wellcontrol v2.1 esp

PREVENCIN DE REVENTONES Y

CONTROL DE POZOS

Versin 2.1 Marzo 2001

Dave Hawker

Misin Corporativa Ser una compaa lder en el mundo en brindar soluciones de perforacin y monitoreo geolgico a la

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

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

CONTENIDO

1 INTRODUCCIN...................................................................................................................................................3

2 GRADIENTES DE PRESIN................................................................................................................................4 2.1 PRESIONES RELACIONADAS CON LAS FORMACIONES ..........................................................................................4 2.2 PRESIONES DE BALANCEO DEL POZO...................................................................................................................5

2.2.1 Hidrosttica del Lodo .................................................................................................................................6 2.2.2 Densidad equivalente de Circulacin. .........................................................................................................7 2.2.3 Presiones de Surgencia (Surge Pressures) ..................................................................................................8 2.2.4 Presiones de Pistoneo(Swab pressures) ......................................................................................................9

3 ARREMETIDAS Y REVENTONES...................................................................................................................10 3.1 DEFINICIONES....................................................................................................................................................10 3.2 CAUSAS DE LAS ARREMETIDAS .........................................................................................................................11 3.3 SEALES DE ADVERTENCIA DE UNA ARREMETIDA .............................................................................................12 3.4 INDICADORES DE ARREMETIDAS DURANTE LA PERFORACIN ..........................................................................13

3.4.1 Gas de Conexin.......................................................................................................................................14 3.5 INDICADORES DURANTE UN VIAJE...................................................................................................................16

3.5.1 Margen del Viaje .......................................................................................................................................17 3.6 EXPANSIN DE GAS...........................................................................................................................................19 3.7 REVISION DEL FLUJO..................................................................................................................................20

4 EQUIPO PARA CONTROL DE ARREMETIDAS...........................................................................................21 4.1 EL SISTEMA DE PREVENSIN DE ARREMETIDAS................................................................................................21 4.2 PREVENTORES Y ARIETES.........................................................................................................................22

4.2.1 Preventor de anular...................................................................................................................................22 4.2.2 Ariete preventor .........................................................................................................................................23

4.3 CONFIGURACCION DE APILAMIENTO .................................................................................................................24 4.4 EQUIPO SUBMARINO ..........................................................................................................................................25

4.4.1 Paquete Submarino Elevable.....................................................................................................................26 4.5 ESTRANGULADOR MULTIPLE...................................................................................................................27

4.5.1 Lneas de Estrangulacin y de Matado .....................................................................................................28 4.6 CERRANDO LOS PREVENTORES ..................................................................................................................29

4.6.1 Fuente de presin ......................................................................................................................................29 4.6.2 Acumuladores ............................................................................................................................................29 4.6.3 Lnea Mltiple de Control..........................................................................................................................30

4.7 DIVERSIFICADORES ....................................................................................................................................32 4.8 PREVENTOR DE REVENTONES INTERNO..........................................................................................................33

4.8.1 Taladros con sistema rotacional de Kelly..................................................................................................33 4.8.2 Taladros con sistema de Control rotacional de Tope (Top Drive) ............................................................33 4.8.3 Preventores Adicionales ............................................................................................................................34

4.9 PREVENTORES ROTATORIOS....................................................................................................................35 5 CALCULOS DE FRACTURA .............................................................................................................................36

5.1 PRUEBA DE FUGA (LEAK OFF TEST) .............................................................................................................36 5.2 PRESIN DE FRACTURA .....................................................................................................................................38 5.3 MAXIMA PRESION DE ANULAR PREMITIDA EN SUPERFICIE............................................................41 5.4 TOLERANCIA DE ARREMETIDA (KICK TOLERANCE)................................................................................43

6 PRINCIPIOS DE CONTROL DE POZOS Y CALCULOS ..........................................................................48 6.1 BALANCEANDO PRESIONES DE FONDO DE POZO ...............................................................................48


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6.2 FORMULAS PARA CIERRE.................................................................................................................................51 6.3 AFLUENCIA DE POZO, ALTURA Y TIPO .......................................................................................................51 6.4 ESTABILIZANDO PRESIONES DE CIERRE............................................................................................................53 6.5 ARREMETIDAS INDUCIDAS.......................................................................................................................54 6.6 FLOTADORES DE UNA VA..................................................................................................................................54 6.7 VELOCIDADES DE CIRCULACIN LENTA............................................................................................................55 6.8 PESO DEL LODO DE DOMINIO DE POZO (MATADO)......................................................................................55 6.9 CIRCULANDO EL LODO DE DOMINIO DE POZO (MATADO)...........................................................................56 6.10 REDUCCIN DE PRESIN GRADUAL ..........................................................................................................58 6.11 CONSIDERACIONES EN OPERACINOES COSTA AFUERA.........................................................................59 6.12 CONSIDERACIONES EN POZOS HORIZONTALES .......................................................................................59

7 METODOS DE CONTROL DE POZO ..............................................................................................................60 7.1 TIEMPO DE ESPERA Y PESO...............................................................................................................................60 7.2 MTODO DEL PERFORADOR .........................................................................................................................62 7.3 MTODO ACTUAL .............................................................................................................................................64 7.4 MTODO VOLUMTRICO ...................................................................................................................................65

8 PROGRAMA (SOFTWARE) QLOG..................................................................................................................67 8.1 PROGRAMA DE FUGAS.......................................................................................................................................67 8.2 PROGRAMA DE INFLUJO (ARREMETIDA) /DOMINIO (MATADO)..................................................................68

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


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1 INTRODUCCIN

W. Wylie ERCB Muchos problemas pueden ser encontrados durante la perforacin de pozos, especialmente en reas que no han sido exploradas anteriormente, los cuales pueden ser considerados grandes inconvenientes cuya solucin requiere del empleo de mucho tiempo operativo, y por consiguiente de dinero. Las arremetidas y los Reventones tambin son costosos desde el punto de vista del tiempo que se emplea en controlarlos pero, a diferencia de los dems problemas que puedan surgir, estos se caracterizan por ser una amenaza directa para la seguridad de la plataforma de perforacin y su personal. Por lo tanto, es de suma importancia que todo empleado que trabaje en el monitoreo del pozo est en total capacidad de reconocer cualquier indicio de que una arremetida este sucediendo dentro de ste. El poder identificar dicho suceso en su fase inicial permite al perforador cerrar el pozo lo antes posible, poniendo en prctica un procedimiento de control del pozo ms seguro y reduciendo el riesgo tanto para el taladro como para su personal. Adicionalmente, el Ingeniero de Registro de Lodos debe comprender las teoras y procedimientos a seguirse en uno evento de control del pozo con el fin de asistir y dar soporte a la operacin.



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2 GRADIENTES DE PRESIN Sin tomar en cuenta lo que la causa, una arremetida ocurre cuando la presin del fluido de la formacin excede a la presin hidrosttoca equilibrante en el espacio anular. Esto puede causar un influjo de los fluidos de la formacin al espacio anular, y por ende, produce una arremetida que debe ser controlada. Por lo tanto, el control del pozo consiste, en esencia, en eliminar el influjo y restaurar el balance en el pozo para que la presin anular sea mayor a la presin de la formacin. Durante este proceso es de vital importancia asegurar que, mientras el pozo est cerrado, la presin en el espacio anular no llegue a fracturar la formacin ms dbil en hueco abierto. Si esto sucede durante una arremetida es porque se ha producido un reventn, lo cual se considera como el problema ms difcil de resolver y peligroso de todos los problemas que surgen en una perforacin, ya que se puede llegar incluso a la prdida del taladro y de su personal. Por lo tanto, para lograr un control de pozo efectivo es muy importante tener un buen entendimiento de las presiones de formacin que intervienen y de la presin anular que acta contra estas. 2.1 Presiones Relacionadas con las Formaciones Presin de Sobrecarga La presin ejercida, a determinada profundidad, por el peso acumulado

de sedimentos superpuestos. Es por consecuencia una funcin tanto de la matriz de roca como de fluido de poro.

Presin de Formacin La presin ejercida por el fluido contenido en los espacios porosos de las

rocas. Por lo tanto es equivalente a la presin hidrosttica del fluido de formacin en la regin; la presin ejercida por la columna vertical del fluido (o fluidos) de la formacin.

Presin de Fractura La presin mxima que puede soportar una formacin sin que se

produzca la falla. El plano ms dbil de la formacin es siempre horizontal.

ESFUERZO DE SOBRECARGA

Presin de

Fractura Poro de Formacin Presin de Fluido

Presin Hidrosttica del Lodo



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2.2 Presiones de Balanceo del Pozo Presin Hidrosttica de Lodo La presin ejercida por el peso de una columna vertical de fluido

de perforacin esttico o lodo. Densidad Equivalente de Circulacin A pesar de expresarse en trminos de peso de lodo equivalente,

es en realidad un aumento en la presin anular producido por las prdidas de presin de friccin que resultan de la circulacin del lodo.

