CONTROL DE POZOS

o ARREGLO DE PREVENTORES USADOS EN CAMPO, COMPONENTES ESPECIFICOS

Las válvulas impide reventones, conocidas en español como VIR’s y BOP (Blow Out Preventer) en inglés, constituyen un sistema de equipo de control de pozos y de seguridad ante eventos inesperados durante la perforación de un pozo de gas y/o petróleo. Su arreglo consta de las preventoras de arietes encima de las cuales se instala el preventor Anular.

En Campo Uracoa/Monagas, las condiciones geofisicas permiten el empleo de VIR’s una vez que haya sido terminado y revestido el hoyo de 12-1/4” debido a que hasta la profundidad de 1000 pies no se estima hallar altas presiones que puedan ocasionar arremetidas. Una vez cementado este primer hoyo e instalada la sección “A” del Cabezal, se instala por primera vez la Válvula Impide reventones, cuyas especificaciones requieren un Preventor Anular y Arietes ciegos tipo Doble “U” con un flange de 13-5/8” y 5000 psi de presión tanto para el hoyo Intermedio como para el de producción.

Los Arietes de Tubería si varían de acuerdo al hoyo que se este trabajando. Si es el Hoyo intermedio se requieren Arietes o Ranes de Tubería de 5”. Para el Hoyo de producción estos tienen que ser de 3-1/2” . Ambos tipo doble “U” con Flange de 13-5/8” y presión de 5000 psi.

o PRUEBA DE PREVENTORAS Y EQUIPO AUXILIAR

La eficacia de las válvulas Impidereventones tiene que ser puesta a prueba inmediatamente después de su instalación. Ello con la finalidad de garantizar el funcionamiento de las mismas ante una emergencia en la que se amerite aplicar las técnicas de control de pozos.

Empresas como STP y HUAWEI son contratadas por las contratistas de taladros para realizar las pruebas correspondientes al conjunto de preventoras una vez hallan sido posicionadas e instaladas. Dicha prueba se realiza aplicando nitrógeno a presión tanto por el cabezal como por la línea de matar, desde unos cilindros en un camión a cada una de las secciones de la BOP.

El manual de Control de Pozos de Petrodelta indica que se tienen que realizar pruebas de baja presión (por lo general a 500 psi) y de alta presión ( la cual tiene que ser el 80% de la tolerancia máxima del componente). Estas pruebas han de hacerse por lo menos cada 14 días.

En ellas se tiene que observar que, para cada componente, la presión aplicada no declina en por lo menos diez minutos. De ser así se da por positiva la prueba y se pasa al siguiente componente. Por lo general el preventor anular se prueba con 1500 psi, las válvulas del Kill Line, HCR, ranes de Tubería y ranes Ciegos con 2500 psi, mientras que las válvulas del Choke Manifold se prueban con presiones de 4500 psi.

o TIPOS DE CIERRE DE POZO.

Existen varios Tipos de Cierre de Pozo, entre los que están:

a- CIERRE DURO: Se lleva a cabo abriendo la válvula HCR de la BOP, y cerrando el conjunto de preventoras. Al realizarlo se deben registrar las presiones de cierre tanto en tubería como en el revestidor.

b- CIERRE BLANDO: En este tipo de cierre se abre la HCR y se cierra el conjunto de preventoras, pero a diferencia del cierre duro el estrangulador permanece abierto.

c- CIERRE MODIFICADO: Se cierra primeramente la BOP, luego se abre la válvula HCR.

Entre los tipos de Control de Pozos se pueden destacar varios métodos:

A- METODO DEL PERFORADOR: Este consiste en hacer circular y sacar los fluidos de perforación de pozo, sin importar si este se controla o no. Es sencillo y directo, pero puede causar presiones más elevadas en el revestidor comparado con otras técnicas. Pero es una medida de emergencia cuando las condiciones técnicas y humanas no permiten controlar el pozo de la manera convencional.

En este método se comienza a circular el lodo en el pozo empleando el estrangulador para mantener la presión de cierre. Se cierra el Pozo, se registran las presiones de Cierre tanto en Tubería como en el Revestidor, se hace circular para

sacar el fluido que provino del pozo, se cierra el pozo por segunda vez. Seguidamente se aumenta la densidad del lodo y se hace circular el pozo con el nuevo fluido mas pesado para recuperar la presión hidrostática.

B- METODO DEL INGENIERO: Es también conocido como el método de Pesar y Esperar. Acá se realiza una sola circulación, con un fluido de perforación de mayor peso del que està en el hoyo, el cual se bombea por superficie hasta que este retorne, manteniendo constante la presión.

Primeramente se ha de cerrar el pozo, para luego calcular el peso del fluido de control. De igual forma se han de calcular los siguientes parámetros:

- PRESION INICIAL DE CIRCULACION.- PRESION FINAL DE CIRCULACION.- NUMERO DE EMBOLADAS Y TIEMPO DE CIRCULACION DESDE LA SUPERFICIE HASTA LA MECHA.

