos de apoyo de las actividades por ejecutar. Permanece en la cabina de mando a la espera de instrucciones.

COORDINADOR OPERATIVO, SUPERINTENDENTE DE PLATAFORMA, INGENIERO DE DISEÑO E INSPECTOR TECNICO DE PERFORACION.- Cada uno tiene pleno conocimiento de la situación y secuencia de las operaciones para controlar el pozo. Permanecen en sus puestos que se hayan asignado. Mantienen comunicación directa con la unidad operativa correspondiente.

472

INGENIERO QUÍMICO DE FLUIDOS.- Es el responsable de las propiedades reológicas del lodo de perforación que será utilizado. Así como el de supervisar su preparación y acondicionamiento.

PERFORADOR .- Debe encontrarse en la consola de operación del equipo y accionar el control de las bombas de lodo durante la actividad. Organiza a su cuadrilla para la ubicación de sus puestos. Se mantiene atento a las condiciones operativas del tablero que acciona el cierre de preventores, los acumuladores y manómetros de los múltiples del tubo vertical y estrangulación (Presiones en TP y en TR).

AYUDANTE DE PERFORACIÓN CHANGO ROTARIA.- Se ubica en las presas de lodo para hacer los movimientos que se le indiquen, accionar el desgasificador, el separador lodo-gas. Recibir órdenes del Ingeniero Químico para dirigir al personal que agregue las cantidades solicitadas de productos químicos, su agitación correspondiente y estar al pendiente en determinar la densidad y viscosidad del lodo y demás propiedades.

AYUDANTES DE PERFORACION PISO ROTARIA.- Reciben instrucciones del perforador y se reparten en los lugares asignados. Ya sea para auxiliar, para abrir o cerrar una válvula manual en los múltiples de estrangulación, del tubo vertical, del arreglo de preventores o de bombas de lodo etc.

CEMENTADOR DE LA UNIDAD DE ALTA PRESION.- Se ubica en su unidad de cementación, verifica con su ayudante los movimientos de líneas hacia las conexiones superficiales del control del pozo, prueba su unidad y está a la espera de órdenes.

SUPERVISOR-OPERARIO DE MANTENIMIENTO.- Es el responsable de las unidades de combustión interna y motores eléctricos. Verificando que el suministro de fuerza y potencia se mantenga constante durante la operación. Permanece atento a recibir instrucciones.

AYUDANTES DE TRABAJOS DE PERFORACION.- Reciben instrucciones del cabo de oficios y del perforador, ubicándose en los lugares designados (Apoyar en las actividades de los ayudantes de perforación piso rotaria en la preparación y mezcla de fluidos de control etc.).

PERSONAL DE SERVICIOS.- Acuden a los lugares designados y permanecen alerta durante la operación y control del pozo.

473

110 INFORMACIÓN DE REGISTRO PREVIO

El personal técnico responsable de efectuar el control del pozo, deberá contar con todos los datos necesarios para llenar la hoja de control de brotes recabando la información siguiente:

Presiones de cierre en las tuberías (PCTP, PCTR).

Configuración del estado mecánico del pozo.

Si surgió un brote y fue cerrado el pozo, volumen ganado en presas.

Densidad del lodo original.

Densidad del fluido invasor.

Densidad del fluido de control por utilizar.

Una vez cerrado el pozo deberá evaluar lo siguiente:

¿Resisten el equipo y conexiones superficiales las presiones esperadas?

¿No será expulsada la sarta de perforación?

¿Puede controlarse por circulación a la profundidad donde quedó el extremo de la barrena?

¿Qué densidad de control es necesaria?

¿Qué método de control deberá utilizarse?

¿Qué fluido entró de la formación al pozo?

¿Puede mantenerse cerrado el pozo?

¿Se tiene el material necesario?

¿Se cuenta con el suministro de agua suficiente?

¿Qué personal adicional debe solicitarse?

¿El equipo y sus componentes es el adecuado?

¿Qué equipo adicional deberá solicitarse?

¿A quién se debe avisar?

¿Qué medidas de seguridad deben aplicarse?

CUIDADOS QUE DEBEN TENERSE:

Que la presión del pozo no rebase la fuerza ejercida con que fué probado el equipo y conexiones superficiales.

474

Si se determina por los datos calculados en la hoja de control de brotes, que el fluido invasor es gas, cuidar que la presión de fondo ejercida no rompa las tuberías de revestimiento, purgándolo (sangrar) y controlándolo por el método seleccionado.

Que el manejo de las válvulas mecánicas e hidráulicas se efectúe con cuidado para evitar roturas o fugas en tuberías o líneas; primero abrir y después cerrar.

Despejar y limpiar el área del pozo.

Vigilar que no se fume, ni se encienda fuego en el área.

Vigilar el acceso para evitar que el personal no necesario se encuentre en la localización o plataforma de perforación.

En áreas terrestres, desalojar a los habitantes de casas cercanas. En plataformas marinas enterar al personal responsable de la operación productiva de los pozos que están fluyendo en el piso de producción para que se mantengan alertas.

475

111 PLAN DE RESPUESTAS ANTICIPADAS EN ESCENARIOS PARA CONTROLAR UN POZO

Una vez obtenidos los datos citados con una hoja de control de brotes preparada, se elabora un plan de respuestas anticipadas, el cual servirá de guía durante todas las actividades de control.

Con estos conocimientos y su aplicación serán instruidos el Inspector de Técnico en Perforación, el perforador y demás participantes.

LOS ESCENARIOS QUE DEBERAN ATENDERSE SON:

1. La consola de operación del equipo.

2. Múltiples del tubo vertical y de estrangulación.

3. El arreglo de preventores instalado y los cabezales de TR´S.

4. La consola de control remoto del estrangulador hidráulico.

5. Areas de presas y bombas de lodo.

6. Otros lugares que sean designados.

Si para efectuar el control se elige el método del perforador los pasos a seguir serán:

1. Al detectar el brote, desplazar todos los fluidos de la formación por medio de la circulación directa del lodo original, manteniendo la presión del fondo igual o un poco mayor a la presión de formación.

2. Aumentar la densidad del lodo de control de las presas al valor calculado en la hoja de control de brotes.

3. Desplazar toda la columna por el lodo de control calculado, cuidando que la presión en el fondo sea igual a la prsión de formación.

CONDICIONES

Conocer la presión y el gasto de bombas en condiciones normales de operación.

Reducir la presión y gasto de bombas (consultando la hoja de control de brotes), para mantener las presiones generadas a rangos premisibles.

Mantener el gasto constante en todo el control y debe dar tiempo a reaccionar oportunamente en el manejo de las presiones.

476

112 RESPONSABILIDADES DE COMUNICACIÓN

La comunicación desempeña una función muy importante por lo que deberá insistirse que ésta se mantenga entre las personas que accionan la bomba de lodos con el que opera el estrangulador y que se hayan puesto de acuerdo previamente a cómo van a reaccionar durante a las acciones que efectúe cada uno.

Algunas cuadrillas cometen errores al tratar de circular un brote y desalojarlo a la superficie. La bomba se accionará lentamente y por etapas hasta conseguir presión y gasto establecidos, para mantener una presión constante en el fondo.

Deberán monitorearse las presiones en TP y TR para corregirlas si fuera necesario, no olvidando que la PCTR se mantenga lo más constante cuando la bomba se encuentre alcanzando su presión inicial de circulación.

No use el estrangulador como válvula de corte total de flujo, esto ocasionará daños al inserto del asiento y de la aguja. Al operar el estrangulador ajustable o hidráulico, la regla más importante es no perseguir las presiones. Con frecuencia hay un considerable lapso de tiempo entre un cambio de presión en el estrangulador y un cambio de presión registrado en el manómetro de la TP. (Lag time of thumb).

Cuando sea necesario hacer una corrección en la presión de la TP, deberá hacerse un cambio, de presión de la misma magnitud a la TR. Después espere el tiempo de respuesta, no olvide que las presiones entre TP y TR guardan una estrecha relación y alteran la presión de fondo del pozo.

La presión máxima en la TR, ocurrirá cuando el gas llegue a la superficie. Al incrementarse la presión en la TR, la densidad del lodo disminuye y no se requiere variar mucho el orificio del estrangulador. Habrá variaciones en la presión superficial al pasar por el estrangulador; las cabezadas de lodo y gas, este último que aún se encuentra en la columna de lodo actúa como una cámara de amortiguación excelente, evitando que las presiones se transmitan hacia abajo en la misma magnitud que se registra en el manómetro del espacio anular.

Es muy importante que la persona que opera el estrangulador ajustable o hidráulico, esté bien entrenada en su manejo, esto se logra en los períodos de entrenamiento de las cuadrillas.

La rutina para controlar un pozo es diferente de los otros trabajos, que es inevitable algo de confusión. La única manera para reducir este período de turbación, es por medio del adiestramiento. Las tripulaciones deben operar el estrangulador y la consola de control como un procedimiento de entrenamiento y de prueba, una vez por semana cada guardia durante el simulacro, no se requiere mucho tiempo y el costo es mínimo comparado con el riesgo involucrado durante el “ cabeceo ” de un pozo.

477

113 ORGANIZACIÓN Y EVALUACIÓN DE UN SIMULACRO

La planeación y organización de un simulacro son necesarios para enfrentar situaciones reales, así como imprevistas. Estas deben incluir las operaciones que se tienen contemplado realizar y un plan de actividades para el control de un pozo.

Con frecuencia pueden surgir complicaciones que alteren los procedimientos planeados, por lo que las cuadrillas deberán familiarizarse con las instrucciones que reciben durante el adiestramiento de simulacros.

Encontrándose el equipo o plataforma marina en una operación normal, los simulacros pueden o no anunciarse con anticipación y serán aplicados en el momento que no pongan en riesgo, la actividad que se desarrollen en el pozo.

Los criterios unifican la ejecución de los simulacros para prevención de brotes; por lo que deberán realizarse sin ninguna advertencia a la cuadrilla. La sorpresa es un elemento necesario para que ésta reaccione y actúe ante un brote real y no piense que es un simple simulacro.

Lo siguiente explica por sí mismo los tipos de instrucciones, que se necesitan y lo que el personal de supervisión debe tener presente:

a) Si el Superintendente de plataforma o Inspector técnico, acciona el estrangulador. ¿Quién y cómo se harán cada una de las demás actividades?

b) Hacer que todos los supervisores del equipo o plataforma marina participen en los simulacros. ¿Y cómo hacerles entender quién es el responsable por las diferentes acciones?

c) ¿Cómo serán manejadas las comunicaciones con los centros operativos?

d) Hacer que las cuadrillas realmente entiendan como actuar. ¿Y cómo hacerlo con seguridad?

Las cuadrillas, el equipo o plataforma de perforación son responsabilidad directa del Superintendente y el Inspector Técnico; por ley y por costumbre. Conviene concientizarse que informando a las tripulaciones oportunamente de todos los procedimientos y planes de acción se mantendrá una labor de grupo firme y confiada hasta culminar satisfactoriamente la operación.

1. SEMINARIO ANTES DEL SIMULACRO

a) Personal que debe estar presente para efectuar el simulacro de control de brotes:

Coordinador de Operación, Superintendente o Ingeniero de Diseño.

Inspector Técnico de Perforación

Inspector Técnico de Fluidos (Ingeniero Químico)

Perforador

Ayudante(s) de Perforación Chango Rotaria

478

Ayudantes de Perforación Piso Rotaria

Deberá efectuarse el simulacro con una cuadrilla una vez por semana en cada instalación, llevando un control de las operaciones efectuadas, del personal asistente y del equipo.

b) Deberán revisarse las instalaciones de acuerdo a:

El arreglo de los preventores instalados.

Condiciones de seguridad.

Condiciones de operación.

Prueba del equipo.

Decisión si se efectúa o no el simulacro; si se detecta una falla corregirla y efectuar el simulacro.

Si la operación no lo permite, dar el seminario teórico.

Centrado de la tubería en el conjunto de preventores.

2. SEMINARIO ANTES DEL CIERRE

Conocimiento general del equipo de control superficial

Datos necesarios que deben tenerse en el equipo

Longitud de la tubería que podría ser expulsada

Presión reducida de circulación.

Volumen del espacio anular

Volumen de la sarta de perforación

Desplazamiento de la bomba

Emboladas necesarias para desplazar el volumen de la sarta de perforación

Emboladas necesarias para desplazar el volumen del espacio anular

Volumen de desplazamiento de diez paradas de tubería de perforación

Densidad del lodo de perforación

Gradiente de fractura

Resistencia de las tuberías de perforación, de revestimiento y equipo superficial.

Presión de prueba del equipo y conexiones.

Presión máxima esperada.

Geometría del pozo.

479

Parte más débil de la tubería de revestimiento y equipo superficial.

Capacidad y potencia de las bombas.

Inventario de material químico y equipo.

Condiciones que impiden detectar un brote a tiempo

Densidad inadecuada del lodo de perforación

Por contaminación de fluidos de la formación o en su manejo.

Por preparación incorrecta.

Por datos erróneos de la presión de formación.

Lodo inapropiado.

Llenado inapropiado del pozo al sacar la tubería

No se repone el volumen de acero extraído del pozo

Deficiente control de volúmenes al llenar.

Efectos de sondeo y pistoneo al mover tubería.

Por velocidad excesiva al extraer tubería.

Por velocidad excesiva al introducir tubería.

Por altos valores de rompimiento de gel del lodo de perforación.

Señales de brotes o descontrol de pozos:

Variación del volumen de lodo en presas cuando se esté o no bombeando.

Disminución de la presión de bombeo y aumento en la velocidad de la bomba.

Contaminación del lodo de perforación con aceite o gas.

Flujo en línea de flote sin bombear fluidos.

Aumento de flujo en línea de flote sin aumentar el volumen bombeado.

Aumento en el peso de la sarta por disminución del lodo de perforación

Comunicación entre tuberías de revestimiento por fugas de gas o fluidos.

El pozo se llena con menos del volumen requerido.

En el caso de estar perforando, cambios en la velocidad de penetración.

3. PROCEDIMIENTO PARA EFECTUAR EL SIMULACRO

a) El Superintendente de plataforma o el Inspector Técnico escogerá a cualquier miembro de la cuadrilla, indicándole que elija una de las señales anteriormente expuestas en el seminario y que avise al perforador.