Presin de Pistoneo Esta es una reduccin en la presin anular producida por las

prdidas de presin de friccin resultantes del movimiento de lodos que se produce al retirar la sarta. Si la presin anular es menor a la presin de la formacin se producir un influjo.

Presin de Surgencia Aumento en la presin anular debido a los incrementos de la

presin de friccin cuando se inserta la sarta de tubera en el pozo. Si la presin de surgencia excede a la presin de la friccin se puede producir un derrumbamiento de la formacin.

Presin Sobrecarga (SBC) Fractura (Pfrac) Hidrosttica del lodo Formacin (PF) ECD

Profundidad

Vertical

Si la presin de la formacin excede a la presin anular de balance >>> ARREMETIDA

Si la presin anular excede la presin de fractura >>> FRACTURA


Por esta razn se debe seleccionar el peso del lodo para que sea tan alto como se requiera para equilibrar la presin de la formacin y prevenir la arremetida, pero tampoco puede ser muy elevado porque puede producir la fractura en una formacin menos profunda y dbil. Esto puede llevar a la prdida de circulacin de los fluidos a poca profundidad, mientras se produce la arremetida en las formaciones ms profundas, lo que se denomina un reventn subterrneo. La Presin Anular es en consecuencia de suma importancia para el balance y control del pozo. Depende del peso del lodo aun cuando sta presin esttica puede incrementarse o disminuirse en ciertas situaciones:

Subir la tubera causa pistoneo lo que reduce la presin anular. Insertar la tubera causa presin de Surgencia, lo cual incrementa la presin anular. La circulacin tambin produce aumentos en la presin anular.

Por lo general se denomina a las presiones relacionadas con la Formacin como peso equivalente de lodo (EMW), ya que de esta forma se puede visualizar convenientemente las presiones ejercidas dentro del pozo. 2.2.1 Hidrosttica del Lodo La Presin Hidrosttica se define como aquella presin que ejerce el peso de una columna esttica de fluido a determinada profundidad. Es por esto que se puede constatar que cuando un determinado fluido de perforacin, o lodo, llena el anulo, la presin ejercida a cualquier profundidad equivale a la Presin Hidrosttica del Lodo. A cualquier profundidad: - HYDmud (Presin Hidrosttica) = peso de lodo x TVD x g PSI = PPG x pie x 0.052 KPa = kg/m3 x m x 0.00981

PSI = SG x pie x 0.433

PSI = libras por pulgada al cuadrado ppg = libras por galn KPa = kilo Pascal SG = gravedad especfica (gm/cc)

Esto da como resultado la presin de balanceo dentro del pozo cuando no se est perforando y la columna de lodo se encuentre esttica. Al iniciarse los movimientos del lodo, las prdidas de presin por la friccin producirn ya sea aumentos o disminuciones en la presin de balance, dependiendo de la actividad que se realice al momento.


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

Si se permite que la presin de la formacin exceda al valor de la presin del pozo, esto puede originar un influjo de fluidos de la formacin al pozo, lo que resultara en una arremetida.

Al permitir que la presin del pozo exceda al valor de la presin de fractura se puede producir una

fractura, lo que provocara a su vez la prdida de circulacin y posiblemente un reventn.

2.2.2 Densidad Equivalente de Circulacin. Durante la circulacin, la presin ejercida por la columna de fluido dinmico en el fondo del pozo aumenta (al igual que la presin equivalente en cualquier punto del nulo), lo que incrementa los resultados de las fuerzas de friccin y las prdidas de presin anular originadas por el movimiento del fluido. Es de vital importancia conocer el valor de dicha presin mientras se ejecuten los trabajos de perforacin ya que la presin de balance en el pozo al momento es mayor que la presin producida por la columna esttica de lodo. El aumento de la presin de circulacin originara: - Un sobre balance en comparacin a la presin de la formacin. Un aumento del riesgo de invasin de la formacin Una invasin ms severa de la formacin Un aumento del riesgo de pega diferencial Una mayor carga sobre el equipo de superficie. La presin incrementada se denomina Presin Dinmica o Presin de Circulacin del Fondo del Pozo. (BHCP). BHCP = HYDmud + Pa en donde Pa es la sumatoria de las prdidas de presin anular Al convertir dicha presin a su equivalente en peso de lodo se debe utilizar el trmino Densidad Equivalente de Circulacin (ECD).

ECD = PL + Pa (g x TVD)

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

KPa = kg/m3 + (Kpa / (m x 0.00981))


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Al perforar tambin debemos tomar en cuenta el peso de los cortes perforados, ya que el peso de los cortes sobre el nulo, adicionalmente al peso del lodo, provocarn siempre un incremento de la presin en el fondo del pozo. Los cambios de presin, al igual que el incremento en la presin del fondo del pozo debido a la circulacin (ECD), son considerados como el resultado del movimiento inducido del lodo, y de las presiones de friccin resultantes, al introducir o retirar la tubera del pozo. 2.2.3 Presiones Subientes Las presiones subientes son el resultado de la inmersin de la tubera en el pozo, lo que produce un movimiento ascendente del lodo dentro del anulo al ser ste desplazado por la sarta de perforacin (tal como se observa con el lodo desplazado en la superficie dentro del sistema de pozos), y que resulta en presin de friccin.

Al introducir la tubera al pozo, la presin de friccin produce un aumento, o subida, de la presin. El valor del aumento en la presin depende de varios factores tales como la dimensin de la tubera, la velocidad de inmersin de la tubera, el desfogue del nulo y si la tubera se encuentra abierta o cerrada. Adems de la presin de friccin, la cual puede calcularse, es necesario considerar que un movimiento demasiado acelerado de inmersin de la tubera provocara una ola de reaccin que viajara por el lodo y sera perjudicial para el pozo. La Presin de Surgencia por lo general ocasiona daos en la formacin, tales como invasiones de lodo en formaciones permeables, condiciones de inestabilidad del pozo, etc.

Sin embargo, el verdadero peligro que representa la presin de surgencia es que al ser excesiva puede ser mayor que el valor de la presin de fractura de las formaciones ms dbiles o no consolidadas, lo que producira un colapso. Por lo general se maneja el concepto equivocado de que si la sarta se encuentra dentro de la tubera de revestimiento (casing, el pozo abierto estar libre de sufrir presiones de surgencia. Definitivamente eso no sucede! Sin importar la profundidad de la broca durante la insercin, la presin de surgencia producida por el movimiento del lodo a dicha profundidad tambin ejercer presin en el fondo del pozo. En consecuencia, an cuando la sarta se encuentre dentro de la tubera de revestimiento, si el valor de la presin de surgencia resultante es lo suficientemente elevado, podra causar el colapso de una formacin en un pozo abierto. Esto es extremadamente pertinente cuando la profundidad del pozo no sobrepasa con mucho al ltimo punto de la tubera de revestimiento. La introduccin de la tubera de revestimiento es un momento muy vulnerable para experimentar presiones de surgencia, debido al mnimo espacio anular entre la parte externa del revestimiento y las paredes del hoyo, y a que el extremo de la tubera de revestimiento se encuentra cerrado. Es por esto que


la tubera de revestimiento siempre se sumerge a muy baja velocidad y el desplazamiento de lodo se monitorea constantemente. 2.2.4 Presiones de Pistoneo De igual manera las presiones de pistoneo son un resultado de la friccin causada por el movimiento del lodo, pero a diferencia de la anterior, se producen al retirar la tubera del pozo. Las prdidas de presin de friccin, con movimiento ascendente de tubera, producen una reduccin en la presin hidrosttica del lodo. El movimiento del lodo es el resultado de dos procesos principalmente: - 1. Con un movimiento lento de la tubera se puede producir un movimiento inicial ascendente del lodo

que rodea a la tubera. Debido a la viscosidad del lodo, ste tiende a adherirse a la tubera y puede ser llevado hacia arriba al subir la tubera.

2. Ms importante an, al continuar el ascenso de la tubera, y especialmente si se lo hace con

movimientos rpidos, se dejar un espacio vaco justo debajo de la broca y, lgicamente, el lodo del anulo descender para llenar este vaco.

Esta prdida de presin de friccin origina una reduccin en la presin hidrosttica del lodo. Si el valor de la presin se reduce hasta ser menor al valor de la presin de fluido dentro del poro de la formacin, dos situaciones pueden ocurrir: - 1. Con formaciones de lutita impermeable, la situacin de desequilibrio

produce que la formacin se desmorone y ceda la pared del pozo. Esto da origen a los ya conocidos derrumbes de formacin que llegan a sobrecargar el anulo y conducen al empaquetamiento de la sarta de perforacin.