Teniendo esta data, se grafica o tabula para llevar un control del bombeo del fluido pesado de circulación manteniendo la presión adecuada.

C – METODO VOLUMETRICO : Conocido como de Pozo Estático. Es aplicable cuando no es posible hacer circular el pozo ni se disponga de tubería en el hoyo. Consiste en permitir que la burbuja de gas se expanda lentamente hasta superficie manteniendo la presión de fondo ligeramente por encima de la presión de la formación.

o SISTEMAS DE TIPO DIVERTER

Son tambièn conocidos como Sistemas de Desvío. Consiste en un preventor anular conectado debajo de un sistema de tuberías con diámetro grande. Se emplea sobre todo cuando solamente se tiene en el hoyo la primera tubería de revestimiento. Conduce el influjo por la tubería, desviando los fluidos de manera que estén alejados del equipo y del personal.

Se cierra un pozo mediante este sistema cuando existe una fuerte posibilidad de pérdida de circulación o daños a la formación. Las líneas de desvío han de correr hasta un área segura, quedando ésta en la dirección opuesta al viento.

o MANIPULACION DE

CHOKE El Choke o Estrangulador, es un dispositivo que controla el caudal de fluidos desde el pozo, colocando contrapresión que restringe el flujo y controla las presiones. El

choke Remoto constituye un pánel en el que se muestran dos manómetros para medir la presión en la tubería y en el casing. Cuenta también de un cuenta strokes, reguladores y de una palanca de control. Funciona de manera hidráulica y resulta ser muy práctico debido a que desde una cònsola se es capaz de controlar el desplazamiento de los fluidos monitoreando las presiones y emboladas de la bomba.

Empresas como CAMERON y SWACO son las encargadas de la fabricación de estos paneles. Ambos diseños funcionan de manera distinta. Los de Cameron operan con un cilindro de doble acción controlado con la presiòn hidráulica de la consola. Los diseñados por Swaco poseen un conjunto de cilindros de doble acción y la presión hidráulica se dispone del aire del equipo de perforación.

El Choke Maestro O Choke Manifold, constituye un conjunto de válvulas de alta presión. Estas se emplean en operaciones de Control de Pozos para reducir la presión alta de un fluido en pozos cerrados a la presión atmosférica. Se ajusta cerrándola o abriéndola para controlar cercanamente las caídas de presión. Están diseñadas para resistir el desgaste mientras que los fluidos a alta velocidad se desplazan por sus restricciones o accesorios de sellado.

Este provee de un método de circulación controlada desde la BOP. Ofreciendo varias rutas de flujo en caso que alguna de las válvulas pueda fallar.

o REVISION DEL

ACUMULADOR. 

El acumulador, a veces llamado KOOMEY, consistente en un sistema confiable y práctico de cierre del pozo al ocurrir un reventón. Estos emplean un fluido de control de aceite hidráulico que se almacena en botellones a una presión de hasta 3000 psi. Estan equipados con sistemas de Doble Bomba y, de no haber electricidad, el panel de control remoto funciona perfectamente.

La energía almacenada en el acumulador es lo suficientemente alta como para completar el cierre y apertura de la BOP. La revisión de su óptimo funcionamiento tiene que ser constante. Se recomienda hacerle mantenimiento al mismo cada 30 días o al iniciar cada pozo, limpiando y lavando el filtro de aire, los empaques de la bomba de aire y eléctrica.

De igual forma se tienen que revisar:

- Filtros de succión estén limpios.- Baño de aceite para transmisión de mando de cadena está lleno.- Volumen de Fluido en el reservorio hidráulico está al nivel requerido.- Verificar que precarga de las botellas individuales sea de 900 psi.

o PROBLEMAS COMUNES EN ENSAMBLAJE DE PREVENTORAS.

Por lo general, luego de la culminación de cada sección de hoyo del pozo, se procede a ensamblar el conjunto de Preventoras y los accesorios que la complementan. Esta operación se hace con sumo cuidado y diligencia ya que una vez instalada una sección y espera de enfriamiento de soldadura, hay que posicionar la BOP y conectarla a la sección con la brida o flange correspondiente.

Este posicionamiento a veces es influenciado por la destreza de las maniobras de la cuadrilla. Requiere sumo cuidado y al mismo tiempo agilidad. Ya que es en esta fase de instalación en la que ocurren graves accidentes.

La BOP ha de ser instalada con las conexiones adecuadas. Los espárragos han de estar limpios y fuertemente atornillados a cada brida. Los volantes de las válvulas deben estar flexibles para que en el momento de ser empleadas, no ocurra retrasos por estar duras.

o CALCULOS DE CAMPO.