480

b) Al enterarse el perforador de la señal, de inmediato suspenderá la actividad que se esté realizando y llamará al personal a su cargo a tomar sus posiciones y efectuar el cierre del pozo lo más breve posible, el cual se hará de acuerdo a la operación que se realiza y al arreglo superficial de preventores instalado.

c) Cerrado el pozo el ITR tomará el tiempo en que se realizó la operación para fines de evaluación y lo registrará en la bitácora del equipo.

481

4. SIMULACROS DE CIERRE

a) AL ESTAR PERFORANDO:

Llamado de alerta.

Parar la rotaria y levantar la flecha para que se tenga la junta inferior arriba de la mesa rotatoria.

Parar la bomba de lodos y observar el pozo.

Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

Cerrar el preventor de arietes superior o anular.

Cerrar el estrangulador o válvula de control cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie.

Registrar presiones estabilizadas en la tubería de perforación y revestimiento.

Una vez cerrado el pozo, se debe proceder a lo siguiente:

Medir el incremento de volumen de lodo en presas.

Determinar la densidad del lodo de las presas.

Observar el conjunto de preventores, múltiple de estrangulación, línea de flote y líneas de descarga para localizar posibles fugas.

Verificar la presión en la unidad acumuladora.

Verificar el funcionamiento de los matachispas de los motores.

b) AL ESTAR METIENDO O SACANDO TUBERÍA DE PERFORACIÓN

Llamado de alerta.

Suspender la operación de viaje, dejando una junta arriba de la mesa rotatoria.

Sentar la TP en sus cuñas.

Instalar la válvula de seguridad abierta.

Cerrar la válvula de seguridad.

Suspender la sarta del elevador.

Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

Cerrar el preventor de arietes superior.

Cerrar el estrangulador o válvula de control cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie.

Registrar la presión en la tubería de revestimiento estabilizada.

482

Una vez cerrado el pozo, se debe proceder a lo siguiente:

Medir el incremento en volumen del lodo en presas.

Determinar la densidad de lodo en presas.

Observar el conjunto de preventores, múltiple de estrangulación, línea de flote y líneas de descarga para localizar posibles fugas.

Verificar la presión en la unidad acumuladora.

Verificar el funcionamiento de los matachispas de los motores.

c) AL ESTAR METIENDO O SACANDO HERRAMIENTA

Llamado de alerta.

Suspender la operación de viaje dejando una junta sobre la mesa rotatoria.

Colocar cuñas e instalar el collarín.

Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

Instalar el sustituto de enlace de la tubería a la herramienta.

Colocar y bajar el tubo de perforación o una lingada y sentarla en las cuñas.

Instalar la válvula de seguridad abierta.

Cerrar la válvula de seguridad.

Suspender la sarta en el elevador.

Cerrar el preventor de arietes superior.

Cerrar el estrangulador o válvula de control cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie.

Registrar la presión estabilizada en la tubería de revestimiento.

Una vez cerrado el pozo proceder a lo siguiente:

Medir el incremento en volumen del lodo en presa.s

Determinar la densidad de lodo en presas.

Observar el conjunto de preventores, múltiple de estrangulación, para localizar posibles fugas.

Verificar la presión en la unidad acumuladora.

Verificar el funcionamiento de los matachispas de los motores.

d) SIMULACRO AL NO TENER TUBERIA DENTRO DEL POZO

Cuando no se tenga tubería o herramienta dentro del pozo y cuando sólo se tenga una lingada de herramienta dentro de él, deberá tratarse como el mismo caso.

483

Para ello, la lingada de herramienta deberá ser extraída antes de realizar el procedimiento siguiente:

Llamado de alerta.

Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

Cerrar el preventor con arietes ciegos o de corte.

Cerrar el estrangulador o la válvula de control cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie.

Registrar la presión estabilizada en la tubería de revestimiento.

Una vez cerrado el pozo se debe proceder a lo siguiente:

Medir el incremento en volumen del lodo en presas.

Determinar la densidad del lodo en presas.

Observar el conjunto de preventores, múltiple de estrangulación, línea de flote y líneas de descarga para localizar posibles fugas.

Verificar la presión en la unidad acumuladora.

Verificar el funcionamiento de los matachispas de los motores.

5. SEMINARIO DESPUÉS DEL CIERRE

a. Al término del cierre, el Superintendente o el ITR reunirá al personal y evaluará la operación hablando con los trabajadores correspondientes, de los sucesos que haya observado irregulares; haciéndoles ver la importancia de esta actividad para que en el futuro lo respondan con mayor prontitud, ya que el objetivo es SIMULAR UNA CONDICION REAL que pueda suceder en el pozo.

b. Deberán restituirse a condiciones normales de operación el equipo de control superficial.

Abra el pozo hacia la presa de asentamiento, observando que no existan presiones confinadas.

Abra el preventor de arietes.

Cierre la válvula hidráulica y las válvulas de operación en las líneas de matar o estrangular.

Si el simulacro se hizo al efectuar un viaje, desconecte la válvula de seguridad y continúe con la operación.

Si fué necesario desconectar la flecha, conéctela nuevamente y continúe con la operación que realizaba antes del simulacro.

Cerciórese de que las válvulas en todo el arreglo queden en posición normal de operación.

484

114 CRITERIOS DE CALIFICACIÓN AL EQUIPO DE CONTROL SUPERFICIAL

Para obtener una evaluación eficaz y segura en los equipos de control superficial y normalizar los criterios a nivel UPMP con respecto a una calificación, que nos indique el correcto empleo del control primario y secundario, se establece lo siguiente:

1. EVENTOS A CONSIDERAR

a) Instalación y localización del equipo de control superficial secundario.

b) Cumplimiento y registro de las pruebas del equipo de control superficial.

c) Cumplimiento y registro de simulacros efectuados y tiempo mínimo en las operaciones de cierre, evaluación de las alternativas de acción para el control del pozo.

d) Condiciones y tratamiento del lodo de perforación.

2. NORMAS DE PUNTUACION

Se revisará la plataforma marina de perforación o el equipo terrestre de acuerdo al tipo de arreglo que le corresponda, y el conjunto de válvulas deberán estar en posición normal.

a) Instalación y localización del equipo.

Cuando se detecta una falla se restará a la puntuación que corresponda al accesorio.

b) Cumplimiento y registro de pruebas.

Las pruebas deben realizarse de acuerdo a los formatos establecidos y no contarán aquellas en los cuales el formato no esté bien elaborado.

Se deberá llevar un registro de pruebas para efectos de puntuación.

La calificación será contabilizada de los datos obtenidos del:

Registro de pruebas 50 Puntos

Conjunto de preventores 50 Puntos

Múltiple del tubo vertical 5 Puntos

Manguera vibratoria 2.5 Puntos

Línea de llenar 2.5 Puntos

Válvulas de flecha y seguridad 10 Puntos

Líneas de matar 5 Puntos

Válvulas del carrete de control 10 Puntos

Líneas de desfogue 5 Puntos

Múltiple de estrangulación 5 Puntos

Líneas de quemar 2.5 Puntos

Separador gas-lodo 2.5 Puntos

TOTAL 100 Puntos

485

Cumplimiento 50 Puntos

En caso de no realizar la prueba de un accesorio se descontarán cinco puntos por accesorio y cuando la prueba no se realice se descontarán diez puntos; por falta de registro de una prueba se descontarán diez puntos.

c) CUMPLIMIENTO Y REGISTRO DE SIMULACROS

1. Señales de brotes 25 Puntos

Se seleccionará a un miembro de la cuadrilla al cual se le preguntará cuales son las señales de brotes, descontándole cinco puntos por cada error cometido.

2. Procedimiento de cierre 25 Puntos

Se seleccionará dentro de las categorías de Ayudante de Perforación Chango, el perforador o el Inspector Técnico, a un elemento para que responda cual es el procedimiento de cierre de acuerdo a la operación realizada descontándole cinco puntos por error cometido.

3. Se efectuará el simulacro de cierre, totalizando el tiempo en que se realizó (La duración máxima será de tres minutos), la evaluación después del cierre y el control por el Método del Perforador.

Tiempo de cierre máximo (tres minutos) 100 Puntos

Evaluación después del cierre 25 Puntos

Control por el Método del Perforador 25 Puntos

Si el tiempo de cierre se hace después de tres minutos, se descontará 25 puntos por minuto adicional.

Se efectuarán cinco preguntas sobre las acciones que deben seguirse después del cierre, cada pregunta vale cinco puntos.

En caso de tener errores a controlar por el método del perforador, se descontarán cinco puntos por error.

d) CONDICIONES Y TRATAMIENTO DEL LODO DE PERFORACIÓN

Se hará de acuerdo a:

Densidad adecuada del lodo 60 Puntos

Viscosidad adecuada 10 Puntos

Volumen adecuado 20 Puntos

Condiciones reológicas adecuadas

10 Puntos

486

3. PUNTUACION TOTAL Y MOTIVACIONES

Se sumarán los puntos obtenidos durante un año y se dividirán entre el número de simulacros realizados, obteniéndose con esto el promedio; con lo anterior se seleccionará al Inspector Técnico, el Perforador y su cuadrilla que obtuviera la máxima calificación, estableciéndose los tres primeros lugares en sectores pequeños y los seis primeros lugares en cabeceras de las unidades operativas.

MODULO XIV

TECNICA DE STRIPPING

ÍINDICE

1. INTRODUCIR TUBERIA A PRESION .............................................................................................................. 487

2. OPERACION DE DESLIZAMIENTO DE TUBERIA (STRIPPING) ......................................................... 491

3. DETERMINACION DE LA FUERZA ASCENDENTE . ......................................................................... 495

487

115 INTRODUCIR TUBERIA A PRESION

Se utiliza esta técnica para resolver problemas en pozos de alta presión para llevar a cabo su control. Este puede presentarse en dos condiciones diferentes:

a) Con el aparejo de producción y árbol de válvulas instalado

b) Al originarse un brote durante las operaciones de perforación, de una terminación o reparación de un pozo

Cuando el brote suceda en alguna etapa de la perforación y de acuerdo a su magnitud; de inmediato se analizará la tiuación para resolver si es factible ejecutar las siguientes operaciones con el mismo equipo y el arreglo de preventores instalado en el pozo.

El método consiste en el forzamiento bajo condiciones de presión de una tubería de menor diámetro dentro de otra de mayor tamaño, tramo por tramo; hasta llegar a la profundidad programada para efectuar el control.

Para llevar a cabo lo anterior se usa una Unidad Snubbing que la construyen varios accesorios para formar un conjunto y operar con todas las medidas de seguridad necesarias.

Al cerrar un pozo después de ocurrido un brote, la presión del intervalo productor o del yacimiento actuará sobre el área de la tubería ejerciendo una fuerza ascendente, la cual deberá ser contrarrestada por el peso de la sarta de trabajo de producción para evitar que esta sea expulsada fuera del pozo.

Esta condición puede presentarse al sacar tubería demasiado rápido, provocando un efecto de sondeo o debido a un llenado inapropiado, suscitándose el brote cuando hay poca tubería en el pozo.

A esta profundidad, la densidad para su control puede ser muy alta que ningún método que se pretenda aplicar permitirá operar con seguridad dentro de los rangos prácticas de presiones; por lo que se deberá introducir tubería a mayor profundidad, manteniendo la presión en superficie registrada para evitar un flujo adicional de la formación.

El procedimiento de control bajo estas circunstancias será el de “deslizar” o “introducir tubería a presión” dentro del pozo con el preventor cerrado.

SNUBBING Y STRIPPING .- Son dos conceptos diferentes

a. Introducir tubería a presión (SNUBBING).- Si la fuerza resultante (ascendente) ejercida por la presión del brote que actúa en las superficies de la sarta de tubería es mayor que el peso de la misma, entonces la tubería debe introducirse o sacarse bajo las condiciones de presión que tengan el pozo.

488

Dicho de otra manera, cuando el peso de la tubería es menor que la fuerza ascendente se necesita introducir tubería forzándola a pozo cerrado. Se le conoce como Técnica Snubbing

b. Deslizar tubería a presión (STRIPPING).- Si el peso de la sarta de tubería que quedó al momento de cubrir el brote, es mayor que la fuerza ascendente (ya descrita), se aplicará la Técnica Stripping lo que significa aprovechar el peso de la TP y deslizar a pozo cerrado.

El objeto de cada uno de estas técnicas es introducir la tubería hasta la profundidad programada para controlar el pozo con circulación directa y volver a recuperar el control primario.

PLANEACION DE LAS ACTIVIDADES

En cualquier tipo de operación, mayormente tratándose de situaciones especiales, cuando se busca seguridad y eficiencia, es necesario planear cuidadosamente todas las actividades que se desarrollarán en la cuales deben incorporarse y determinarse los siguientes factores:

1. Estado mecánico del pozo

2. Gradiente de fractura

3. Presión del yacimiento

4. Densidad del lodo

5. Altura e intensidad del brote

6. Presión máxima permisible en superficie

7. Elaboración del programa

Deben considerarse también posibles problemas como son:

a) Migración del gas

b) Pérdida de circulación

c) Fracturas de la formación

d) Presión interna de la TR

Debe formularse un plan de contingencia para todos los eventos y algunos específicos para tomar las decisiones que en ellos se indiquen. El sistema de radiocomunicación entre todo el personal involucrado en la operación es muy importante, a la cabeza debe estar un especialista al comando de todos los eventos que se estén llevando a cabo.

489

CONDICIONES

Para definir que tipo de operaciones se realizara (Snubbing o Stripping), es necesario calcular la fuerza ascendente y el peso de la sarta, además de otras consideraciones técnicas que el personal especializado deberá determinar.

La técnica a usarse estará basada en la presión superficial registrada, la longitud de la tubería y sus diámetros de juntas a ser introducida dentro del pozo, manteniendo una presión de fondo constante.

Usando las fórmulas siguientes se calcula la fuerza ascendente

FASC = PCTR x A x 6.45

FASC = PCTR x D² x 5.08 Donde:

FASC = Fuerza ascendente (kg)

PCTR = Presión de cierre en TR (kg/cm²)

A = Area de la tubería donde está cerrado el preventor (pg²)

D = Diámetro de la tubería donde está cerrado el preventor (pg)

6.45 y 5.08 = Constantes para obtener FASC en kg.