2. Con formaciones permeables la situacin se vuelve ms crtica an y,

simplemente, la situacin de desequilibrio originar la invasin de los fluidos de la formacin, lo que puede originar un reventn.

Adems de estas prdidas de presin de friccin, un proceso tipo pistn puede producir ms influjo de fluido proveniente de las formaciones permeables. Al arrastrar herramientas cuyo dimetro se ajusta al dimetro del pozo, tales como estabilizadores, a travs de formaciones permeables, la falta de desalojo del anulo puede causar un efecto de jeringa, inyectando fluidos en el pozo. Ms del 25% de los reventones son producidos por la reduccin de la presin hidrosttica, causada

por el pistoneo. Adems de afectar al aspecto de seguridad del pozo, los fluidos que ingresan al pozo debido al

pistoneo pueden producir la contaminacin del lodo y llevar a la costosa labor de reemplazar el lodo. Los cambios de presin experimentados al cambiar la direccin de la tubera, como por ejemplo

durante las conexiones, pueden ser muy dainas para el pozo porque pueden causar el enlodamiento


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de las arcillas o lutitas, formando puentes o salientes de rocas, y pueden inducir a rellenar el pozo con lodo y rimarlo (repasarlo).

3 ARREMETIDAS Y REVENTONES 3.1 Definiciones Qu es una arremetida? Es un influjo de lquido de formacin al pozo, el cual puede ser

controlado desde la superficie. Qu circunstancias deben existir para que suceda un reventn?

1. La presin de la formacin debe ser mayor que la presin anular o del pozo. Los lquidos fluyen en la direccin de la presin decreciente o de la presin ms pequea.

2. La formacin debe ser permeable para que los fluidos de la formacin

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

desde la superficie. Qu es un reventn subterrneo?

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

Qu es un reventn en superficie? Se produce un reventn en superficie cuando no es posible cerrar

el pozo para prevenir el flujo de fluidos en la superficie. Es de vital importancia para el control del pozo el prevenir que una arremetida se convierta en un reventn !


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3.2 Causas de las Arremetidas No mantener el pozo lleno al retirar la tubera Al retirar la tubera del pozo es necesario bombear lodo al pozo para reemplazar el volumen del acero retirado. Si no se sigue este procedimiento, el nivel del lodo en el pozo caer lo que producira un descenso en la presin hidrosttica del lodo. Es muy importante mantener el pozo lleno al retirar los lastra barrenas de perforacin debido a que contienen mayor volumen de acero. Reduccin de la presin anular debido al pistoneo. Las fuerzas de ficcin producidas por el movimiento del lodo al retirar la tubera reducen la presin anular y esto resulta ms crtico al momento de iniciar un viaje cuando el pozo est equilibrado gracias a la hidrosttica del lodo y cuando las presiones de pistoneo son mayores. Prdida de Circulacin Si se pierde el fluido de perforacin a travs de una formacin esto puede producir un descenso del nivel del lodo en el pozo y una reduccin de la presin hidrosttica. ROP excesivo al perforar a travs de arenas gaseosas Si se permite el ingreso de gas al espacio anular en grandes cantidades, especialmente mientras ste se eleva y empieza a expandirse, se producir una reduccin en la presin anular. Formaciones subpresurizadas Pueden ser propensas a la fractura y a la prdida de circulacin, lo que llevara a una prdida de la cabeza hidrosttica en el anular. Formaciones sobre presurizadas Es natural que si la presin de la formacin es superior a la presin del anular, se producir una arremetida.


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3.3 Seales de advertencia de una arremetida Antes de que se produzca un influjo o arremetida, se pueden observar varias seales e indicaciones que logran advertir sobre la posibilidad de que estos sucesos ocurrirn o que, de hecho, estn a punto de ocurrir.

Zonas de prdida de circulacin Con altas presiones de surgencia es necesario prestar atencin a posibles

signos de fractura y de prdida de circulacin. Las formaciones ms dbiles y fracturadas pueden ser identificadas por experimentar ROPs y un torque errtico ms elevados. Los retornos reducidos de lodo, los cuales se identifican por una reduccin en el flujo del lodo y un descenso en el volumen del pozo, indican una prdida de fluidos de la formacin.

Zonas de Transicin Incremento en ROP y descenso de la tendencia del exponente de

perforacin. Incremento en los niveles de gas. Aparece el gas de conexin. Seales de inestabilidad en el pozo, pozo apretado, torque de perforacin, sobre tensin y arrastre. Temperatura del lodo en aumento. Incremento en el volumen de cortes, derrumbes, reduccin de la densidad de la lutita.

Cuerpos sellados sobre presurizados Cambios bruscos en la rata de penetracin, como consecuencia de las

presiones diferenciales y de alta porosidad.

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

posible influjo.


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

Descenso gradual de la Presin de Bombeo

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

Cada de la presin de bombeo como resultado directo del ingreso de fluidos de formacin de baja densidad al pozo, lo que reduce la presin hidrosttica del lodo en general.

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

La cada de la presin ser lenta y gradual al inicio, pero mientras ms tiempo tarde en detectarse la arremetida, el descenso ser exponencial.

Aumento del flujo de lodo desde el anular, seguido por..

Un incremento en los niveles del lodo en los tanques del sistema.

Mientras que los fluidos de la formacin ingresan a la boca del pozo, un volumen equivalente de lodo ser, necesariamente, desplazado del anulo a la superficie, el cual ser adicional al volumen del lodo que circula y mostrar un incremento en el valor del flujo del lodo.

En caso de experimentar un influjo de gas, el desplazamiento del lodo se incrementar de forma dramtica mientras se produce la expansin del gas.

Mientras contina el influjo.

Variaciones en la carga del gancho/ Peso en la Broca

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

Si el influjo llega a la superficie.

Lodo contaminado, especialmente lodo cortado con gas

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

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

DETECCIN TEMPRANA..REVISIN DEL FLUJO..CIERRE DEL POZO SI FLUYE


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3.4.1 Gas de Conexin Los gases de conexin son un indicador exacto del aumento en la formacin (y por lo tanto una advertencia de que un reventn podra suceder) como consecuencia de un desequilibrio temporal en el pozo.

Los gases de conexin aparecern como una respuesta claramente definida y de corta duracin, con una respuesta de gas abrupta, la duracin de un tiempo fondo - arriba luego de reencender las bombas despus de la conexin. Este desequilibrio temporal puede resultar de la siguiente manera: Una reduccin de presin (en la ECD) debido al

pistoneo producido por el levantamiento de la tubera.

Una reduccin de la hidrosttica del lodo cuando

se detiene el bombeo y se coloca la sarta en los soportes o cuas.

Una succin tipo pistn ejercida por las

herramientas de dimetro similar al dimetro del pozo, tales como los estabilizadores y las brocas, mientras se arrastran a travs de formaciones permeables.

El pistoneo es el resultado del arrastre inicial del

lodo junto con la sarta debido a su viscosidad. El movimiento del lodo produce prdidas de presin de friccin que disminuyen la presin del anulo. Esto ocurre a lo largo de toda la tubera. Adems, el movimiento del lodo tambin ocurre hacia abajo, como resultado de la llenada de lodo a travs de la sarta para cubrir el espacio dejado por la tubera.

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

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

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

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



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En todo caso, es ms probable que aparezcan los gases de conexin desde el fondo del pozo: Aqu es cuando la cada de presin es mayor Aqu ocurre que el espacio anular en la zona donde estn ubicados las herramientas de ensamblaje de

fondo y lastra barrenas es reducido. Lo contrario ocurre con la tubera de perforacin. No existir ninguna costra para proteccin contra pequeos influjos desde las formaciones

permeables. Las arcillas impermeables tambin estn en capacidad de producir gas de conexin a travs de las fracturas y los deslizamientos (izquierda) y no del influjo como sucede con las formaciones permeables. Cuando las paredes del pozo producen derrumbes se llega a exponer la porosidad y, durante este proceso, se liberan los gases.

Impermeable

Permeable P.hidFP >

Por lo tanto, los gases de conexin indican claramente que se ha producido un influjo de los fluidos de la formacin al reducirse temporalmente la presin anular. Una vez que se ha registrado el gas de conexin, se deber observar detenidamente las conexiones subsiguientes para determinar seales de aumento de

presin y/o de pistoneo. Una tendencia al alza indicar que el pozo se acerca cada vez ms al equilibrio y que una arremetida podra ocurrir eventualmente en lugar de un influjo temporal. Esta reduccin en la presin diferencial podra originarse por: El aumento de la presin de la formacin

a travs de una zona de transicin, O Una reduccin en la presin del anulo al

permitir el ingreso de ms gas al anular debido al incremento en el pistoneo.

Aumento en Gas liberado

Gas Producido GC GC

CG

Flujo del Pozo


Si los gases del entorno y los de conexin van en aumento, el peso del lodo tambin debe ser incrementado para que el pozo vuelva al equilibrio. 3.5 Indicadores Durante el Viaje

Relleno insuficiente del fluido de perforacin al pozo

Al retirar la tubera del pozo, el pozo no recibe el suficiente lodo de relleno para compensar el volumen de la tubera retirada. Esto indica que: Una arremetida ha sido succionada de alguna formacin a la boca del pozo, o que Se est perdiendo el lodo a travs de la formacin

Un viaje hmedo

En el cual el influjo y la presin bajo la sarta previenen que el lodo se escurra desde la sarta, mientras sta se retira.

Pistoneo

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

Aumento en el pozo

Un incremento continuo en el nivel del tanque de viaje muestra claramente que una arremetida est sucediendo.

Ganancia de volumen en los tanque s de lodo

De igual manera, el lodo que fluye a la superficie revela un influjo. El flujo tambin puede resultar de los fluidos de pistoneo que migran y se expanden en el anulo. Este proceso por si mismo puede ser suficiente para reducir la hidrosttica hasta el punto de producir un influjo.

Relleno del pozo

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

Broca apretada

Esto es ms una advertencia que un indicador, una broca apretada es una seal de estar trabajando en un pozo apretado como resultado de altas presiones.


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

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

No se puede cerrar el pozo (los ramales de la tubera o del anulo) si los collares (lastra barrenas) de perforacin estn pasando a travs de los BOPs.

3.5.1 Margen del Viaje La reduccin de la presin durante el pistoneo es de vital importancia durante el viaje (a diferencia de lo expuesto sobre las conexiones), debido a que:

La presin de equilibrio es la hidrosttica en lugar de una ECD ms alta. Al retirar cada parada de la sarta se produce un pistoneo recurrente.

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

Para minimizar la reduccin en la presin es necesario:

Retirar lentamente la sarta de la tubera. Mantener la viscosidad del lodo lo ms baja posible (siempre teniendo en cuenta que se debe

mantener las propiedades de limpieza y de levantamiento de cortes del lodo durante la perforacin).

Para asegurarse que la reduccin en la presin no provocar un desequilibrio, es posible calcular un margen de seguridad o viaje:

Reduccinde la Presin

Y KPa X m/min Velocidad del

arrastre


Podemos crear un grafico que demuestre, para un determinado perfil del pozo, sistema del lodo, etc., las cadas de presin (Y) resultantes para determinado tramo de tubera, siendo levantada a varias velocidades de viaje (X). Para este grfico:

Para una velocidad determinada, es posible calcular el peso del lodo adicional que proporcione un margen de viaje especfico sobre la presin de la formacin.

Para una situacin de sobre equilibrio, es posible calcular la velocidad mxima de funcionamiento

con el fin de evitar la creacin de un desequilibrio. Ejemplo: Se anticipa un cambio en la formacin a 3400m, cul es el peso del lodo requerido para obtener un margen de viaje de 500Kpa? La presin estimada de la formacin es de 1045 kg/m3 (emw).

Presin de la Formacin = 1045 x 3400 x 0.00981 = 34855 KPa BHP requerido = 34855 + 500 = 35355 KPa MW = 35355 / (3400*0.00981) = 1060 kg/m3

Si se conoce que el valor actual del peso del lodo se estabiliz en 1060 kg/m3, es posible utilizar el Programa Swab/Surge (Pistoneo/Surgencia) para determinar la velocidad mxima de arrastre de la tubera y no sobrepasar el lmite de 500KPa de cada de presin. De este modo, an cuando se produzca el pistoneo, la presin anular nunca podr descender debajo del valor de la presin de la formacin.


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3.6 Expansin de Gas Segn la ley de Boyle, la relacin entre la presin, el volumen y la temperatura (PV/T) es una constante. Las burbujas de gas se expanden mientras suben por el nulo y la presin hidrosttica del lodo (la cual acta en contra de las burbujas) disminuye. Al dividir en dos la profundidad vertical, la presin hidrosttica tambin se divide en la misma proporcin. Por lo tanto, de acuerdo con la Ley de Boyle, las burbujas de gas duplican su tamao. Al utilizar sistemas de lodos con base de agua, el gas metano por lo general se presentar como un gas libre, en lugar de aparecer como un gas disuelto (A condiciones normales, mxima cantidad de C1 en solucin es 3%). Por lo tanto, cuando un influ o de gas suba por el nulo se podr observar una expansin incrementada:

D

D

D

p Para ilustrar cuan importaningresan al pozo a 4000m. A. 2000m 1000m 500m 250m 125m 60m

DATALOG: MANUAL DE B j8V4VV

/8

Volumen de/4 /2 D

rofun

te pue

VVVVVV

OP Y didad

de ser la

= 1 m3 = 2 m3 = 4 m3 = 8 m3 = 16 m3 = 32 m3

CONTRO expansin d

L DE POZOS,e ga

Verss, asumamos que m3 (500 litros) de gas

ion 2.1, emitida Marzo, 2001 19


Por el contrario, los lodos con base en aceite (aprox. 10% de C1 soluble a Condiciones normales), y peor an, en aceites minerales (~15%), tienen puntos de burbujas ms elevados y es posible que las burbujas de gas no aparezcan hasta que el influjo se encuentre muy cerca de la superficie. Punto de la

Burbuja

Gas en solucin, no expansin

Es por esto que SPP, MFO y los indicadores del nivel de tanques pueden no ser significativos hasta que el influjo est cerca, o ya en la superficie, en donde la expansin sera casi inmediata al liberarse el gas de la solucin. Es verdaderamente importante tratar de identificar el influjo propiamente dicho en una pequea variacin de volumen.

3.7 Anlisis de Fluido Existen dos formas de realizar un anlisis de fluido que determine si el pozo se encuentra esttico o est fluyendo:

Mirar debajo de la mesa rotaria en la cabeza del pozo, determinar visualmente si hay fllujo dentro del pozo.

Dirigir el flujo del pozo hacia el tanque de viaje y monitorear el nivel para observar si ha sufrido

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

Cuando existen cambios significantes en la rata de penetracin (drilling breaks) Cundo se observa cualquier indicador de reventn durante la perforacin, especialmente los

cambios en el flujo de retorno del lodo. Antes de limpiar la tubera en su parte interna antes de retirarla del pozo. Despus de retirar las primeras paradas de tubera para verificar que el pistoneo no haya

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

de Arremetidas (BOP). Monitoreo constante (tanque de viaje) mientras se encuentre fuera del pozo.

Si el pozo fluye, debe cerrarse.


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4 EQUIPO PARA CONTROL DE ARREMETIDAS 4.1 El Sistema de Prevencin de Arremetidas Para prevenir una arremetida es necesario contar con un sistema para cerrar o sellar el pozo que permita mantener bajo control el flujo de fluidos de la formacin. Esto se logra a travs del sistema de Prevencin de Arremetidas (BOP), un arreglo o conjunto de preventores, vlvulas y bobinas colocados a la cabeza del pozo. Comnmente se lo conoce como el arreglo apilado (stack), y su propsito es: -

Sellar el pozo para mantener bajo control el flujo de fluidos de la formacin. Evitar que los fluidos escapen hacia la superficie. Permitir el desalojo de fluidos del pozo de una manera controlada. Permitir de una manera controlada el bombeo de fluido de perforacin al pozo para equilibrar la

presin de la formacin y prevenir influjos posteriores. Permitir el movimiento de ingreso o salida de la tubera en el pozo.

La distribucin y el tamao del sistema de preventores (BOP) se determinan de acuerdo con el peligro esperado y la proteccin requerida, adems del tipo y tamao de la tubera a utilizarse. Existen varios rangos de presin de trabajo para Prevencin de Arremetidas establecidas por el Instituto Americano de Petrleo (API), las cuales se basan en el rango ms bajo de presin de uno de los artculos instalados en el sistema de arreglo de preventores, los cuales pueden ser, los preventores en si, el cabezal del revestidor, u otro acople. Dependiendo del rango de la tubera de revestimiento y las presiones de formacin esperadas debajo del punto de asentamiento del revestidor se puede instalar un BOP graduado apropiadamente. Por lo general los BOPs tienen graduaciones de 5,000, 10,000, o 20,000 psi. Los requerimientos para un sistema de arreglo de preventores son:

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

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

Debe contar con un procedimiento de cierre simple y rpido.

Debe contar con lneas controlables para desfogar la presin.