Para el funcionamiento y operación de la unidad Snubbing, la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos tiene personal técnico capaz y eficiente para efectuar la actividad. En el ámbito internacional existen compañías especializadas en estos trabajos. (Otis, Red Adair-Cudd Pressure, Franklin and Abel, etc)

490

DESCRIPCION DE LA REGULACION HIDRAULICA QUE ACCIONA LA UNIDAD SNUBBING

Las fuerzas de inserción y levantamiento de un equipo snubbing hidráulico las produce un sistema de dos o cuatro gatos (cilindros) hidráulicos situados simétricamente alrededor de una línea central de la unidad. Los gatos están configurados de tal forma que cuando se aplica una fuerza de inserción, los cilindros son presionados por el lado del pistón y al aplicar una fuerza de levantamiento, los cilindros son presionados por el lado opuesto. Algunas unidades snubbing tienen gatos que pueden operar en el “modo regenerativo” (doblar la velocidad de levantamiento), lo cual significa que el aceite hidráulico arriba del pistón es dirigido al cilindro abajo del pistón, aumentando de esta manera el suministro del paquete de potencia. Hay sistemas hidráulicos que operan a 211 y 352 kg/cm² (3,000 y 5,000 lb/pg²) de presión de trabajo.

1. GATOS HIDRAULICOS

2. CANASTILLAS DE TRABAJO

3. CUÑAS VIAJERAS

4. CUÑAS ESTACIONARIAS

5. VENTANA

6. CAMARA DE IGUALACION

7. SOPORTE DE LAVE HIDRAULICA

8. GUIA TELESCOPICA

9. ROTARIA

10. CONTRABALANCE

11. MASTIL TELESCOPICO

12. GUIA DE LA VENTANA

13. ELEMENTO ENJUAGADOR

14. LINEA DE VENTILACION

15. LINEA DE ESTRANGULAR

491

FIG.1 UNIDAD SNUBBING

116 OPERACION DE DESLIZAMIENTO DE TUBERIA (STRIPPING)

El propósito básico para realizar operaciones de deslizamiento de tubería bajo presión del pozo, es la de bajar el extremo de la sarta a una profundidad que haga más fácil la operación de control del pozo bajo condiciones de utilizar menor densidad en el fluido de control, evitando con ello dañar la formación o las TR´s del pozo. Muchas ventajas se logran bajando la sarta hasta la profundidad de origen del brote, por ejemplo resulta más económico el control del pozo, menor contaminación ambiental, menos pérdida de tiempo, etc.

El realizar una operación de deslizamiento de tubería a través del conjunto de preventores (preventor anular) quiere decir que la tripulación del pozo es sorprendida por el brote al momento de sacar o meter tubería. Por tal motivo y principalmente para operaciones de perforación, la tripulación deberá estar preparada para realizar esta operación de manera segura, ya que representa deslizar la tubería obturada en su parte interna a través del preventor anular hasta alcanzar una profundidad de control del pozo. Esta operación requiere de entrenamiento y al realizarse de manera real se podrá asegurar su capacitación.

Datos estadísticos indican que en la ocurrencia de brotes; el 70% sucede viajando, 25% perforando y el 5% cuando no se tiene tubería dentro del pozo.

Podremos realizar el deslizamiento de tubería cuando estemos seguros de calcular el cierre del pozo y estar viajando: el valor de la fuerza ascendente (presión del pozo actuando sobre la tubería) deberá ser menor que la fuerza actuando hacia abajo; es decir el peso de la sarta.

Para realizar operaciones de deslizar tubería con presión del pozo se requiere considerar:

Que el volumen del cuerpo que se está metiendo al pozo (volumen de la tubería obturada internamente) debe ser purgado a la misma velocidad y cantidad equivalente al mismo volumen de tubería.

Si esto se logra controlar se estará aplicando una presión constante en el fondo del pozo.

La operación de deslizamiento de tubería (stripping) se logra haciendo pasar el cuerpo de la tubería y las juntas a través del preventor anular de manera de realizar un buen sello con el elemento hule de dicho preventor. Por ser el tubo de perforación de forma irregular en sus extremos (otras dimensiones) se ajusta la presión de operación del preventor anular a que selle frente al cuerpo de la tubería permitiendo una leve fuga; alcanzado este valor, se le agregan 3.5 kg/cm² y obteniéndose una mayor vida del elemento de hule del preventor y el paso de las juntas para no estar haciendo adecuaciones de regulación de presión. Se recomienda agregar un lubricante arriba del preventor como aceite o grasa para proteger el

492

cuerpo del tubo al momento de pasar por el elemento del preventor anular. Mantener una presión en 7.5 kg/cm² arriba de la registrada en la TR, purgando los volúmenes a través del múltiple de estrangulación.

Si se presenta un brote de gas es importante considerar su migración, expansión y control con el manejo del estrangulador

Deslizar la tubería a régimen continuo y uniforme

Si las juntas tienen bastante resalto (diámetros mucho mayores que la tubería) se tendrá que realizar ajuste de presiones al paso de las juntas.

Llenar la TP cada 3 lingadas con el lodo de control

Como ejemplo si se está deslizando tubería de 4 ½ pg de perforación de 20 lb/pie cuyo desplazamiento es de 10.26 lt/m (sin estimar juntas) quiere decir que al bajar una lingada de 28 m, se acumularán 288 lt en el tanque de viajes y corresponderán también a mantener la presión de control en la TR.

CALCULOS RELATIVOS A VOLUMENES Y PRESIONES PURGADOS PARA UN VALOR DADO DE LINGADAS A BAJAR DENTRO DEL POZO.

1. Calcule la máxima presión permisible en espacio anular para evitar el fracturamiento

2. Calcule la máxima presión permisible en E.A. (cuando se suspenda la introducción de la TP) y circule una porción de la burbuja fuera del pozo

3. Calcule el volumen de desplazamiento por cada lingada de tubería deslizada dentro del pozo

116.1.1.1 Vol. despl/ling = Cap. TP + Despl. TP x Long. prom. ling = It/m

MAX. PRES. PERM. E.A. FRACT = (DENS. EQ. GOTEO - DENS.ACTUAL) PROF. ZAPATA

MAX. PRES. PERM. E.A. (CIRC) = MAX. PRES. E.A. FRACT X 0.8

NOTA: SI LA PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (ZAPATA) ESTÁ MAS CERCA O ES MENOR QUE EL 33% DE LA PROFUNDIDAD TOTAL DEL POZO, USE EL FACTOR 0.5 PARA CALCULAR LA MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE DEL ESPACIO ANULAR CIRCULANDO

493

4. Construya una tabla o grafique la cantidad de lingadas introducidas, contra la presión de cierre en la tubería de revestimiento, como la que se muestra a continuación:

5. Ajuste la presión de cierre del preventor anular para deslizar tubería de perforación. Consulte las tablas o gráficas del manual para la presión de cierre apropiada, según la marca del preventor.

6. Si se mantiene el estrangulador cerrado y se desliza lentamente la primera lingada dentro del pozo, la presión de cierre en la TR se incrementa por el volumen de acero introducido.

7. Permita un factor de seguridad de 50 a 100 Ib/pg². Purgue lodo del pozo hasta que la PCTR quede al valor establecido.

8. Mantenga el estrangulador cerrado. Introduzca lentamente (deslizando) otra lingada.

9. Purgue un volumen igual a los bl/ling calculados por cada lingada introducida al pozo.

LINGADA PCTR bl

0 500 0

1 550 0.3

2 550 2.3

3 550 2.3

4 550 2.3

5 550 2.3

6 700 2.3bl/ling = 2.3 bl Max. Pres. E.A. Frac. = 1,250 lb/pg²

Max. Pres. E.A.Circ. = 1,000 lb/pg²

NOTA: 50 lb/pg² ES EL FACTOR DE SEGURIDAD MANTENIDO RESULTADO

DE LA INTRODUCCIÓN DE LA PARADA NUMERO UNO

Valor establecido = PCTR + Factor de Seguridad

OBSERVACIONES:

SI LA PCTR VUELVE A SU VALOR ORIGINAL, ES SEÑAL DE QUE EN EL FONDO DEL AGUJERO NO HA ENTRADO OTRA BURBUJA.

SI LA PCTR ES MENOR QUE EL VALOR ORIGINAL, PROBABLEMENTE EXISTA PERDIDA DE FLUIDOS.

SI LA PCTR ES LIGERAMENTE MAYOR QUE EL VALOR ORIGINAL, PUEDE ESTAR OCURRIENDO LA MIGRACIÓN DE GAS.

SI LA PCTR SE INCREMENTA BRUSCAMENTE ES INDICADOR DE QUE HA ENTRADO OTRA BURBUJA EN EL FONDO DEL AGUJERO.

TABLA 16

494

10. Introduzca la tubería hasta que alcance la máxima presión permisible para evitar el fructuramiento o que la barrena llegue al fondo.

11. Use el procedimiento para circular el brote con densidad original, hasta desalojar el fluido invasor del pozo.

Desplazamiento de tubería (stripping) con y sin control volumétrico.

Deslizar la tubería a través del preventor anular significa agregar volumen al pozo, por tal motivo habría que purgar un volumen equivalente al volumen del acero que se esta introduciendo.

Esto significa que volumètricamente la presión a controlar en el espacio anular se mantendrá, siempre y cuando se purgue el volumen con la rapidez con que se esta introduciendo la tubería para no incrementar o disminuir la presión en la TR.

Otro método de control para deslizar tubería bajo condiciones de presión del pozo, es el de controlar solamente la presión en TR purgando los volúmenes necesarios a través del estrangulador a fin de mantener constante la presión.

PRECAUCION:

SI LA PCTR SE INCREMENTA HASTA EL VALOR DE MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE, PARA EVITAR EL FRACTURAMIENTO ANTES QUE LA BARRENA LLEGUE AL FONDO:

SUSPENDA EL DESLIZAMIENTO DE LA TUBERÍA

CIRCULE LA PORCIÓN DE FLUIDO INVASOR FUERA DEL POZO CON LODO DE

DENSIDAD ORIGINAL.

CUANDO LA PORCIÓN DEL FLUIDO INVASOR SE DESALOJE Y LA PCTR SE REDUZCA SIGNIFICATIVAMENTE, SUSPENDA LA CIRCULACION Y DESLICE LA

TUBERÍA HASTA QUE SE ALCANCE LA MAXIMA PRESION PERMISIBLE O SE

LLEGUE AL FONDO.

495

117 DETERMINACION DE LA FUERZA ASCENDENTE DE LA TUBERIA EN FUNCION DEL PESO DE LA SARTA.

De vital importancia para el cierre de un pozo, es que usted conozca la cantidad de tubería que tenga en su interior, el fluido de control utilizado y la presión que llegará a alcanzar durante algún movimiento de tubería.

Si el pozo no tiene la cantidad de tubería que proporcione el peso necesario para evitar que no sea expulsada; deberá extremar los cuidados para que esto no suceda.

Uno de los procedimientos inmediatos al brote es sujetarla con el preventor, poniendo el siguiente cople o junta de tubería en contacto con los arietes. Para cuando usted maneje este criterio, se presenta el siguiente ejemplo.

EJEMPLO

El brote ocurrió al estar sacando el aparejo de producción a 400m, aplicando el procedimiento de cierre, colocando la válvula de seguridad en la TP y cerrándose posteriormente. Manifestando el intervalo disparado la presión que indica el estado mecánico del pozo (100 kg/cm²) ejercida a la altura del empacador.

Calcular lo siguiente:

1. El peso de la sarta en el aire (Pta) y sumergida dentro del fluido (Ptf).

2. La fuerza de expulsión (F) de acuerdo a su presión

SOLUCIONES

FIG. 2 ESTADO MECANICO

TP

3 ½ pg

9.3 lb x pie

496

1. Para calcular el peso de la tubería en el aire, se utiliza el factor 1.49 para convertir lb/pie a kg/m y el resultado multiplicarlo por 400 m, que es la profundidad (L), a la cual se tiene el extremo del empacador.

Pta = (Ptp x 1.49)

Donde:

Pta = Peso de la tubería en el aire (kg)

Ptp = Peso unitario de la tubería en el aire (lb/pie)

1.49 = Constante de conversión

L = Profundidad (m)

Sustituyendo obtendremos

Pta = (9.3 x 1.49) x 400

Recuerde que la fórmula para calcular el peso de una tubería sumergida en un fluido es:

donde:

Ptf = Peso de la tubería sumergida (kg)

Df = Densidad del fluido de control (gr/cm³ )

Dm = Densidad del acero (gr/cm³)

1 = Constante

Sustituyendo valores tendremos:

Obteniendo el peso de la tubería dentro del pozo, procederemos a calcular el valor de la fuerza o empuje de la formación, para lo cual se empleara la formula:

F = P x A

Pta = 5,543 kg

DfPtf = (1 -

Dm)

1.10Ptf = 5,543 (1 -

7.85) = 5,543 x 0.859

Pft = 4,761 kg

497

Donde

F = Fuerza en kg

P = Presión en kg/cm²

A = Area en pg² = 0.7854 x 6.452 x (d1²) en cm²

D1 = Diámetro exterior de TP en pg

Sustituyendo valores tendremos:

F = 100 0.7854 x 6.452 (3.5²) = 100 x 62.07

De los cálculos obtenidos se observará que el peso de la sarta de tubería dentro del pozo es de 4,761 kg y la fuerza que ejerce la formación a la altura donde se encuentra el empacador es de 6,207 kg.

La resultante es que la tubería será expulsada si ésta no es anclada correctamente. Recuerde que si usted maneja gas, deberá tener en cuenta dos aspectos importantes:

A) La rotura de la TR o las conexiones superficiales descritas anteriormente.

B) El valor de la presión de fractura de la formación.

Con los conceptos anteriores, estará en condiciones de efectuar el cierre de un pozo, determinar inmediatamente la densidad reducida del fluido de control; la altura que cubrió el fluido invasor; la densidad del fluido invasor. Y dependiendo el estado mecánico del pozo, calcular la fuerza de empuje de la formación y su presión de fractura (ruptura) por medio de las tres formas descritas; así como los materiales químicos para agregar y operar el control superficial de acuerdo a las presiones esperadas.