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

Debe contar con la habilidad de colgar o cortar la tubera, ser cerrardo en caso de que la

instalacin sea submarina, desmontar el elevador y abandonar el sitio.

Las instalaciones submarinas no deben ser afectados por el movimiento lateral del elevador provocado por el movimiento existente y las variaciones de la marea. Esto se logra a travs de una conexin de bola.


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4.2 Preventores y arietes Se aplica estos nombres a varias empacaduras que pueden ser cerradas para sellar la cabeza del pozo. A continuacin se muestra un arreglo pequeo de BOP para un pozo poco profundo en tierra.

tierra

Cierre manual posible en

Ariete

Preventor de anular

4.2.1 Preventor de anular

Este grfico muestra un empaquetador reforzado (sello de caucho) que rodea al pozo. Al aplicar presin puede cerrarse alrededor de una tubera de cualquier tamao y, de este modo, cerrar el anular. Con el aumento de presin tambin puede cerrar tubera de mayor dimetro incluyendo a la tubera de perforacin, tubera pesada no muy rgida (collares) y el kelly. Sin embargo no se lo puede utilizar en tubera de forma irregular o en herramientas tales como collares de perforacin espirales o estabilizadores. Este sistema permite reducir la velocidad de la rotacin y el movimiento vertical de la tubera mientras que el pozo se encuentre sellado. Al viaje que se realiza en el pozo cuando se tiene un preventor anular cerrado se lo conoce como . Se conoce como al proceso de retirar la tubera del pozo cuando el preventor anular se encuentre

cerrado.


Tambin se puede cerrar un pozo abierto con un preventor anular cuando no haya tubera dentro del mismo. 4.2.2 Preventores de Ariete Los preventores de ariete tienen un sello de caucho ms rgido que calza alrededor de formas especficas y pre diseadas.

Arietes de tubera/ revest. En este caso el sello de caucho coincide, exactamente, con el dimetro

especfico de la tubera para que el anular se encuentre completamente sellado cuando la tubera se encuentre dentro del pozo.

Es por esto que el arreglo de BOPs debe incluir arietes de tubera para cada tamao de tubera que ingrese en el pozo.

Arietes Ciego/de Corte Se utiliza arietes ciego o de Corte para cerrar un anulo abierto, es decir,

cuando no hay tubera dentro del pozo.

Si hay tubera dentro del pozo, los arietes ciegos cortarn la tubera al cerrar el pozo.

Si est equipado con hojas metlicas cortantes, la tubera se cortar. Este tipo es ms comn en arreglos marinos porque permite que la tubera se soporte en los arietes de tubera y se corte por medio de las hojas cortantes, lo que permite que el taladro desaloje el sitio.


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4.3 Configuracin de apilamiento

Lneas de ahogo y muerte

Preventor anular

Ariete ciego / corte

Ariete tubera

Ariete tubera

Ariete tubera

Cabezal de revestidor

Esquema de apilamiento simple de BOP

El preventor anular simple ir posicionado sobre el apilamiento de los BOP. La ubicacin de las distintos arietes y lneas depende del tipo de las operaciones. A continuacin se detallan los beneficios o desventajas que brinda el colocar los arietes ciegos o de corte sobre o debajo de los arietes de tubera.

Arietes ciegos inferiores Se puede cerrar el pozo con el fin de permitir la reparacin o el reemplazo de otros arietes, es decir, funcionara como una vlvula maestra.

La sarta no puede ser suspendida sobre arietes de tubera.

Arietes ciegos superiores

La sarta puede ser suspendida en los arietes de tubera y retirada y posteriormente se podr cerrar el pozo con el ariete ciego.


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DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Version 2.1, emitida Marzo, 2001 25


Los arietes de tubera pueden cerrarse cuando la tubera se encuentre dentro del pozo y los arietes ciegos pueden ser reemplazados con los arietes de tubera. Esto minimiza el desgaste y permite que se pueda efectuar la operacin de la tubera.

4.4 Equipo Submarino

Tubera de elevacin marina, Vlvula y lnea de dominio

Unin

circular/flexible

Empaque de Tubera de Elevacin Marina Bajo

Lneas flexibles o anillos (vlvula + Preventor anular, generalmente

dos B

OP Stack

Tubera y Arietes empaquetadores de

proteccin

Bases Guas Temporales y Permanentes


4.4.1 Paquete submarino Elevable

Podio de control

Preventor Anular

Conexin de la Tubera

Unin Circular/ Flexible

Lneas flexibles de conexin a las vlvulas de dominio/flexibles


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27

4.5 Estrangulador Mltiple Se aplica una presin de retorno luego de un influjo y cierre de pozo, para as lograr balancearlo, cambiando la ruta del flujo a travs de vlvulas ajustables (estranguladores mltiples). Entonces, se puede controlar la fuga de fluidos y presin en forma segura. Un cierre suave se realiza cuando una vlvula se abre antes de que se cierren los arietes, para minimizar el choque o impacto sobre la formacin. Un cierre fuerte ocurre cuando la vlvula se ajusta antes del cierre. Las vlvulas se conectan a la base del BOP a travs de una serie de lneas y vlvulas que proveen un nmero diferente de rutas de fluido as como la habilidad de detener completamente el flujo de fluidos. Este arreglo se lo conoce como estrangulador mltiple (choke manifold). Nuevamente, la lnea de estrangulacin mltiple debe cumplir con requerimientos especficos:

La lnea tiene una capacidad de presin igual a la velocidad de la presin de la operacin de la base BOP (igual al componente ms dbil).

La lnea de vlvulas que conectan el mltiple al arreglo de preventores deben estar tan rectas

como sea posible y ancladas firmemente.

Deben existir rutas de fluido y teas alternativas en la parte baja de la lnea de vlvulas para as aislar el equipo que requiera reparacin.


4.5.1 Lneas de estrangulacin y de matado Las lneas de estrangulacin se utilizan generalmente para dejar escapar fluidos del anular. Las lneas de matado se utilizan generalmente para bombear lodo al pozo si no se lo puede hacer a travs de la sarta de perforacin. La colocacin o configuracin de los arietes apilados determinan la posicin de las lneas de matado. Se localizarn directamente bajo uno o ms arietes para que cuando se cierren, el fluido y la presin se mantengan bajo control (lnea de estrangulacin). El estrangulador tiene una ruta hacia el mltiple, sitio donde pueden ser monitoreadas las presiones. Un estrangulador ajustable permite que la presin de retorno que se aplica al pozo se ajuste para mantener el control. Tambin permiten una va alterna para el bombeo del lodo de perforacin o cemento dentro del pozo, si no es posible que circule a travs de la barra o de la sarta de perforacin (lnea de matado). La lnea de matado se alinear generalmente con las bombas del taladro pero, muchas veces se puede utilizar una lnea de matado remota como una bomba auxiliar de alta presin. Aun cuando los preventores pudiesen tener salidas para adjuntar el estrangulador y las lneas de matado, se usa bobinas para perforacin separadas. Esto es un acople de ruptura que se fija entre los preventores creando un espacio extra (el cual sera requerido para para colgar la tubera y tener suficiente espacio para las uniones entre arietes ) para permitir anexar las lneas de matado. En taladros flotantes, cuando la base del BOP est en el fondo marino, el mltiple y la lnea de matado se adhieren en el lado opuesto al elevador submarino. Las lneas deben ser flexibles en la parte superior e inferior del elevador para permitir movimientos y levantamientos.


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4.6 Cerrando los Preventores Los preventores se cierran hidrulicamente, con un fluido que se suple bajo presin. El cierre manual es posible solo si el arreglo de preventores es accessible. Hay tres componentes principales en el sistema para cerrar los preventers:-

1. Fuente de presin 2. Acumuladores 3. Mltiple de Control

4.6.1 Fuente de presin

El fluido hidrulico debe ser administrado bajo una presin suficiente para que se cierren los arietes.

Las bombas elctricas y neumticas se utilizan para administrar el fluido hidrulico bajo la

presin antes mencionada.

Adicionalmente, siempre deben haber bombas de repuesto y fuentes de electricidad alternativas o aire para prenderlas.

4.6.2 Acumuladores Las botellas de acumulacin son una serie de botellas precargadas de nitrgeno que almacenan y administran fluido hidrulico bajo presin, necesaria para cerrar los preventores.

Los diversos tipos de preventores tienen un amplio rango de presiones operativas y requieren volmenes diferentes de fluido hidrulico para su funcionamiento.

Se debe conocer el volumen total de fluido hidrulico requerido para operar todo el conjunto de

arreglos apilados de preventores.

Las botellas de acumulacin estn unidas para almacenar el volumen necesario.