FIG. 3 STRIPPING - FUERZAS ACTUANDO SOBRE LA SARTA

F = 6,207 kg

498

MODULO XV

RAZONES PARA EFECTUAR OPERACIONES DE TERMINACION Y MANTENIMIENTO DE POZOS

I N D I C E

1 INTRODUCCION ...................................................................................................................................................... 499

2 DESCRIPCION DE OPERACIONES DE TERMINACION DE POZOS .................................................. 500

3 TIPOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN .................................................................................................... 504

4 DESCRIPCION DE LAS OPERACIONES EN MANTENIMIENTO A LOS POZOS .......................... 509

5 RAZONES PARA EFECTUAR LAS OPERACIONES DE MANTENIMIENTO A LOS POZOS....... 511

6 RAZONES PARA EFECTUAR OPERACIONES DE REPARACIONES MENORES: .......................... 516

499

118 INTRODUCCION

Después de la perforación y el revestido de un pozo para culminar el objetivo y programa, se entra a la etapa de su terminación, la cual en función de las estructuras productoras se determinará que tipo de aparejo de producción será introducido para hacerlo producir.

Los tipos de terminaciones se diseñan según las aplicaciones y pozos en cada región petrolera de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos en el sistema.

Cada pozo en el transcurso de su etapa productora, requiere del mantenimiento constante por las razones que amerite su intervención.

Algunas operaciones de terminación y mantenimiento a los pozos enfrentan el hecho de que en cualquier momento puede presentarse un brote.

De ahí que resulte importante insistir que las cuadrillas de trabajos estén bien entrenadas y reafirmen los conceptos de presión en sus diferentes modalidades, se identifiquen con la geometría del pozo, los accesorios introducidos y las posibles dificultades que enfrentarán antes y durante las actividades de trabajo.

La economía y el análisis del pozo determinará las operaciones de reacondicionamiento. Siempre deberá tener usted presente, que un pozo aunque deje de producir no debe considerarse como “muerto”. Los expedientes petroleros señalan casos de pozos supuestamente agotados que surgieron y brotaron durante su terminación o reparación.

500

119 DESCRIPCION DE OPERACIONES DE TERMINACION DE POZOS

Para iniciar la etapa de producción de un pozo, se efectúan una serie de operaciones que constituyen su terminación, la cual puede ser exploratoria en el caso de yacimientos nuevos o de desarrollo en yacimientos conocidos.

Básicamente una terminación consiste en establecer en forma controlada y segura la comunicación entre el yacimiento y la superficie, cuidando de proteger la tubería de revestimiento que representa la vida del pozo, aprovechando así óptimamente la energía de la estructura productora.

Un buen trabajo de terminación deberá respetar todas la reglamentaciones de gobierno terrestre y marinas, que su programa sea seguro, presente la menor cantidad de restricciones posible a los fluidos producidos, sea económico, libre de problemas y requiera el mínimo trabajo de mantenimiento durante la vida útil de un intervalo productor.

Con la finalidad de definir los conceptos utilizados para clasificar los pozos terminados y permitir un rápida comprensión, en Petróleos Mexicanos Exploración y Producción, se efectuó una revisión amplia y profunda al respecto, tomando como referencia el sistema propuesto por Frederic H. Lahec y fue complementada por la experiencia del personal de Ingeniería de Diseños establecidos en cada región del sistema petrolero.

Existen dos clases de terminación:

TERMINACION EXPLORATORIA (T.E.).

Se le denomina así al acondicionamiento del primer pozo perforado en una nueva estructura posible productora de hidrocarburos.

Están ubicados fuera de los límites de yacimientos desarrollados o en desarrollo, tal como estos sean conocidos al momento de iniciarse la terminación o bien, previo a su profundización o desviación del pozo dentro de los límites conocidos de un yacimiento, con el objetivo de localizar nuevas estructuras de interés abajo o arriba del intervalo productor.

TERMINACION DE DESARROLLO (T.D.).

SE ENTIENDE POR TERMINACION DE UN POZO PETROLERO A LAS ACTIVIDADES ENCAMINADAS A EXPLOTAR LOS YACIMIENTOS, A TRAVES DE LAS TUBERIAS DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACION CONTANDO CON LA INTRODUCCION, ANCLAJE Y EMPACAMIENTO DEL APAREJO DE PRODUCCION PARA DEJARLO PRODUCIENDO POR EL METODO MAS CONVENIENTE.

501

Es la preparación de los demás pozo perforados a diferentes profundidades (después del primero), en una nueva estructura o en otras ya probadas, productoras de aceite y gas.

Se localizan dentro de los límites de un yacimiento productor, tal como esos límites sean conocidos en el momento en que se inicio la actividad, siendo el objetivo terminar el pozo en el horizonte productor programado.

Pueden presentarse variantes, como son los pozos delimitadores que en una fase de terminación sirven para definir los límites de un yacimiento de hidrocarburos.

TERMINACION DE POZO INYECTOR

Es el pozo que se termina con el objetivo de inyectar fluidos a la formación productora para mantener el yacimiento, y por lo tanto, el ritmo de explotación. Los fluidos que se inyectan pueden ser agua, gas, vapor o nitrógeno para cumplir los procesos de recuperación secundaria.

Para llevar a cabo esta operación, incluyen una serie de actividades que consistirán principalmente en:

Asegurar el control del pozo.

Verificar las condiciones de las tuberías de revestimiento y corrección en caso de falla.

Introducción del aparejo de producción o inyección.

Instalar y probar el sistema superficial de control (árbol de válvulas y accesorios).

Disparar el o los intervalos a explotar para comunicar el yacimiento al pozo.

Efectuar las pruebas de producción o inyección, según sea el caso, incluyendo estimulaciones o inducciones.

Las terminaciones pueden llevarse a cabo en diversas formas, como es el producir directamente a pozo abierto o tan complicadas como actualmente se hacen en otros países, que es a través de terminaciones simultáneas en pozos multilaterales o distintas profundidades o ubicaciones en tierra o costafuera.

502

TERMINACION EN AGUJERO ABIERTO

Es un terminación simple que se efectúa solamente en yacimientos con una zona productora donde el intervalo saturado de aceite y gas es demasiado grande; se efectúan en formación calizas.

El procedimiento consiste en introducir y cementar la TR de explotación arriba de la zona de interés, continuar con la perforación del tramo productor y preparar el pozo para su explotación.

Este tipo elimina el costo de disparar el tramo productor, aunque puedan requerirse en pozos con baja permeabilidad para aumentar el área de flujo.

Como ventajas permite empacar con grava o profundizar el pozo; no es crítica la correlación de registro eléctricos de la zona productora; además puede introducirse una TP corta (liner) si la producción de arena u otros factores tuvieran que ser considerados.

La desventajas son limpiezas constantes del agujero si la formación no es consolidada; se dificultan los tratamientos; la TR estará expuesta a problemas de corrosión; será difícil de controlar la producción del agua salada; se dificultarán las estimulaciones en un área.

FIG. 1 TERMINACION EN AGUJERO

ABIERTO

CEMENTO

TR.

EXPLOTACION

503

TERMINACION CON T.R. PERFORADA

Actualmente es el mejor procedimiento para terminar un pozo, ya que ofrece mayores posibilidad para efectuar reparaciones subsecuentes a los intervalos productores. Pueden probarse indistintamente algunas zonas de interés y explotar varias al mismo tiempo.

Las figuras muestran la perforación de los disparos productores que se efectúan en las paredes de las tuberías de revestimientos de explotación convencionales y cortas (liners), por medio de pistolas de chorro de distintos tipos, accionadas con equipos electromagnéticos de servicio a pozos, ajustando las profundidades con registros especiales.

FIG. 2 TERMINACION CON T.R. FIG. 3 TERMINACION CON T.R. PERFORADA PERFORADA EN LINER EN TUBERIAS DE

EXPLOTACION

La planeación del pozo consiste en seleccionar un diseño adecuado de tuberías de revestimiento que se introducen y cementan, de acuerdo con el programa elaborado para cubrir las profundidades de los tramos productores. Posteriormente se termina el pozo con el aparejo de producción seleccionado para su explotación, como los que a continuación se describen:

Diseños actualizados de terminación para incluir los mandarán cada una de las divisiones (Típicos = 3)

TR.

EXPLOTACION

T.R. CORTA

(LINER)

DISPAROS

PRODUCTORES

P.I.

TR.

EXPLOTACION

CEMENTO

DISPAROS

PRODUCTORES

P.I.

504

120 TIPOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN

Existen muchos tipos de diseños de aparejo que se utilizan en los regiones petroleras, las variantes se tendrán en función de las necesidades específicas del lugar, para que se operen en pozos revestidos y sean explotados racionalmente los hidrocarburos de las formaciones productoras por medio de los intervalos abiertos y los fluidos aportados lleguen a la superficie.

A. APAREJO SENCILLO FLUYENTE

Están sujetos a las condiciones de flujo de los intervalos productores, a los estados mecánicos de los pozos y la necesidad de explotación por demanda.

Su distribución lo compone un empacador permanente, niple de sellos y tope localizador (o semi-permanente/recuperable), una válvula de circulación, un niple de asiento, tubería de producción y una válvula de seguridad subsuperficial (de tormenta) para pozos marítimos (costafuera).

1

SE DENOMINAN APAREJOS DE PRODUCCION AL CONJUNTO DE ACCESORIOS QUE SE

INTRODUCEN AL POZO CON LAS TUBERIAS DE PRODUCCION SELECCIONADAS.

VALVULA DE

TORMENTA

NIPLE DE

ASIENTO

TOPE

LOCALIZADOR

VALVULA DE

CIRCULACION

NIPLE D.F.

SELLOS

EMPACADOR

PPI

505

B. APAREJO SENCILLO BOMBEO NEUMATICO

Al definirse las condiciones del intervalo productor y se requiera de un fuerza adicional para sacar el aceite a la superficie, se agregan al aparejo válvulas para inyección de gas (GAS-LIFT).

EL gas se inyecta por el interior de la TR y a través de las válvulas entra a la TP para impulsar el aceite. Puede inyectarse a flujo intermitente o flujo contínuo, utilizando dispositivos de medición y de tiempo para determinar el flujo y cantidad de gas al interior de la TR.

El método de inyección de gas dependerá de varios factores: la altura que alcanza el aceite dentro de la TP; la presión y empuje del yacimiento, la permeabilidad de la formación y la características de los hidrocarburos.

En la región Sur operan algunos pozos que tienen aparejo de bombeo neumático a alta presión (BNAMP), y es el personal de ingenieria de Diseño quian analiza los antecedentes y probabilidades de producción en cada uno para determinar su producción.

Asimismo en la Región Marina operar pozos con aparejo de bombeo electrocentrífugo (BEC), los cuales utilizan un conjunto de accesorios especiales que hacen accionar pozo abajo, una bomba de alto rendimiento y capacidad para hacer llegar el aceite hata la superficie,

TP

EMPACADOR

P.I.

FIG 4 APAREJO SENCILLO FLUYENTE

TP

TR

DISPAROS

PRODUCTORES

GAS

VALVULA DE

GAS LIFT

NIVEL DE

FLUIDO

VALVULA DE

CIRCULACION

EMPACADOR DE

PRODUCCION

FIG. 5 APAREJO SENCILLO DE BN.

506

C. APAREJO DOBLE TERMINACION FLUYENTE

Según las necesidades que se presenten, podrán utilizarse estos tipos de aparejos para explotar simultáneamente dos o más intervalos perforados por cada sarta de producción.

Normalmente se efectúan primero la perforación de los intervalos a producir. Previa limpieza de la pared de TR, se introduce un empacador inferior permanente. Luego se introduce la sarta inferior de producción con el niple de sellos, y demás accesorios que ilustra la figura y un empacador superior doble terminación recuperable. A continuación se introduce la sarta de TP superior con el conjunto de sellos para fijarlo en el empacador doble terminación.

Las combinaciones de empacadores podrán variar según las necesidades y existencias de estas herramientas.

En años anteriores estos aparejos se han introducido en ciertos campos, pero su aplicación se ha cancelado por los trabajos y costos que se requieren para el mantenimiento de los pozos.

FIG. 6 APAREJO DOBLE TERMINACIÓN FLUYENTE

SARTA TP

SUPERIOR VALVULA DE

CIRCULACION

SARTA TP

INFERIOR

DISPAROS

PRODUCTORES

JUNTA DE

ABRASIVO

EMPACADOR

INFERIOR

VALVULA DE

CIRCULACION

DISPAROS

PRODUCCION

507

D. APAREJO SENCILLO FLUYENTE CON CAMARA DE ACUMULACION

Este tipo de aparejo se utiliza en algunos pozos de la región marina debido a los altos volúmenes de producción que se obtienen en función a los estudios efectuados por Ingeniería de Diseño a cada estructura de hidrocarburos para su explotación y comercialización.

Se introduce con los accesorios que ilustra la figura, incluyendo una extensión de 6 a 8 m con zapata tipo campana, introducida dentro del liner, con la finalidad de alinear herramientas o tuberías flexibles o de diámetro reducido que se quiera introducir u operar dentro del aparejo.

Esto se debe a que el 90% de los pozos son direccionales operando desde plataformas costafuera.

E. APAREJO SENCILLO DE B.N. CON CAMARA DE ACUMULACION

Este tipo de aparejo es un diseño artificial de explotación empleado en pozos donde la presión del yacimiento no es suficiente para elevar y hacer llegar el aceite a la batería de separación. También es utilizado en campos de la región marina.

El método de elevación con gas se basa en la energía del fluido comprimido en el espacio anular, donde por medio de unas válvulas de inyección de gas calibradas a diferentes presiones operan intermitente o permanentemente y son distribuidas a distintas profundidades, permitiendo que esta sea la fuerza principal que eleve el aceite a la superficie del nivel a que el yacimiento le permite recuperar. La distribución se compone de los accesorios mencionados en el aparejo fluyente sencillo con cámara de acumulación, agregando de tres o cinco mandriles, en donde se aloja cada válvula de inyección de gas, estas en algunos aparejos ya van incorporadas y en otras ocasiones los mandriles viajan obturados; posteriormente, se alojan con línea acerada las válvulas de bombeo neumático.

FIG. 7 APAREJO FLUYENTE CON CAMARA DE ACUMULACION

508

FIG. 8 APAREJO BN CON CAMARA DE ACUMULACION

Estos son los diseños típicos de terminación que se utilizan en las regiones petroleras. Pueden tenerse y aplicarse otras combinaciones, las cuales podrán diseñarse de acuerdo a los pozos específicos.

Lo anterior se requiere para que en las siguientes intervenciones, el área de mantenimiento y servicio a los pozos esté plenamente preparada para cumplir todas las actividades de reacondicionamiento, teniendo en cuenta las características individuales de cada pozo.

509

121 DESCRIPCION DE LAS OPERACIONES EN MANTENIMIENTO A LOS POZOS

Las operaciones de mantenimiento (reacondicionamiento) a los pozos se llevan a cabo para lograr un aprovechamiento óptimo de la energía de los yacimientos en producción, así como para solucionar problemas mecánicos que impidan la extracción.

A este tipo de intervención a los pozos se les denomina REPARACIONES, las cuales dependiendo de sus objetivos planificados podrán ser mayores o menores.

Las operaciones de mantenimiento a un pozo se efectuarán cuando (previos estudios), éste cuente con las reservas suficientes de hidrocarburos. Distintos factores intervienen desde su planeación:

a) Los aspectos económicos que determinarán la intervención.

b) La seguridad en todas las operaciones del reacondicionamiento.

c) El impacto ambiental alrededor de la instalación de trabajo.

d) El análisis de que es un recurso natural no renovable.

Algunas operaciones son similares que las efectuadas en una terminación y dentro de ellas se mencionan las siguientes:

Corregir la invasión de agua salada de un intervalo productor.

Corregir daños a las formaciones productoras.

Efectuar corrección de cementaciones primarias de las TR´s.

Reparar daños a las TR´s por roturas o desprendimientos.

Intervenir un pozo por alta relación gas-aceite (RGA).

Rediseño del aparejo de BN y empacador, redisparar intervalo productor.

REPARACION MAYOR DE EXPLOTACION (RME).- ES

UNA SERIE DE ACTIVIDADES OPERATIVAS A

DESARROLLAR, CON LA FINALIDAD DE MANTENER

UN POZO EN CONSTANTE PRODUCCION, POR

MEDIO DE LA ALTERACION DE LAS CONDICIONES

DE FLUJO DE LOS YACIMIENTOS PROGRAMADOS.

510

REPARACION MENOR (Rm).

La explotación contínua de los yacimientos originan cambios en las condiciones de extracción de hidrocarburos, los que a su vez ocasionan problemas en la operación de los pozos afectando el estado mecánico de los accesorios que cada uno tenga en su interior.

Estos problemas en la geometría del pozo pueden variar de acuerdo a la ubicación y región petrolera donde se encuentren, por lo que las operaciones a efectuar serán para:

Reacondicionar un aparejo fluyente

Reacondicionar un aparejo de bombeo neumático

Reacondicionar un aparejo de BN con cámara de acumulación

Un cambio de válvula de tormenta en el aparejo (pozos marinos)

Cambio de válvula de tormenta y punto de inyección del BN

Reacondicionar un aparejo con bombeo electrocentrífugo

Conversión de un aparejo fluyente a BN o BM

Reacondicionar un aparejo inyector de agua

Reacondicionar un aparejo inyector de nitrógeno

Reacondicionar un aparejo de bombeo mecánico

Por consiguiente, el mantenimiento que se efectuará al pozo estará sujeto a la elaboración de un programa de intervención donde previamente fueron analizados todos los antecedentes.

UNA REPARACION MENOR (Rm) ES CUANDO SE

INTERVIENE UN POZO PARA QUE LAS

ACTIVIDADES OPERATIVAS SEAN ENCAUZADAS A

CORREGIR FALLAS QUE SE PRESENTAN EN EL

ESTADO MECANICO DEL APAREJO DE

PRODUCCION.

511

122 RAZONES PARA EFECTUAR LAS OPERACIONES DE MANTENIMIENTO A LOS POZOS

Las razones para efectuar operaciones en una reparación mayor son:

A. INVASION DE AGUA SALADA: Es un problema normal en yacimientos de hidrocarburos que aportan por empuje hidráulico y que por la explotación de los mismos, se incrementa el porcentaje de agua haciéndolo incosteable. La corrección se efectúa aislando el agua salada por medio de cementaciones a presión y redisparando el intervalo a un nivel donde sea costeable. Conociendo las propiedades de la formación y de los fluidos, se podrá calcular la profundidad donde se espera alcanzar que produzca el pozo satisfactoriamente.

FIG. 9 DISPAROS EN NUEVO INTERVALO

B. AGOTAMIENTO Y BAJA RECUPERACION DEL INTERVALO: La explotación contínua de un yacimiento trae como consecuencia cambios en las condiciones que ocasionan problemas en la operación de los pozos. Una de ellas es el abatimiento (baja) de presión a medida que se explotan, por lo que su energía propia disminuirá siendo insuficiente para que los pozos fluyan por sí mismos. En estos casos la reparación se efectúa para aislar el intervalo agotado por baja

NUEVO

INTERVALO

P.I.

BAJA RECUP

512

recuperación y la apertura de un nuevo intervalo para incorporar nuevamente el pozo a producción.

FIG. 10 POZO AGOTADO POR SOBRE EXPLOTACION

C. DAÑOS A LAS FORMACIONES PRODUCTORAS: En las etapas de perforación, terminación e inclusive durante el mantenimiento a los pozos se utilizan distintos fluidos de control, causando en mayor o menor grado alteración en las propiedades de la roca, en la vecindad del pozo. Esto provocará un daño a la permeabilidad de la formación, la cual puede ser leve o severa.

Entre las causas que originan estos daños se tienen:

a) Invasión de partículas sólidas en los fluidos de control.

b) Hinchazón de arcillas al ser desestabilizadas por el agua de filtrado del fluido.

c) Bloqueo del agua o emulsión por el filtrado del fluido.

Para este caso las operaciones de intervención, intentan recuperar, mejorar y aumentar la productividad de esas formaciones dañadas. El daño se elimina mediante fracturación, acidificación, inyección de aditivos adecuados a la formación; si es necesario inyectar cemento a presión y redisparar a través del intervalo productor.

FIG. 11 ESTIMULACION O FRACTURAMIENTO PARA MEJORAR LA PRODUCTIVIDAD

P.I.

513

D. CEMENTACIONES PRIMARIAS DEFECTUOSAS.- Estos problemas pueden ocasionar comunicación del intervalo productor con otra zona, debido a la deficiencia y canalización del cemento por el exterior de la TR, originando la falta de control de los hidrocarburos que aporte del pozo o bien la presencia de fluidos indeseables. Una planeación adecuada al elaborar el programa de intervención permitirá ejecutar las operaciones necesarias para su corrección.

E. DESPRENDIMIENTOS Y ROTURAS EN LAS TUBERIAS DE REVESTIMIENTOS

Las fallas en las TR´s se presentan por fisuras o aplastamientos (colapsos) o desprendimientos.

Las causas que los originan son la fatiga o desgaste del acero, esfuerzos de tensión, efectos de corrosión, esfuerzos excesivos de las formaciones alrededor de las tuberías, originados por sus características plásticas.

Al presentarse estos problemas existe alto riesgos de que se presente un brote y pueda ocasionar hasta la pérdida del pozo. Siendo importante su reparación para integrarlo nuevamente a condiciones óptimas de producción.

FIG.12 CEMENTACIONES PRIMARIAS

DEFECTUOSAS

FIG.13 CEMENTACIONES CORREGIDAS

514

FIG. 14 FALLAS EN T.R.

F. ALTA RELACION GAS-ACEITE (ARGA)

Es otra razón para intervenir un pozo. Sucede por la presencia de gas incorporado al aceite, el cual es normal porque el contacto gas/aceite cambia según el tipo de yacimiento y la cantidad producida. La relación se incrementará por varias causas:

a) Al explotar un yacimiento su presión disminuye y el gas en solución incorporado al aceite se libera y tiende a llegar a ser el fluido predominante.

b) Si el yacimiento tiene casquete primario o secundario de gas, por su depresionamiento y no existiendo barreras verticales al fluido, originará que el casquete invada el intervalo abierto, dejando de producir aceite.

c) Al presentarse cementaciones defectuosas o fallas en las TR´s (ya descritas) causarán que el gas fluya por el intervalo en producción.

FIG.15 POZO CON ALTA RELACION GAS-ACEITE

515

G. CAMBIO DE FUNCION DEL POZO

Si opera en el sistema de recuperación primaria, puede acondicionarse para operar en el sistema de recuperación secundaria; lo cual significa que se aíslan los intervalos abiertos por medio de las cementaciones a presión y se abren otros; efectuándoles las pruebas necesarias para inyectar agua o N2 a la formación, obteniendo los hidrocarburos a través de un pozo productor.

FIG. 16 POZOS PREPARADOS PARA INYECCIÓN DE AGUA

FIG. 17 RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA

H. INYECCIÓN DE AGUA:Un sistema de recuperación secundaria de hidrocarburos se logra mediante la inyección de agua tratada a través de un pozo inyector seleccionado estratégicamente en un campo petrolero.Para ello se diseña un aparejo de inyección con la

516

FIG.18 DISPAROS OBSTRUIDOS

finalidad de que se inyecte el mayor volumen de agua al intervalo a cambio de proporcionarle energía a los fluidos dentro del mismo.

123 RAZONES PARA EFECTUAR OPERACIONES DE REPARACIONES MENORES

A . ACUMULACION DE ARENA FRENTE A LOS INTERVALOS ABIERTOS

Algunas formaciones como las arenas no consolidadas producen junto con los hidrocarburos, partículas pequeñas de arenas o sedimentos que por gravedad se depositan en el fondo del pozo y con el tiempo llegan a obstruir el intervalo abierto, generando tapones dentro de las tuberías disminuyendo el flujo paulatinamente hasta dejar de producir.

517

B. TUBERIAS OBTURADAS EN SU INTERIOR CON SAL, ARENA O FLUIDOS

Estos problemas restringen la explotación de los hidrocarburos. La causa directa será que la formaciones no son consolidadas y posiblemente se tengan defectos en la cementación primaria en las TR´s en los tramos del intervalo productor.

Se ha comprobado que los cambios de temperatura, presión y composición química del aceite y el contacto con sustancias de bajo pH provocan el desequilibrio con la consecuente precipitación de productos asfálticos y parafínicos presentes en menor o mayor proporción, depositándose en el interior de la tubería de producción, ocurriendo la falla en el aparejo que tenga el pozo.

518

FIG. 20 COMUNICACION EN TP Y TR

C. COMUNICACION ENTRE TP Y TR

Los daños en empacadores, que son parte del aparejo de producción, pueden y llegan a presentarse debido a la temperatura donde están anclados, el deterioro de los elastómeros (hules) y unidades de sello que se ajustan en el interior del empacador permanente; a los efectos corrosivos de los fluidos, desgaste por erosión y por el movimiento continuo del aparejo. Aunado a lo anterior algunos hidrocarburos arrastran sólidos que al comunicarse el flujo al espacio anular afectarán el mecanismo del empacador.

Otra veces puede deberse a que no se aplicó correctamente el procedimiento de anclaje del empacador y a posibles defectos en el control de calidad durante una fabricación.

FUGA EN JUNTA

FISURA

FALLA DE SELLO EN EL EMPACADOR

519

D. CAMBIOS EN EL APAREJO DE PRODUCCION O EN EL SISTEMA DE RECUPERACION DE ACUERDO A LA ETAPA PRODUCTIVA DEL POZO

Los antecedentes productivos en cada pozo se atienden por medio de un banco de información computarizado, el cual una vez detectado el motivo y la causa en su declinación, requerirán del estudio para proponer una siguiente intervención bajo un determinado programa.

E. AGOTAMIENTO TOTAL

En campos de explotación avanzada los pozos llegan a declinar su producción a límites que hacen incosteables meterlos en operación, considerando agotado el yacimiento. Si no existe otra alternativa el pozo se interviene para su taponamiento, aislando los intervalos productores por medio de cementaciones a presión, tapones mecánicos o tapones de cemento.

FIG. 21 INTERVALOS CON FORMACIONES IMPRODUCTIVAS POR AGOTAMIENTO TOTAL

520

MODULO XVI

EMPACADORES ACCESORIOS DE PRODUCCIÓN

I N D I C E

1 EMPACADORES Y ACCESORIOS DE PRODUCCION ................................................................................ 521

2 VALVULAS DE CIRCULACION .......................................................................................................................... 535

3 NIPLES DE ASIENTO ............................................................................................................................................ 539

4 JUNTAS DE TENSION .......................................................................................................................................... 540

5 JUNTAS TELESCOPICAS .................................................................................................................................... 541

6 VALVULAS DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIALES (DE TORMENTA) ............................................ 542

7 VALVULAS DE BOMBEO NEUMATICO......................................................................................................... 547

521

124 EMPACADORES Y ACCESORIOS DE PRODUCCION

La identificación de las accesorios de producción requeridos para efectuar una terminación de un pozo, son compatibles a los que se utilizan cuando se intervienen para su reparación ya sea Mayor o menor. Las variantes se tendrán en la selección de cada uno, en función al diseño propuesto que señale el programa de intervención

A continuación se describen las características de interés

Empacador de Producción: Es un accesorio que permite el flujo de los hidrocarburos por el interior de la tubería de producción, aislando el espacio anular y evitando daños a la TR por los fluidos corrosivos provenientes del yacimiento.

FUNCIONES

a) Mejorar la eficiencia del flujo aportado por las formaciones aprovechando y prolongando su etapa fluyente.

b) Eliminar la contrapresion ejercida por la columna hidrostática en el espacio anular

c) Proteger las TR´s y cabezales de:

Altas presiones

Fluidos corrosivos que producen los hidrocarburos

d) Aislar dos o más intervalos o explotarlos selectivamente

e) Evitar la invasión de arena sobre aparejos de cedazos

USOS

En pozos fluyentes e inyectores de agua

En pozos de bombeo neumático y electrocentrífugo

En pozos de bombeo mecánico

MARCAS

Baker, Otis, Camco, Arrow, etc

Las empacadores se clasifican en dos tipos:

a) PERMANENTES: Así se les identifica ya que una vez anclados en su profundidad, no se les recupera completos. Se emplea en pozos donde existen presiones diferenciales elevadas y grandes variaciones de carga en la TP, requiriéndose un máximo de seguridad del sello y larga duración. Es ideal en pozos profundos, desviados o direccionales, donde la TP se necesita ajustar con peso, neutro o en tensión, así como en profundidades donde el anclaje sea crítico.