Las botellas estn cargadas previamente de nitrgeno (generalmente entre 750 1000 psi)

El fluido hidrulico se bombea hacia adentro de las botellas, comprimiendo el nitrgeno e incrementando la presin en la botella.

La presin operativa (mnima requerida 1200 psi, mxima generalmente 3000 psi) determina la

cantidad de fluido hidrulico disponible de cada botella y por lo tanto, el nmero total de botellas requerido.

Por ejemplo:-


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A B C A Pre-cargadas P = 1000psi V = 40litros B Cargo de Fluido Mximo P = 3000psi N2 volumen = (1000*40)/3000 = 13.33litros C Presin Mnima Operativa P = 1200psi N2 volumen = (1000*40)/1200 = 33.33litros

Por lo tanto, el fluido hidrulico utilizable, por cada botella, es de 20 litros. 4.6.3 Mltiple de Control Este es bsicamente el centro de operaciones para el control del pozo. El Mltiple de control dirige el flujo del lquido hidrulico hacia el ariete o preventor correcto. Los reguladores reducen la presin desde el valor de la presin operativa del acumulador hasta la presin operativa del preventor, generalmente 500-1500psi. El panel maestro de control se sita generalmente en la caseta de perro , con un segundo panel en otra rea segura. Comnmente, la operacin neumtica se utiliza para abrir y cerrar el preventor, los estranguladores, y las lneas de matado y regula las presiones.


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

Se requieren tambin lneas de seal o lneas piloto adicionales a las lneas de fluido hidrulico. Los reguladores bajo el agua y las vlvulas controlan el flujo y presin del fluido hidrulico luego

de recibir una seal desde la superficie.


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4.7 Diversificadores El diversificador en un que trabaja a baja presin, instalado bajo el neplo de campana y la lnea de flujo. Dirige el fluido del pozo para que no llegue al taladro y al personal. Comnmente se los utiliza antes de instalar el arreglo de BOPs para dar seguridad en el evento de que se encuentre gas en zonas superficiales. Los diversificadores son esenciales en la perforacin costa afuera pero estn diseados para manejar presiones bajas. Est diseado para empaquetar o encerrar el cuadrante o Nelly, o la tubera de perforacin y dirigir el flujo hacia otro lugar. Si se quiere controlar presiones altas o cerrar completamente el pozo, los resultados sern una falla o un descontrol en el flujo, ocasionando una fractura en la formacin alrededor del revestidor superficial o del tubo conductor. Generalmente se instalan dos lneas de diversificadotes y en el caso de una arremetida:-

Se abrirn una o ambas lneas de diversificador Se cierra una empacadura alrededor de la tubera de perforacin, o cuadrante (Kelly) para aislar

el espacio anular

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

La respuesta debe ser rpida ya que con gas poco profundo la cabeza hidrosttica es mnima y el gas llegar rpidamente a la superficie. Se debe abrir una lnea de viento antes de cerrar el empaque para prevenir que el gas salga a travs del tubo conductor.

Estructura del taladro

Ensamblaje del diverdificador

Este esquema muestra una instalacin tpica para barcazas de perforacin y plataformas semi sumergibles.

Tubera Submarina auto elevable

Se lo ensambla en la subestructura del piso de perforacin sobre la tubera submarina autoelevable. Preventor Anular LMRP

El movimiento relativo entre el arreglo de preventores y el taladro se contabiliza mediante una unin flexible/circular ubicada bajo el arreglo. Arietes Preventores Una segunda unin flexible se instala entre el diversificador y la unin telescpica de la tubera autoelevable.

Fondo del mar


4.8 Preventor de Reventones Interno Esto se refiere al equipo que se puede utilizar para aislar totalmente la sarta de perforacin con el fin de proveer control adicional. Pueden ser vlvulas de cierre manual que se insertan en la sarta de perforacin en superficie o pueden ser vlvulas unidireccionales automticas ubicadas dentro de la sarta de perforacin en el hoyo. Hay ciertas diferencias en el equipo, dependiendo del sistema rotatorio del taladro:-

4.8.1 Taladros con sistema rotacional de Kelly (Cuadrante) Vlvula o grifo superior para kelly Esta vlvula se localiza entre el Kelly y la unin giratoria

(swivel) para aislar el fluido de perforacin en la sarta de perforacin.

Valvula o grifo inferior para Nelly Esta se instala en la base del Kelly y generalmente se utilizar si

la vlvula para Kelly superior est daada o es inaccesible. Vlvula de seguridad Esta vlvula es casi idntica a la vlvula inferior para kelly. En lugar de

ser instalada como parte de la sarta, sta se mantiene en el piso del taladro para ser conectada en la parte superior de la tubera de perforacin por si hay una arremetida durante el viaje mientras el kelly est colgado.

4.8.2 Taladros con sistema de Control Rotacional de Tope (Top Drive) Este tipo de taladros utilizan una Vlvula Superior de Seguridad Remota y una Vlvula Inferior de Seguridad, estando ambas conectadas entre s.

La vlvula superior se opera en base a control remoto ya que la ubicacin del control rotacional de tope es muchas veces inaccesible (altura) en caso de una arremetida.

La ventaja de este arreglo es que hay una proteccin inmediata en caso de una arremetida, si sta llega a ocurrir durante un viaje.


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4.8.3 Preventores Adicionales BOP Interno Esta es una vlvula de control unidireccional que se la utiliza para cerrar

el tope de la tubera de perforacin. Permite que la sarta de perforacin se mueva en el pozo, bajo presin, en

el caso de que ocurra una arremetida mientras la sarta no se encuentre en el fondo.

Fsicamente es difcil estabilizar la vlvula contra el flujo de lodo

proveniente de la tubera de perforacin, as que generalmente se instala primero la vlvula de seguridad.

Vlvula Descendente unidireccional Esta vlvula se bombea o se deja caer dentro de la tubera de perforacin,

asentndose en la base situada en o cerca del ensamblaje de fondo (BHA).

Algunos modelos de este tipo de vlvula pueden ser recuperados con

cable ya que, de otra manera, la sarta de perforacin debe ser levantada para sacar la vlvula.

Generalmente se los utiliza en operaciones de viaje por maniobra

forzada. Si se abandona una locacin costa afuera, se deben instalar antes de

cortar la tubera. Vlvula Flotante Esta vlvula de control se instala en el acople entre la broca y el motor de

fondo (bit sub) para prevenir el flujo de retorno del lodo a travs de la sarta de perforacin.

Los modelos simples son vlvulas de una va que previenen que la

presin se transmita al pozo mientras fluye el fluido. Desafortunadamente, esto tiene como resultado una desventaja ya que no se conocer la presin de la tubera de perforacin al momento de cerrar el pozo.

Una vlvula tipo ranurada o vlvula venteadora minimizan los

reflujos pero permiten registrar la presin de cierre estable.


34



35

4.9 Preventores Rotatorios Se los conoce tambin como cabezas rotatorias o BOPs rotartorios.

Cabeza de Kelly

Caucho superior Se encuentran ensamblados sobre los BOP estndar y acta como un diversificador de flujo rotatorio.

Ensamblaje de cojinete

Esto permite movimientos de rotacin y

verticales a la tubera de perforacin al mismo tiempo que los sellos de caucho se cierran alrededor y rota con la tubera o kelly.

Caucho inferior

Por lo tanto, se logra contener el flujo del

lodo y ser dirigido hacia otro lugar a travs de los ensamblajes del tazn y cojinete.

Tazn Con este equipo se pueden controlar las

presiones anulares hasta 3,500 lppc Las aplicaciones incluyen casos de

perforacin bajo balance y hasta facilitan la perforacin en zonas de altas presiones mientras fluye el pozo.

Mientras que el sello de caucho contiene las presiones alrededor de la sarta o kelly de perforacin, el flujo se lo dirige mediante el tazn y cojinete. El ensamblaje del cojinete permite que la parte interna rote con la sarta de perforacin mientras la parte externa se mantiene estacionaria, junto con el tazn. Los sellos son generalmente de dos tipos:-

1. Un caucho con forma de cono que se sella alrededor de la sarta de perforacin. El dimetro interno del sello es ms pequeo que el dimetro externo de la tubera por lo que el sello se estrecha para lograr que se cierre perfectamente alrededor de la tubera. No se requiere presin hidrulica adicional para completar el proceso de sellado ya que la presin real proviene de las presiones existentes en el pozo y que actan sobre el caucho en forma de cono. Por lo tanto, el caucho se sella solo y mientras mayor sea la presin del pozo, mejor ser el sellado.

2. Un sellado tipo empaque que requiere presin hidrulica externa para inflar el caucho y lograr el

sellado. Habr sellado siempre y cuando la presin hidrulica sea mayor que la presin del pozo.