FIG. 1 EMPACADOR BAKER F-1 CON GUIA LISA

522

En relación con las marcas descritas, cada fabricante los clasifica por modelos y tipos. La marca Baker suministra los modelos “D” producto 415-13; modelo “F-1” producto 413-06 y modelo “FB-1” producto 413-08

Soltadores de empacadores permanentes: Los empacadores pueden ser anclados por medio de los aditamentos específicos, bajarse y afianzarlos en la TR con cable electromagnético (equipo de registro eléctrico). También se introduce con tubería usando un soltador hidráulico o soltador mecánico. Para su procedimiento operativo de anclaje se aplican las instrucciones de cada fabricante. Antes de introducir al pozo un empacador deberán limpiarse las paredes de la TR con un escariador.

Unidades de sello: Para lograr el sello entre el espacio anular y el interior de la tubería de producción, se utiliza un niple sellador que se ajusta a la camisa pulida en el interior de empacador, este efectúa el sello con o sin peso aplicado en la sarta de producción.

FIG. 2 NIPLES DE SELLOS MARCA BAKER

El niple de sellos modelo “G” se utiliza en pozos donde se considera que no registrará altas presiones. El modelo “E” al aplicar peso sus cuñas que tiene abajo del tope localizador se

523

afianzan en forma “cruzada” en la rosca interna del empacador. Es ideal para soportar altas presiones, teniendo en cuenta los esfuerzos de la TP por cambios de presión y temperatura.

En esta marca las unidades de sello son compuestos de hule (elastómeros)del tipo V, cuyos elementos son de Vitón, Rytón y Teflón que soportan presiones diferenciales hasta de 1,055 kg/cm² (15,000 (lb/pg²) con temperaturas de 30 a 300°C (86 a 392°F); así como ambientes amargos.

Extensiones de sello pulida: Son accesorios independientes del empacador permanente; se conectan antes de introducirlo, en su extremo inferior de acuerdo al modelo, permitiendo un área de contacto mayor agregando más unidades de sello multi “V” al considerar que el aparejo de producción estará sometido a movimientos por diferencial de presiones y temperatura.

En el caso particular de los pozos de la Región Marina, al ser la mayoría direccionales, cada empacador se introduce con una o más extensiones pulidas, las cuales deberán tener el mismo diámetro interior que el empacador.

FIG. 3 EXTENSION DE SELLO PULIDA BAKER

524

Extensión de pesca o “rugosa”: Es una extensión adicional que previa preparación, se conecta abajo del empacador permanente. Su interior tiene un perfil que permitirá afianzar el arpón de la herramienta moledora (milling tool) cuando se proponga moler y recuperar el complemento del empacador en un solo viaje redondo.

Los datos técnicos de las especificaciones se encuentran en los catálogos de cada fabricante.

FIG. 4 EXTENSION DE PESCA (RUGOSA) BAKER

525

TUBO DE PRODUCCION: Este accesorio se conecta en la parte inferior del niple de sellos con la finalidad de guiar el tope localizador al interior del empacador permanente durante las operaciones de ajuste para verificar que se ha penetrado y asegurar un sello efectivo.

Existen dos tipos que son:

Tipos “E”. Consiste en un tubo de producción con cople en un extremo y en el otro un corte transversal (zapata guía) que sirve para guiarlo hacia adentro del empacador y a la vez, abrir la charnela del mismo.

El tubo está disponible en tamaños de 1.660 a 4 pg y longitud estándar de 5 pies

Perforado. Está diseñado para utilizarse en el extremo de la sarta larga de un aparejo doble selectivo, para evitar vibraciones originadas por la turbulencia de fluidos.

FIG. 5 TUBOS DE PRODUCCION

526

Tapón Baker “DR”

Se emplea para aislar un intervalo productor agotado, utilizando el empacador permanente (ya anclado) y convirtiéndolo en un tapón mecánico. Se introduce con tubería de trabajo o de producción, pero antes cámbiele el sustituto soltador por uno de acero, para asegurar un agarre efectivo del pescante al recuperarlo.

La selección de uno de los dos tapones se efectúa consultando las especificaciones del modelo y el tamaño del empacador que se tenga dentro del pozo.

Cuando se esperan altas presiones en la parte inferior del empacador, se utiliza con cuñas tipo candado, en caso contrario, se utiliza únicamente con las unidades de sello.

Se aloja en el empacador con el peso suficiente de la sarta para romper los tornillos de corte que lo sujetan al sustituto soltador.

Su recuperación se hace con un enchufe derecho siguiendo el procedimiento similar a un niple de sello según sea el caso.

Se le puede colocar a empacadores permanentes Baker modelos: “D”, “DA”, “N” y “S-2”.

FIG. 6 TAPON “DR” CON ANCLA Y SIN ANCLA

527

1A. TIPOS DE EMPACADORES

RECUPERABLES: Se les conoce a los empacadores que se introducen al pozo, se anclan dependiendo su mecanismo y se recuperan con la tubería de producción.

Los tipos principales que se operan son:

De tensión, compresión y anclaje hidráulico o mecánico (semipermanentes)

De compresión con ancla mecánica sencilla o ancla doble

De tensión

Empacador inflable

Empacador de copas

De aislamiento con ancla de pie

1. Empacador semipermanente de anclaje hidráulico

Se utiliza cuando se desea ajustar el aparejo de producción con tensión, neutral o con peso. En áreas donde se esperan presiones diferenciales en ambos sentidos. En la porción inferior de la herramienta tiene un sustituto retén con un asiento donde se aloja una canica, al aplicar presión por dentro de la TP desplaza un pistón de operación activando las cuñas hacia las paredes de la TR y comprimiendo el elemento de sello entre el mandril y el cono. Las cuñas funcionan por presión diferencial hidráulica, soportando presiones en ambos sentidos. Son bidireccionales (hacia arriba y hacia abajo) evitando movimientos del empacador. Cada fabricante recomienda las presiones por aplicar para su anclaje. Su recuperación es con rotación y movimientos de la tubería.

Ejemplo: CAMCO HRP-1

2. Empacador semipermanente de anclaje mecánico

Al igual que el empacador anterior, esta herramienta una vez anclada puede quedar la tubería en compresión, neutro o en tensión. Su diseño de cuñas soportan presiones ascendentes y descendentes, manteniendo el sello contra presiones diferenciales en ambos sentidos. El proceso de anclaje es mecánico, o sea se activa girando a la derecha la tubería y aplicando esfuerzo de compresión y de tensión para fijar las cuñas inferiores y superiores y comprimir el elemento de sello.

528

Para desanclar se recupera con rotación derecha y movimientos de la tubería. La ventaja de un empacador semipermanente es que puede sacarse únicamente la tubería, operando un conector-soltador para hacer un cambio de aparejo sin necesidad de remover el empacador.

Ejemplo: Baker Lok-Set; Otis Perma-Latch; PREMESA Husky M-1

3. Empacador de compresión

Su diseño consta de un juego de cuñas que se deslizan sobre un cono y dos o tres elementos de sello. En el cuerpo tiene un mecanismo de “J” que opera con rotación desenganchándose de un perno para activar las cuñas que se afianzan por efecto mecánico y cargando peso para apoyarlas en la TR y comprimiendo los sellos.

Se utilizan en pozos donde la fuerza ejercida (peso de sarta más peso del fluido de control) es mayor que la presión del yacimiento, también puede emplearse como empacador de prueba o de inyección.

Un empacador de ancla doble su anclaje es similar, con la diferencia que sus cuñas hidráulicas (segmentadas y situadas en la parte superior de la herramienta) se activan por presión diferencial, o sea que la presión interna se transmite al pistón del empacador forzando a los botones hidráulicos contra las paredes de la TR impidiendo cualquier movimiento del empacador. La recuperación de estos empacadores es por tensión.

Ejemplos: BAKER R-3; CAMCO C-2

4. Empacador de tensión

El afianzamiento y sello de este empacador se realiza dando un leve giro de la sarta y aplicando tensión. Su aplicación es en pozos someros, donde el peso de la TP es insuficiente para mantener comprimido el sello de hule. Al momento de tensionar la TP, la cuñas se fijan a la TR y el hule se comprime entre el mandril y el cono del empacador. Para desanclarlo se libera la tensión ejercida, se gira la sarta para destrabar y liberar las cuñas comprobando con movimientos de la tubería. Es recomendable no exceder la tensión máxima de la tubería de producción que se utilice.

Ejemplo: BAKER AD-1

529

5. Empacador inflable

Su aplicación es en pozos terminados en agujero descubierto o en diámetros interiores de TR irregulares. Sirven para aislar intervalos incosteables, para tomar impresiones de fracturas. Su máxima ventaja de uso es el de pasar por diámetros reducidos y ser activado en mayores diámetros. Soporta presiones en ambas direcciones con compresión o tensión en la TP. El elemento de sello es de alta resistencia con alambre vulcanizado. En la parte inferior del empacador tiene un asiento para recibir la canica que al aplicarle presión interna activará el funcionamiento del empacador (esto es inflando el elemento de hule hacia las paredes del agujero o dentro de la TR parcialmente colapsada, rota o corroída). La recuperación se efectúa girando la tubería y con movimientos de la misma.

Ejemplo: LYNES, DISTINTOS MODELOS

6. Empacador de copas

Se utiliza solamente en áreas con presiones bajas y balanceadas.

Las copas soportan presión diferencial en un solo sentido y al aumentar la presión, aumentará la eficiencia del sello hacia la TR por la expansión de las copas al ejercer una presión por su lado cóncavo. Las herramienta puede anclarse a cualquier profundidad por su diseño y construcción de copas, puesto que si hay flujo de abajo hacia arriba, éstas se expanden al interior de la TR.

Ejemplo: Guiberson GW

7. Empacador de aislamiento con ancla de pie

El mecanismo de esta herramienta se lleva a cabo cuando el extremo de la sarta de TP se apoya en un asiento inferior (en este caso un empacador permanente o semipermanente) y al aplicarle peso se activa un candado posicionando las cuñas sobre sus conos y comprimiendo los elementos de hule. Se utiliza en pozos con aparejos sencillos selectivos y cuando la sarta de TP no requiera estar en tensión. Un empacador con ancla de pie, ancla doble con botones hidráulicos se activan por presión diferencial. La recuperación se efectúa con movimientos ascendentes

Ejemplos: BAKER MR-1, CAMCO IH-2

530

CALCULO DE FUERZAS

Ahora usted ha conocido los diferentes tipos de empacadores empleados, procederemos a efectuar un cálculo de fuerzas para seleccionar el empacador adecuado en función de la presión del yacimiento.

Para poder seleccionar el empacador más adecuado a utilizar en un pozo, debemos de tomar en cuenta lo siguiente:

1. La profundidad

2. Los esfuerzos a los que se va a someter

3. El estado mecánico del pozo

Todo esto lo observaremos a través del siguiente:

EJEMPLO:

Se tiene un pozo con los siguientes datos:

TR 6 5/8 pg N-80 28 lb/pie = 5.791 pg D.I.

TP 2 3/8 pg J-55 4.7 lb/píe = 1.995 pg D.I.

Profundidad media de los disparos = 2,500 m

Nivel de fluido, en la superficie

Nivel de operación = 1250 m

Aceite = 0.90 gr/cm³

Se pretende anclar el empacador a 2490 m con 14,000 lb

Gradiente de presión = 0.090 kg/cm²/m

Pf = 2,500 x 0.090 = 225 kg/cm²

Pf = Peso en lb de la columna de fluido (agua)

Ptp = Peso de la TP sobre el empacador en lb (14,000)

Pf = Presión de fondo del yacimiento en lb/pg²

531

Fuerza ejercida por la presión del yacimiento (Fy)

Fy = Pf (Area D.I. TR – Area D.I. TP)

Area D.I. TR =

π

x D² = 0.7854 x (5.791)² = 26.32 pg²

4

Area D.I. TP =

π

x D² = 0.7854 x (1.995)² = 3.12 pg²

4

Fy = (225 x 14.22) (26.32 – 3.12) =

Pf = Phf (Area D.I. TR – Area D.E. TP)

74,228 lb

FIG. 7 ESTADO MECANICO

FIG. 7 ESTADO MECANICO

PROF. INTERIOR 2520.0 M

INTERVALO 2495 - 2505 M

GUIA DEL EMP. 2491.0 M

EMPACADOR BROWN HUSKY, MSP

DE 6 5/8 PG. 28 LB/P A 2490.M

CAMISA DESLIZABLE CAMCO CB-1

A 2481.0 M

TUBERIA DE PRODUCIÓN DE 2 3/8 PG.

COMBINADA J-55 Y N-80 DE 4.7 LB/P

TUBERIA DE REVESTIMIENTO DE 6 5/8 PG

N-80 DE 28 LB/P. DE 0-2550 M

532

Phf = 0.10 x 1250 x 14.22 = 1777.5 lb/pg²

Area D.E. TP = 0.7854 x (2.375)² = 4.43 pg²

Pf = 1777.5 (26.32 – 4.43) =

Fuerza resultante:

FR = Fy – (Pf + Ptp)

FR = 74,228 – (38,909 + 14,000) = 74,228 – 52,909

38,909 lb

FR = 21319 lb

533

Por lo tanto la fuerza del yacimiento tratará de desempacar la herramienta, ya que la fuerza resultante hacia arriba es de 21,319 lb.

RECOMENDACION

a) Utilizar un empacador permanente o semipermanente cuando se pueda represionar el espacio anular.

b) Utilizar un empacador de compresión ancla doble, para auxiliar al empacador en su mecanismo hidráulico, producido por la diferencial de presiones.

CONSIDERACIONES PRACTICAS PARA POZOS DE APAREJO SENCILLO

1. Para pozos hasta de 800 m de profundidad con aparejos de producción fluyentes, bombeo neumático o inyectores de agua, es necesario

2. Para pozos de 800 a 1,500 m de profundidad con aparejos de producción fluyentes y de bombeo neumático, es necesario

3. Para pozos de 1,500 a 2,500 m de profundidad con aparejos de producción fluyentes, bombeo neumático o inyectores de agua, es necesario

Un empacador de tensión

Un empacador de compresión sencillo de ancla mecánica

Un empacador de compresión con ancla doble

Pf

38,909 lb

Ptp

14,000 lb

Fy = 74,228 lb

FIG. 8 DIAGRAMA DE FUERZAS

534

4. Para pozos de 1,500 a 2,500 m de profundidad con aparejos de producción de bombeo neumático, se puede utilizar

Esto es siempre y cuando no se presente parafinamiento o arenamiento

5. Para pozos de 2,500 a 4,500 m de profundidad con aparejos de producción fluyentes, bombeo neumático o inyectores de agua, se programa

6. Para pozos de 3,500 a 6,500 m de profundidad con aparejos de producción fluyentes o inyectores de agua, se programa

Un empacador semipermanente de anclaje de compresión, neutro o tensión.

Un empacador permanente

Un empacador permanente

535

125 VALVULAS DE CIRCULACION

Función: La función principal de la colocación de una válvula de circulación en los aparejos de producción, ya sean sencillos, sencillos selectivos o de doble terminación, es la de proveer un medio de comunicación entre el espacio anular y el interior de la tubería de producción.

Todos los aparejos de producción deben tener este accesorio con la finalidad de facilitar el lavado y control del pozo.

Este accesorio se coloca en los aparejos arriba del empacador, para lavar y controlar el pozo a mayor profundidad y facilitar las operaciones de pesca.

a) Tipo mandril

Existen dos tipos

de Válvulas de Con niple de asiento

Circulación

b) Camisa deslizable Sin niple de asiento

Ambos tipos se operan para abrir y cerrar con equipo y línea de acero

a) Tipo mandril de bolsillo

Su forma es ovoidal con conexiones caja en ambos extremos y, en el cuerpo, a un tercio de su parte inferior tiene unas ranuras que sirven como orificios de circulación.

Por su interior cuenta con un bolsillo o receptáculo donde se aloja un obturador que puede ser de varios tipos, operando con línea acerada para efectuar el cierre del mandril.

En otro casos, en el bolsillo pueden alojarse válvulas de inyección de gas, utilizando varios mandriles en el aparejo de producción.

536

b) Tipo camisa deslizable

Tiene una pieza móvil en su parte interior denominada “camisa”, cuya función es abrir o cerrar los orificios de circulación. Este tipo de válvulas pueden diseñarse con niple de asiento o sin él.

- Con niple de asiento: Están maquinados para recibir accesorios con el equipo de línea acerada tales como: válvula de retención, separador de flujo y estrangulador lateral en caso de presentar dificultad para cerrar.

Es factible colocar en un aparejo varias camisas, seleccionando adecuadamente los niples de asiento de cada una de ellas para evitar obstrucciones en las operaciones del equipo de línea acerada.

- Sin niple de asiento: Tiene el mismo diámetro interior que la tubería de producción por lo cual se puede colocar varias válvulas de este tipo en una misma sarta.

FIG. 9 MANDRILES CAMCO KB Y KBM

537

Las válvulas de circulación tipo camisa deslizable son de mayor empleo sobre las tipo mandril, ya que su diámetro uniforme y exterior que el cople de la tubería de producción facilita su recuperación en caso de pesca. Además aún si se introduce invertida se puede abrir o cerrar.

VÁLVULA DE CIRCULACION TIPO CAMISA DESLIZABLE

Los orificios son en forma ranurada e integrado a la camisa, tiene el conjunto de sellos vulcanizados.

Para abrirla se opera hacia arriba; para cerrarla hacia abajo; operando con equipo y línea acerada.

Debajo de la conexión superior tiene el perfil (asiento) para recibir algún dispositivo de control.

FIG. 10 CAMISA OTIS TIPO “XA”

538

539

126 NIPLES DE ASIENTO

Se utilizan en los aparejos de producción e inyección de agua, según la distribución indicada. También en los casos especiales de siniestro en el aparejo para control del pozo.

Tiene en su interior un asiento o perfil (característica propia del accesorio), en el cual se insertan válvulas de contrapresion, estranguladores y tapones ciegos de tubería (dispositivos), por medio de candados y herramientas con la unidad de línea acerada.

En los aparejos de producción se colocan a uno o dos tramos arriba del empacador sencillo, arriba o entre empacadores en aparejos dobles o sencillos selectivos. Se usan para aislar intervalos o para colocarle en su interior alguno de los dispositivos ya descritos.

En la marca OTIS se distinguen dos tipos; Niples de asiento tipo “X”, que tiene dos perfiles hacia abajo, uno de 90° y otro de 45° y dos hacia arriba de 45° cada uno. Se utiliza con tuberías de peso estándar.

En el niple de asiento OTIS tipo “R” tiene tres perfiles hacia abajo: dos de 90° y uno de 45° y tres hacia arriba de 45° cada uno.

Se utiliza con tuberías extrapesadas

Cada uno de los dos descritos pueden contar con una variante denominada “N” (No-Go) el cual es un perfil de paso reducido (menor D.I.) identificándoseles como niples de asiento OTIS tipos “XN” y “RN”.

Los niples tipos “X” y “XN” se utilizan con tuberías de peso estándar.

Los tipos “R” y “RN” se usan con tubería pesada.

540

FIG. 11 NIPLE DE ASIENTO FIG 11A. PERFIL DEL ASIENTO “R”

CAMCO TIPO “N”

127 JUNTAS DE TENSION

Existen varios diseños de este accesorio, según sea el fabricante; consiste en un ensamble de receptáculos cilíndricos, sostenidos entre si por tornillos o pernos de corte de diferentes diámetros y tipos de metal calibrados a una resistencia determinada a la tensión de corte.

Se utiliza en aparejos de producción sencillos selectivos y doble terminación, preferentemente se distribuye arriba del intervalo superior, permitiendo su desconexión por el esfuerzo de tensión a que se somete la tubería de producción; cuando los sellos del empacador permanente inferior se encuentran atrapados por asentamientos de sólidos en el espacio anular. Al programar una junta de tensión entre dos empacadores se debe verificar y confirmar si al niple de sellos se le elimina el candado abajo del tope localizador. Hay juntas de tensión que no permiten darle rotación a la TP durante la introducción del aparejo ya que ocasionarán la ruptura de los pernos que la sujetan. Otros tipos de juntas si están diseñadas para aceptar rotación.

TABLA 1

ESPECIFICACIONES DE LA JUNTA

TP pg

JUNTA CARRERA pg

LONGITUD

D.E. pg D.I. pg ABIERTA CERRADA

1.050 1.660 0.750 10 1/2 29 1/2 19

1.660 2.200 1.300 10 1/2 31 3/4 21 1/4

1.900 2.500 1.510 10 1/2 31 3/4 21 1/4

2 1/16 2.500 1.700 18 46 28

2 3/8 3.000 1.937 18 46 28

2 7/8 3.687 2.437 18 46 28

3 1/2 4.500 3.000 10 35 1/4 25 1/4

4 5.000 3.469 10 43 33

4 1/2 5.500 4.000 10 45 35

541

128 . JUNTAS TELESCOPICAS

Su diseño permite subir y bajar la sarta de producción durante las operaciones de ajuste y compensar simultáneamente los movimientos de contracción o elongación por efectos de presión y temperatura durante la etapa de explotación del pozo.

Básicamente es una camisa que en su interior tiene un receptáculo pulido que se desliza sobre un vástago con un conjunto de sellos y la conexión inferior. De acuerdo a su fabricación se tienen longitudes de carreras mayores o menores de 3.66 m (12 pies).

Para mantener durante la introducción del aparejo, en posición abierta la camisa de la junta; se utilizan pernos de corte calibrados a determinado esfuerzo los cuales rompen a la compresión. Durante el ajuste se rompen estos, comprobándose la carrera y definiendo la posición de cómo quedará la sarta (en tensión, neutra o en compresión).

FIG. 12 JUNTA TELESCOPICA OTIS TIPO TD

542

129 VALVULAS DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIALES (DE TORMENTA)

Son accesorios de seguridad que se utilizan en todos los aparejos de producción de los pozos marinos como lo describen las Normas API RP-14B, API RP14E del Instituto Americano del Petróleo y la Subseccion “H” incisos 250.121; 250.122 y 250.126 en el Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS 30 CFR, Cap 11, Edición 1 Julio 1993).

Su función es mantener la integridad del pozo en caso de accidentes, siniestros o catástrofes.

Para accionarlas se operan hidráulicamente por medio de un tubo acerado con diámetro de ¼ pg conectado desde la válvula hasta la superficie y controlado a través de un tablero.

La profundidad a que se distribuyen en el aparejo es a un máximo de 300 m (1,300 pies) dependiendo de la presión de cierre recomendada de cada fabricante. Su promedio es a 150 m.

Se utilizan varias marcas, modelos, series o tipos: BAKER, OTIS, CAMCO, AVA-INT´L, etc.

VALVULA DE TORMENTA BAKER

Su diseño es del tipo charnela y se construyen en los modelos “FVL”, FVH”, “FVLE” y FVHD”, cuya nomenclatura y significado de acuerdo a sus letras es la siguiente:

F – Charnela (Flapper)

V – Válvula (Valve)

L – Baja presión (Low pressure)

H – Alta presión (High pressure)

E – Igualador (Equalizar)

D – Profundidad (Deep)

En los modelos “FVL”, FVH” y “FVLE”, el funcionamiento para abrir la charnela es aplicar y mantener una presión; para cerrarla, es decir aislar el flujo del pozo hacia la superficie, es descargar la presión aplicada.

El mecanismo interno consta básicamente de dos piezas móviles:

UN TUBO DE FLUJO Y UNA CHARNELA

543

El tubo de flujo recibe por la parte superior la presión aplicada, deslizándose hacia abajo y comprimiendo un resorte localizado a su alrededor permitiendo que al retirarse el tubo de flujo opere la charnela quedando en posición abierta.

Al descargar la presión aplicada, el resorte se expande retornando el tubo a su origen, provocando que la charnela se deslice hacia arriba por efectos de su resorte, bloqueando el flujo del pozo y cerrando el interior de la tubería de producción.

544

FIG. 13 VALVULA DE TORMENTA BAKER MOD. “FVL”

TABLA 1

ESPECIFICACIONES VALVULAS DE TORMENTA MARCA BAKER

545

TP

D.E.

D.I.

VALVULA

MAXIMO

D.E.

BASICO

D.E.

DIAM. MINIMO

PASO DEL

SELLO

AREA

MINIMA DE

FLUJO

CLASIFICACION

TEMPERATURA

MAXIMA PROF.

DE

COLOCACION

pg pg pg pg pg pg² lb/pg² lb/pg² °F (°C) m (pies)

2 3/8 FVL 1.870 NORMAL 4.015 3.516 1.875 2.76 6,000 422 270

H2S, CO2 (1215)

2 7/8 FVH 2.180 NORMAL 4.624 4.141 2.188 3.75 10,000 703

FVL 2.310 H2S, CO2 380

H2S, CO2 2.312 4.20 6,000 422 (1248)

3 1/2 FVL 2.560 NORMAL 5.890 5.266 2.560 5.14 10,000 703

H2S, CO2 9,000 632 457

H2S, CO2 2.812 6.20 6,000 422 (1498)

20° a 275°

(-7°a 135°)

4 1/2 FVL 3.810 NORMAL 7.750 6.875 3.812 11.41 6,000 422 523

H2S, CO2 7,500 527 (1328)

404

5 1/2 FVL 4.560 H2S, CO2 8.375 7.520 4.562 16.34 7,500 527 (1328)

CLASIFICACION

PRESIÓN DE

TRABAJOMODELO

SERVICIO

MEDIO

AMBIENTE

546

Estos modelos de válvula tienen un mecanismo interno, con el cual pueden operar abiertas temporal o permanente.

OPCION DE TEMPORALMENTE ABIERTA

Se prepara en la superficie y se introduce en esta posición con el aparejo programado, con el fin de tener una mayor seguridad de su cierre prematuro por su interior, durante operaciones con línea acerada o tubería flexible.

Para eliminar el sistema de temporalmente abierta, se aplica presión a un mecanismo normal de operación quedando lista para operarse desde la superficie hidráulicamente.

OPERACION DE PERMANENTE ABIERTA

Se utiliza cuando su mecanismo normal se encuentra en malas condiciones de operación y se requiere tener la completa seguridad de su apertura en operaciones con línea acerada o tubería flexible.

Su dispositivo se acciona en el perfil interior de la válvula de la TP y se coloca con una herramienta candado (lock-open) con la unidad de línea acerada, aplicando una presión por el interior del aparejo de producción, lo que origina la rotura de un perno interno en el mecanismo de la válvula haciendo que el tubo-pistón descienda y coloque la charnela en posición abierta, quedando el tubo-pistón fijo sin retornar a su posición anterior.

547

130 VALVULAS DE BOMBEO NEUMATICO

Las válvulas de inyección de gas (BN) forman parte de un aparejo de producción. Tienen como objetivo aligerar el peso de la columna de los hidrocarburos que aporte el pozo, elevándolos hasta la superficie. Previamente el gas es inyectado al interior de la TR, haciendo operar las válvulas de acuerdo a su calibración por medio de flujo intermitente o continuo.

Para pozos terrestres las válvulas están montadas en mandriles diseñados para tal fin. En los pozos marinos al ser la mayoría direccionales, cada válvula es colocada en el bolsillo de la válvulas de circulación tipo mandril. Su distribución en los aparejos de producción es propuesto previamente a la intervención del pozo por Ingeniería de Diseño, junto con los demás accesorios.