5 CLCULOS DE FRACTURA 5.1 Prueba de Fuga Esta es una prueba de presin que se la realiza generalmente luego de haber perforado el zapato de revestidor y cemento y nueva formacin, antes se seguir perforando la siguiente seccin del pozo. Esta prueba tiene dos razones principales. Integridad del Cemento Antes de perforar la siguiente seccin del pozo, es crtico determinar si la

adhesin del cemento es suficientemente fuerte para prevenir que los fluidos de alta presin fluyan a formaciones menos profundas o a la superficie

Presin de Fracturas Si, como se supone, el cemento retiene la presin que se ejerce durante la

prueba, habrn fracturas en la formaciones, en condiciones controladas. A esta profundidad, se asume que la formacin ser ms dbil ya que es el punto menos profundo junto a la siguiente seccin del pozo. Por lo tanto, la presin de la formacin determinada en la prueba ser la presin mxima aplicable al pozo sin causar fracturas.

Se pueden realizar dos tipos de pruebas:- Muchas veces se realiza una Prueba de Integridad de la Formacin cuando hay un buen conocimiento de las presiones de formacin y fractura en una regin determinada. En lugar de inducir fracturas, la prueba de presiones se la toma en una presin mxima pre-determinada, considerada lo suficientemente alta como para perforar en forma segura la siguiente seccin. Una Prueba de Fuga completa lleva una fractura de la formacin. Procedimiento:-

Luego de perforar el revestimiento del zapato, se perfora una pequea seccin de la nueva formacin, alrededor de 10m.

Cerrar el pozo Bombear el lodo a una velocidad constante, hacia dentro del pozo de manera que la presin en el

anular se incremente. Monitorear la presin por indicaciones de que el lodo ha sido inyectado a la formacin.

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

El grfico que representa la presin en funcin del tiempo o el volumen de lodo bombeado muestra 3 etapas principales para una Prueba de Fuga completa. El operador debe decidir qu valor particular de la presin de fuga se toma, pero evidentemente, se tomar el valor menor. De esta manera este ser el punto inicial de la Presin de Fuga, si el desarrollo de la prueba no causa una ruptura completa. Si hay una, la Presin de Propagacin debe ser la menor, indicando que la formacin se encuentra ms dbil como resultado de la prueba.


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37

Presin de Ruptura

Ha ocurrido una falla completa e irreversible con la cada de la presin- parar el bombeo

Presin Superficial

de Cierre

Presin de Propagacin Si para el bombeo en el punto de falla, la formacin puede recuperarse pero estar ms dbil

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

Volumen de Lodo bombeado Con una prueba de fuga (LOT, Leak Off Test) el lodo se inyecta en la formacin hasta que hay una fractura. Por lo tanto, la formacin se debilitar permitiendo una tolerancia menor en la siguiente seccin del hoyo. Una fuga completa debe conducirse en pozos exploratorios donde no se tiene informacin sobre la presin de fractura. Si se conoce sobre la presin regional y los gradientes de fractura, se debe conducir una Prueba de Integridad de la formacin (FIT, Formation Integrity Test) a una presin que se sabe se encuentra sobre la mxima requerida anticipada, durante la siguiente seccin del pozo. Al no incrementar la presin hasta el punto de fuga, la FIT provee un crecimiento en el margen de seguridad seguro contra la fractura en la zona del zapato.


5.2 Presin de Fractura Todos los materiales tienen una fortaleza finita. La Presin de Fractura se define como la presin mxima que una formacin puede soportar antes de que su resistencia a la tensin se exceda y falle. Los factores que afectan a la presin de fractura incluyen: Tipo de roca Esfuerzos o Tensiones in-situ Debilidades tales como fracturas, fallas Condiciones del pozo Relacin entre la geometra del pozo y la orientacin de la formacin Caractersticas del lodo Si una roca se fractura existe una situacin de peligro potencial en el pozo. Primeramente, habr una prdida de lodo en la zona fracturada. Dependiendo del tipo de lodo y el volumen de prdida, esto puede ser extremadamente costoso. La prdida de lodo puede reducirse o prevenirse reduciendo la presin anular por medio de velocidades de bombeo reducidas, o, se puede necesitar una accin correctiva ms costosa, utilizando una variedad de materiales para sellantes y taponar la zona fracturada y prevenir prdidas futuras. Evidentemente, todos estos tipos de tratamiento causan daos extremos en la formacin y deben evitarse, de ser posible. Sin embargo, si la prdida de lodo es demasiado severa, el nivel de lodo en el pozo puede bajar, reduciendo la presin hidrosttica existente en el pozo. Esto puede dar por resultado una zona, en otro tramo del pozo, que se encuentre desequilibrada y fluyendo. Este es el caso de un reventn subterrneo! Por lo tanto, es esencial conocer el gradiente de fractura mientras se planea y perfora el pozo.

LOP

Fractura

HYD

La presin de fractura se determina en base a la prueba de fuga realizada al nivel del zapato del revestimiento. Durante la prueba, una combinacin de dos presiones arroja una presin en el zapato que causa una fractura:

La presin hidrosttica que ejerce el fluido de perforacin en el zapato.

La presin de cierre aplicada

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


38


Pfrac = HYDshoe + LOP donde Pfrac = presin de fractura

HYDshoe = hidrosttica del lodo en el zapato

= MW x TVDshoe x constante

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

Pfrac (emw) = MW + LOP/(TVDshoe x g) Ejemplo En Unidades de Campo Un LOT se desarrolla con una profundidad de zapato a 4000ft TVD, con un peso de lodo de 10.5ppg. La fuga ocurre cuando hay una presin de cierre de 1500psi.

LOP = 1500psi HYDshoe = 10.5 x 4000 x 0.052 = 2184psi

Pfrac = 2184 + 1500 = 3684psi

Pfrac emw = 3684 / (4000 x 0.052) = 17.71ppg emw

Ejemplo En Unidades Mtricas Se realiza un FIT con una profundidad de zapato de 2500m TVD, con un peso de lodo de 1035 kg/m3. El FIT se mantiene en la presin de cierre de superficie de 10500 Kpa.

LOP = 10500KPa HYDshoe = 1035 x 2500 x 0.00981 = 25383 KPa

Pfrac = 25383 + 10500 = 35883 KPa

Pfrac emw = 35883 / (2500 x 0.00981) = 1463 kg/m3 emw

Sin embargo, es muy importante entender que, aunque la prueba de presin es la nica manera de determinar la presin de la fractura (otra que solo perder la circulacin existente), hay algunas circunstancias que pueden llevar a inexactitudes o falta de confiabilidad:-

La Prueba de Integridad de Formacin no determina la presin de la fractura real, solo el mnimo valor aceptable para la operacin de perforacin. Aun cuando no provee informacin precisa, esta prueba no provee mrgenes de seguridad.


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Generalmente se seleccionan las formaciones consolidadas del pozo para asentar el zapato esta formacin puede no ser la ms dbil si luego se encuentran formaciones no consolidadas o con demasiada presin, en un intervalo corto desde el zapato.

Puede haber una fuga aparente cuando existe una permeabilidad alta, o formaciones vugulares

altas, an cuando no haya una fractura.

Puede haber una mala adhesin del cemento que d por resultado una fuga a travs del cemento en lugar de a travs de la formacin.

Se puede registrar porosidad localizada o micro fracturas en presiones de fractura bajas,

registradas

La geometra del pozo, en relacin a los esfuerzos horizontales o verticales, puede llevar a presiones de fractura engaosas, produciendo resultados diferentes en la misma formacin, entre pozos verticales y desviados.


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5.3 Mxima Presin Anular Permitida en Superficie Cuando se requiere cerrar un pozo para controlar un reventn, es necesario que exista una presin de cierre para balancear la presin existente en el fondo del pozo. Existen dos presiones que actan en el zapato al momento del cierre:

Presin hidrosttica del lodo Presin de cierre aplicada desde la superficie

La combinacin de ambas presiones no debe exceder la presin de la fractura de la formacin en el zapato. (la Pfrac se determina en base a las pruebas de fugas)

Pfrac > HYDshoe + Presin de Cierre La presin MAASP es la presin de cierre mxima que se puede aplicar sin que se fracture la zona ms dbil, asumiendo que sea el zapato:

Pfrac = HYDshoe + MAASP

MAASP = Pfrac - HYDshoe

Al momento del LOT, es evidente que la MAASP es igual a la Presin de Fuga ya que la presin de cierre es la causa de la fractura. Ejemplo En Unidades de Campo Se realiza un LOT a una profundidad de zapato de 4000 pies TVD, con un peso de lodo de 10.5 ppg. La presin de fuga es de 1500 psi. Pfrac = hyd + LOP = (10.5 x 4000 x 0.052) + 1500

Pfrac = 2184 + 1500 = 3684psi

Por lo tanto, la Presin MAAS, con un lodo de 10.5 ppg, tambin es igual a 1500 psi. Una presin de cierre mayor a este valor fracturara el zapato.

La Presin MAASP cambiar solo si cambia el peso del lodo: -

La profundidad perforada no importa ya que estamos tratando con la zona ms dbil, ubicada en el zapato. De las dos presiones que actan en el zapato:

La presin hidrosttica del lodo cambia solo si cambia el peso el lodo.


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Pfrac no vara, como es evidente. Calcular la MAASP, para 6000 pies MD, si el peso del lodo se incrementa a 11.2ppg.

MAASP = Pfrac - HYDshoe

= 3684 - (11.2 x 4000 x 0.052)

= 1354psi Esta forma de calcular cambiar solo si se encuentra una zona dbil a una mayor profundidad. Ejemplo- en Unidades Mtricas Ya que Pfrac permanece constante, si se incremente el peso del lodo, la MAASP debe bajar. Al momento de la prueba de fuga, se debe construir una tabla comparativa del peso de lodo versus MAASP.

Si se realiza una fuga en el zapato, TVD de 3000 m, el peso del lodo es de 1020 kg/m3 y la presin de fuga registrada es 8000 Kpa.

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

MAASP @ 1020kg/m3 = 8000 Kpa

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

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

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


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5.4 Tolerancia de Arremetida (Kick tolerante)

El peso del lodo debe ser suficiente como para ejercer presin y prevenir una arremetida pero no debe ser tan elevado como para que la presin resultante cause una fractura en la formacin, como es evidente. Esta formacin llevar a una prdida de circulacin (prdida de lodo en la formacin) en la zona fracturada. Esto, en cambio, llevar a una cada en el nivel del lodo existente en la regin anular, reduciendo la presin hidrosttica del pozo. Por ltimo, con una presin reducida en la regin anular, puede comenzar a fluir otra formacin permeable localizada en otro punto del pozo. Ante la prdida de la circulacin en un punto y un influjo o arremetida en otro, es indudable que pueda comenzar un reventn subterrneo!

En condiciones crticas, el pozo debe cerrarse. Durante la perforacin se puede balancear la presin alta de las formaciones con el peso del lodo. Sin embargo, si se produce una arremtida (causada ya sea por un incremento en la presin de la formacin o a travs de una reduccin de la presin causada por pistoneo), el pozo debe cerrarse. Si la presin causada por el peso del lodo es muy alta, las formaciones ms dbiles, localizadas en el zapato, pueden fracturase cuando se cierre el pozo. Esta situacin ser peor si se requieren presiones de cierre ms elevadas para balancear la baja densidad de los influjos, especialmente con gas expansible! La TOLERANCIA DE ARREMETIDA es el balance mximo en gradiente (es decir, peso de lodo) que puede ser manejado por el pozo, con el TVD (Profundidad Vertical Verdadera) actual, sin fracturar el zapato, en caso de que el pozo deba ser cerrado. TOLERANCIA DE INFLUJO = TVDshoe x (Pfrac PL)

TVDhole Donde Pfrac = gradiente de fractura (pel) en el zapato PL = peso real del lodo Si el peso de lodo requerido para balancear las presiones de la formacin mientras se perfora dan por resultado una fractura en el zapato durante el cierre del pozo, se debe colocar un recubrimiento de zapato ms profundo (a una presin de fractura mayor). Para que el influjo del gas se considere, la formula debe modificarse como sigue:

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


El mtodo ilustrado se basa en tres criterios:

Una altura y volumen de influjo mximos (no hay tolerancia de influjo) Punto X Una densidad de gas tpica o conocida (de pruebas previas de pozo, por ejemplo )

La tolerancia mxima de influjo (influjo lquido y no gaseoso) Punto Y

Esto define los lmites en un plano grfico, lo que provee de una referencia fcil para este importante parmetro. Los valores se determinan de la siguiente forma: Altura Mxima = TVDshoe x (Pfrac PL) PL densidad del gas Si se desconoce la densidad del gas, se deba asumir 250 kg/m3 (0.25 SG o 2.08ppg)

Volumen Mximo de Influjo se determina en base a la capacidad de altura mxima y anular que define el Punto Y del grfico.

KT Mximo, como se muestra anteriormente, = TVDshoe x (Pfrac PL) TVDhole Esto define el Punto X en el grfico, un influjo lquido sin gas. Este grfico se completa al dividirlo entre las diferentes secciones anulares cubiertas por el influjo, es decir, en caso de que existan secciones de perforacin diferente o de que el influjo se encuentre por sobre la seccin de perforacin o, an, si el influjo pasa del hueco abierto al hueco recubierto. Esto es necesario ya que el mismo volumen de influjo va a tener diferentes alturas de columna en cada seccin anular.


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Tolerancia de Influjo, ejemplo prctico Utilizando la siguiente configuracin de pozo: Zapato de revestimiento = 2000m Profundidad del pozo = 3000m Pfrac en el zapato = 1500 kg/m3 pel PL Real = 1150 kg/m3 Longitud de Collares de Perforacin = 200m

Capacidad del Anular = 0.01526m3/m (216mm hueco abierto, 165mm collares de perforacin)

Capacidad del Anular = 0.02396m3/m (216mm hueco abierto, 127mm collares de perforacin)

Densidad del Gas = 250 kg/m3 Altura Mxima = TVDshoe x (Pfrac PL) = 2000 (1500 1150) = 777.8m PL densidad del gas 1150 250 Volumen Mximo, determinado desde 200 m. alrededor de los collares de perforacin y 577.8 m. alrededor de la tubera de perforacin: DC = 200 x 0.01526 = 3.05m3 DP = 577.8 x 0.02396 = 13.84m3 Vol Max = 3.05 + 13.84 = 16.89m3 KT Mximo = TVDshoe x (Pfrac PL) = 2000 (1500 1150) = 233.3 kg/m3 TVDhole 3000 Por lo tanto, el Punto X = 16.7m3, Punto Y = 233 kg/m3 Ahora, se debe determinar el punto de ruptura del grfico, para las secciones anulares de los collares de perforacin y tubera de perforacin: Para hacerlo, se debe calcular el KT relacionado a un influjo de gas de 3.05m3, que llegar hasta el tope de los collares de perforacin cuya longitud es de 200 m:

KT = [TVDshoe x (Pfrac PL)] - [altura de influjo x (PL densidad del gas )] TVDhole TVDhole = 2000 (1500 1150) - 200 (1150 250)

3000 3000

= 173.3 kg/m3


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Por lo tanto, el punto de ruptura del grfico se encuentra en los 3.05m3 y 173.3 kg/m3. El grfico se lo dibuja de la siguiente manera:

KT kg/m3

0 2 3.05 4 6 8 10 12 14 16 18 X

240

200

173160

120

80

40

0

Y Collares de Perforacin Tubera de Perforacin

Volumen de Influjo

m3

De ste grfico se puede obtener la siguiente informacin: Para el influjo de lquido, sin gas:

La tolerancia de influjo es de 233 kg/m3 sobre el peso del lodo actual.

Esto quiere decir que la presin mxima de la formacin que puede controlarse al cerrar el pozo, sin causar fracturas es 1383 kg/m3 (1150 + 233).

Cuando la presin de la formacin es mayor que la anticipada, se debe asentar un nuevo zapato de

revestimiento. El gas ligero y expansible cambia este escenario dramticamente:

Si se permite ms de 16.7 m3 de gas en el anular, no hay tolerancia de influjo en pozo cerrado y el zapato se fracturar!

Los operadores muchas veces trabajan en el nivel mximo aceptable de influjo para determinar la

tolerancia.

Por ejemplo, un gas con un influjo de 10m3 tendr una tolerancia de influjo de 86 kg/m3 sobre el peso del lodo actual.


Esto puede verificarse con la siguiente formula:

De los 10m3, 6.95m3 se encuentran alrededor de la seccin anular de la tubera de perforacin, ya que 3.05m3 llenan la seccin del cuello de perforacin:

Altura alrededor de la TP = 6.95 / 0.02396 = 290m Altura alrededor del CP = 200m Altura Total = 490m KT = 2000 (1500 1150) - 490 (1150 250) 3000 = 86.3 kg/m3


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6 PRINCIPIOS DE CONTROL DE POZOS Y CALCULOS 6.1 BALANCEANDO PRESIONES DE FONDO DE POZO Si se asume que hay un influjo o arremetida en el fondo del pozo, durante el control del mismo, la presin de fondo del pozo (BHP) debe balancearse hacia ambos lados, tanto

wellcontrol v2.1 esp

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