FIG. 14 VALVULA DE BN MC MURRAY MODELO VR-STD-D

548

A P É N D I C E

A. TUBERÍAS DE TUBERÍAS

TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.................................................................................................... ......... TUBERÍAS DE PERFORACIÓN.................................................................................... ............................ TUBERÍAS EXTRAPESADA HEAVY-WEIGHT......................................................................................... LASTRABARRENAS (DRILL-COLLARS)................................................................... ............................... TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN....................................................................................................... ........... TUBERÍA MACARRÓN................................................................... ........................................................... TUBERÍAS LAVADORAS........................................................................................................... ................. TUBERÍAS FLEXIBLES...............................................................................................................................

B. tablas de capacidades y gastos

EN AGUJERO ABIERTO........................................................................................................... ................. EN LASTRABARRENAS............................................................................................................ ................ EN TUBERÍAS DE PERFORACIÓN.......................................................................................................... GASTO DE BOMBAS TRIPLES DE SIMPLE ACCION............................................................................. GASTO DE BOMBAS DUPLEX DE DOBLE ACCION...............................................................................

C. tablas de MISCELÁNEAS

FORMULARIO BASICO NIVEL FUNDAMENTAL.................................................................................... FORMULAS PRACTICAS (nO CIENTÍFICAS).................................................... .................................... FACTORES DE CONVERSIÓN....................................................................................................... ....... GRADIENTES DE FLUIDOS................................................................................................................... PESOS ESPECIFICOS DE MATERIALES.............................................................................................. MEDIDAS DE BIRLOS Y ESPÁRRAGOS............................................................................................... TABLA ESTRATIGRADICA......................................................................................................... ............

2

6

12

13

15

17

18

19

21

22

23

25

26

549

VÁLVULAS............................................................... ...............................................................................

550

TABLA 1

131 DIMENSIONES, GRADOS Y DATOS DE DESEMPEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

551

552

TABLA 2

132 TUBERÍA DE REVESTIMIENTOCONTINUACION

553

554

TABLA 3

133 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

134 -CONTINUACIÓN-

555

TABLA 4

135 TABLA DE REVESTIMIENTO CONTINUACIÓN

136

137

556

TABLA 5

138 GRADOS ESPECIALES DE TR ALTA RESISTENCIA Y AMBIENTES AMARGOS

557

TABLA 6

139 PROPIEDADES FÍSICAS DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (NUEVA)

558

TABLA 7

140 PROPIEDADES FÍSICAS DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (NUEVA)

559

560

TABLA 8

141 IDENTIFICACIÓN DE LAS TUBERÍAS DE PERFORACIÓN

CONEXIONES QUE SON INTERCAMBIABLES Y EQUIVALENTES

561

TABLA 9

142 TUBERÍA DE PERFORACIÓN

562

TABLA 10

143 ESPECIFICACIONES DE TUBERÍAS DE PERFORACIÓN

563

TABLA 11

144 TUBERÍA DE TRABAJO PARED GRUESA (HEVY-WEIGT)

CAPACIDADES Y DESPLAZAMIENTOS

DATOS DE DIMENSIONES RANGO II

564

TABLA 12

PESO DE LASTRABARRENAS (DE ACERO) DE 30 PIES DE LONGUITUD

565

TABLA 12

145 PESO DE LASTRABARRENAS (DE ACERO) DE 30 PIES DE LONGITUD

566

TABLA 13

146 PESO DE LASTRABARRENAS CON ESPIRAL EN LIBRAS POR TRAMO DE 30 PIES

567

TABLA 14

DIMENSIONES Y PROPOEDADES MINIMAS DE DESEMPEÑO DE LA TUBERÍA DE PRODUCCION

568

TABLA 15

147 DIMENSIONES Y PROPIEDADES MINIMAS DE DESEMPEÑO DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

569

TABLA 16

148 TUBERÍA DE PERFORACIÓN DE DIÁMETRO PEQUEÑO (MARCARON) SLIM LINE

570

TABLA 17

149 TUBERÍA LAVADORA

571

TABLA 18

150 DATOS DE TUBERÍA FLEXIBLE

572

TABLA 19

151 DATOS DE TUBERÍA FLEXIBLE

573

TABLA 20

152 CAPACIDAD EN AGUJERO ABIERTO

574

TABLA 21

153 CAPACIDAD Y DESPLAZAMIENTO DE LASTRABARRENAS (DRILL COLLARS)

575

TABLA 22

576

154 CAPACIDADES Y DESPLAZAMIENTO DE TUBERÍAS DE PERFORACIÓN

577

TABLA 23

155 CAPACIDADES Y DESPLAZAMIENTOS

Tubería de Perforación Grado “E” Rango 2

578

579

TABLA 24

GASTO DE BOMBAS

TRIPLEX DE SIMPLE

ACCION

Q = GASTO O VELOCIDAD DE BOMBEO

Q = 0.0386 x L x D2 = LT/EMB

Q = 0.0102 x L x D2 = GAL/EMB

L = CARRERA (pg)

D = DIÁMETRO DEL VASTAGO (pg)

580

TABLA 25

156 GASTO DE BOMBA DUPLEX DOBLE ACCION AL 90% EFICIENCIA VOLUMÉTRICA

581

582

TABLA 26

157 FORMULARIO BÁSICO NIVEL FUNDAMENTAL

583

158 27 FORMULAS PRACTICAS (NO CIENTÍFICAS)

584

585

586

587

588

589

590

591

592

593

594

595

596

597

598

TABLA 28

159 FACTORES DE CONVERSION

599

TABLA 29

160 FACTORES DE CONVERSIÓN

600

601

TABLA 30

161 FACTORES DE CONVERSIÓN

602

TABLA 31

162 FACTORS DE CONVERSIÓN

603

TABLA 32

604

163 FACTORES DE CONVERSIÓN

605

TABLA 33

164 FACTORES DE CONVERSIÓN

606

TABLA 34

607

165 GRADIENTES DE FLUIDOS

608

TABLA 35

166 GRADIENTES DE FLUIDOS

609

TABLA 36

167 PESOS ESPECIFICOS DE MATERIALES

610

TABLA 37

168 PESOS ESPECIFICOS DE MATERIALES

611

612

TABLA 38

169 MEDIDAS DE BRILOS Y ESPÁRRAGOS EN CONEXIONES BRIDAS

613

TABLA 39

614

170 CORRELACION PARCIAL ESTRAGRAFICA ORIENTE DE MÉXICO

615

TABLA 40

171 VÁLVULAS FLEX-SEAL “C”, “R” Y “S”

TAMAÑO ANILLO ORIFICIO NUMERO DE BIRLOS

NORMAL ENLACE SELLO DE PASO Y DIMENSIONES

pg lb/pg2 kg/cm2 pg pg

2 Rosca x Rosca 952.7 - 1422 67 - 100

2 1/16 Brida x Brida idem idem R o RX-23 2 1/16 8 - 5/8 X 4 3/4

3 Rosca x Rosca idem idem

3 1/8 Brida x Brida idem idem R o RX-31 3 1/8 8 - 3/4 X 5 1/2

2 Rosca x Rosca 2,000 140 2 1/16

2 1/16 Brida x Brida idem idem R o RX-23 2 1/16 8 - 5/8 X 5

3 Rosca x Rosca idem idem 3 1/8

3 1/8 Brida x Brida idem idem R o RX-31 3 1/8 8 - 3/4 X 6 5/8

2 Rosca x Rosca 3,000 211 2 1/16

2 1/16 Brida x Brida idem idem R o RX-24 2 1/16 8 - 7/8 X 5 1/2

3 Rosca x Rosca idem idem 3 1/8

3 1/8 Brida x Brida idem idem R o RX-31 3 1/8 8 - 7/8 X 7 1/2

2 Rosca x Rosca 5,000 352 2 1/16

2 1/16 Brida x Brida idem idem R o RX-24 2 1/16 8 - 7/8 X 5 1/2

3 Rosca x Rosca idem idem 3 1/8

3 1/8 Brida x Brida idem idem R o RX-35 3 1/8 8 - 1 1/8 x 8

PRESION DE TRABAJO

616

TABLA 41

172 VÁLVULAS DE COMPUERTA CAMERON TIPO “F”

ESPECIFICACIONES

617

TAMAÑO ORIFICIO PRESION DE NUMEROS MEDIDA TIPO DE NUMERO DE

NORMAL DE PASO TRABAJO BIRLOS BIRLOS ANILLO Y VUELTAS

pg pg kg/cm2 lb/pg2 pg NUMERO ABRIR CERRAR

2 1 13/16 140 - 2,000 8 5/8 x 5 R o RX -23 12 1/2

2 1/16 2 1/16 140 - 2,000 8 5/8 x 5 R o RX -23 12 1/2

2 9/16 2 9/16 140 - 2,000 8 3/4 x 5 7/8 R o RX -23 15 1/4

3 1/8 3 1/8 140 - 2,000 8 3/4 x 6 5/8 R o RX -31 18 1/4

2 1 13/16 211 - 3,000 8 7/8 x 6 1/2 R o RX -24 12 1/4

2 1/16 2 1/16 211 - 3,000 8 7/8 x 6 1/2 R o RX -24 12 1/4

2 9/19 2 9/16 211 - 3,000 8 1 x 7 1/2 R o RX -27 15 1/4

3 1/8 3 1/8 211 - 3,000 8 7/8 x 7 1/2 R o RX -31 18 1/4

2 1 13/16 352 - 5,000 8 7/8 x 6 1/2 R o RX -24 12 1/2

2 1/16 2 1/16 352 - 5,000 8 7/8 x 6 1/2 R o RX -24 12 1/2

2 9/16 2 9/16 352 - 5,000 8 1 x 7 1/2 R o RX -27 15 1/4

3 1/8 3 1/8 352 - 5,000 8 1 1/8 x 8 R o RX -35 18 1/4

1 13/19 1 13/16 703 - 10,000 8 3/4 x 5 3/4 BX- 151 12 1/2

2 1/16 2 1/16 703 - 10,000 8 3/4 x 6 1/4 BX- 152 12 1/2

2 9/16 2 9/16 703 - 10,000 8 7/8 x 7 1/4 BX- 153 15 1/4

3 1/16 3 1/16 703 - 10,000 8 1 x 8 1/2 BX- 154 18 1/4

1 13/16 1 13/16 1,055 - 15,000 8 7/8 x 8 5/16 BX- 151 12 1/2

2 1/16 2 1/16 1,055 - 15,000 8 7/8 6 7/4 BX- 152 12 1/2

2 9/16 2 9/16 1,055 - 15,000 8 1 x 7 1/5 BX- 153 15

618

TABLA 42

173 VÁLVULAS DE COMPUETA EPN-GRAY ESPECIFICACIONES

TAMAÑO ORIFICIO PRESION DE PRESION DE NUMEROS MEDIDA TIPO DE NUMERO DE

NORMAL DE PASO TRABAJO PRUEBA BIRLOS BIRLOS ANILLO Y VUELTAS

pg pg kg/cm2 lb/pg2 kg/cm2 lb/pg2 pg NUMERO ABRIR CERRAR

1 13/15 1 13/15 1,055 - 15,000 1,582 - 22,500 8 7/8/ x 6 5/16 BX - 151 15

1 13/15 1 13/15 703 - 10,000 1,055 - 15,000 8 3/4 x 5 3/4 BX - 151 15

2 1/16 2 1/16 352 - 5,000 703 - 10,000 8 7/8 x 6 1/2 Ro RX-24 15

2 1/16 2 1/16 211 - 3,000 422 - 6,000 8 7/8 x 6 1/2 Ro RX-24 15

2 1/15 2 1/15 211 - 3,000 422 - 6,000 8 7/6 x 6 1/2 Ro RX-24 15

2 1/16 2 1/16 352 - 5,000 703 - 10,000 8 7/5 x 6 1/2 Ro RX-24 15

2 1/16 2 1/16 703 - 10,000 1,055 - 15,000 8 3/4 x 6 1/4 BX - 152 15

2 9/16 2 9/16 211 - 3,000 422 - 6,000 8 1 x 7 1/2 Ro RX-27 15

2 9/16 2 9/16 703 - 10,000 1,055 - 15,000 8 7/8 x 7 1/4 BX - 153 15

3 1/8 3 1/8 211 - 3,000 422 - 6,000 8 7/8 x 7 1/2 Ro RX-31 22 1/2

3 1/8 3 1/8 352 - 5,000 703 - 10,000 8 1 1/8 x 8 Ro RX-35 22 1/2

3 1/15 3 1/15 703 - 10,000 1,055 -15,000 8 1 x 8 1/2 BX - 154 22 1/2

TABLA 43

174 VÁLVULAS DE PASO COMPLETO FIP ESPECIFICACIONES

619

TAMAÑO ORIFICIO PRESION DE NUMEROS MEDIDA TIPO DE NUMERO DE

NORMAL DE PASO TRABAJO BIRLOS BIRLOS ANILLO Y VUELTAS

pg pg kg/cm2 lb/pg2 pg NUMERO ABRIR CERRAR

2 1/16 2 1/16 140 - 2,000 8 5/8 4 1/2 R o RX - 23 13

2 1/16 2 1/16 211 - 3,000 8 7/8 x 6 R o RX - 24 13

2 1/16 2 1/16 352 - 5,000 8 7/8 x 6 R o RX - 24 13

2 9/16 2 9/16 140 - 2,000 8 3/4 X 5 R o RX - 26 16

2 9/16 2 9/16 211 - 3,000 8 1 X 6 1/2 R o RX - 27 16

2 9/16 2 9/16 352 - 5,000 8 1 X 6 1/2 R o RX - 27 16

3 1/8 3 1/8 140 - 2,000 8 3/4 x 5 1/4 R o RX - 31 20

3 1/8 3 1/8 211 - 3,000 8 7/8 x 6 R o RX - 31 20

3 1/8 3 1/8 352 - 5,000 8 1 1/8 x 7 1/4 R o RX - 35 20

1 13/16 1 13/16 703 - 10,000 8 3/4 x 5 BX - 151 13

1 13/16 1 13/16 1055 - 15,000 8 7/8 x 5 1/2 BX - 151 13

2 1/16 2 1/16 703 -10,000 8 3/4 x 5 1/4 BX - 152 12

2 1/16 2 1/16 1055 - 15,000 8 7/8 x 6 BX - 152 12

3 1/16 3 1/16 703 -10,000 8 1 X 6 3/4 BX - 154 17

3 1/16 3 1/16 1055 - 15,000 8 1 1/8 x 7 1/2 BX - 154 17