Para Control de Pozos es muy importante que el ingeniero realice cálculos que le permitan aplicar las técnicas más eficientes a la hora de resolver un problema. Dentro de los parámetros mas importantes a calcular estan:

- PRESION DE CIRCULACION INICIAL (PCI):PCI = Presion de Cierre en la Tubería (psi) + Presión de la Tasa de Control.

- PRESION DE CIRCULACION FINAL (PCF):PCF = Presión de Tasa de Control + Peso del Lodo de Control (ppg) + Peso original del Lodo (ppg).

- PESO DEL LODO DE CONTROL:KMW = (Presión de Cierre de la Tubería) / (TVD x 0,052) + Peso Original del Lodo.

El control de estos cálculos se lleva en la Hoja de Matar el Pozo o Kill Sheet. Asi tambien existen herramientas como hojas de Cálculos que permiten hacerle seguimiento a la data de control de pozos, como la abajo anexada:

Llevar el control de la Hoja de Viaje también permite detectar situaciones en las que se requiera controlar las presiones del pozo durante cada viaje de tubería, sea sacando o bajándola. Cuando se baja tubería es lógico pensar que el volumen de la

misma se suma el que esta en el hoyo. Ello debe registrar un incremento en el volumen del tanque de viaje.

Cuando se saca la tubería del hoyo hay pérdida de volumen, la cual al calcularse tiene que mostrar las misma diferencia en el tanque de viaje. Sin embargo cuando los datos teoricos en barriles que tiene que haber en el tanque de viaje luego de cada desplazamiento de tubería es diferente al real, entonces se esta presencia de una arremetida debido a que los fluidos de la formación están invadiendo el hoyo. Contrario a cuando el volumen en el tanque de viaje disminuye, es significado de una pérdida de circulación.

o REVISION API SPEC 16 A, SPEC 16 C & API SPEC 16 D API RPT-6

- SPEC 16A: Especifica los requerimientos para construir, diseñar, inspeccionar, materiales a emplear, almacenamiento y manejo de equipos de perforación, tomando en cuenta parámetros como presión, temperatura, fluidos y condiciones del hoyo del pozo. Ello aplica a los ranes de la BOP, al preventor anular, los conectores hidráulicos, y demas accesorios.

- SPEC 16C: Tiene como propósito standarizar las especificaciones de estranguladores y sistemas de matar empleados en Perforación. Especifica los materiales que se deben emplear, y los parámetros de diseño con los que se deben construir.

- RP – T6: Especifica normas y criterios para el entrenamiento y adiestramiento de personal en Control de Pozos. Envuelve una variedad de cursos por los cuales se debe capacitar al personal involucrado en Perforación de pozos para calificarlo en el manejo de equipos de control de Pozos.

EMPAQUE DE GRAVA EN POZOS PETROLEROSPosted on 9 marzo, 2013 by MIGUEL ANGEL

 

Para aumentar la productividad y reducir los costos y la complejidad,

los pozos horizontales se terminan con frecuencia sin tubería de

revestimiento frente a las zonas de interés. Hay mucho interés en

el uso del empaque grava de largos intervalos para estabilizar

los pozos, lo cual solucionaría los problemas de arena, como

la erosión.

La producción de granos de arena y partículas finas como las

arcillas son un gran problema, por tal razón, las instalaciones de

terminaciones para controlar la producción de arena sin

EMPAQUE DE GRAVA (1)

sacrificar la productividad, el control de flujo y las reservas

recuperables, son costosas. Los operadores necesitan medidas

confiables para el control de la producción de arena, implementadas

correctamente desde el primer momento, especialmente para los

tramos horizontales terminados a pozo abierto frente a

formaciones de alta permeabilidad.

La producción de arena depende de la resistencia de las rocas, de los

esfuerzos en sitio, de los fluidos producidos y de los cambios en las

tasas de flujo respecto de la caída de presión, todos estos cambios

contribuyen a la producción de arena. Los operadores usan

técnicas para reducir al mínimo la cantidad de arena en los

fluidos producidos.

Entre los métodos de control de producción de arena se incluyen la

limitación del flujo del pozo a velocidades inferiores a las del

comienzo de la producción de arena. El fracturamiento combinado

con empaque grava cabina fracturas hidráulicas cortas y

anchas, o de longitud limitada.

Restringir la producción, si bien resultaba positivo en el pasado,

influye en forma negativa en la rentabilidad del pozo y no es posible

en la economía actual, especialmente en los pozos de alto costo y

altas tasas de producción. La consolidación en sitio bloquea los

granos de arena en lugar mediante la inyección de resinas y

catalizadores en las formaciones, generalmente a través de disparos

en el revestimiento.

El Empaque grava coloca gránulos, o grava, alrededor de

filtros de gravametalicos, dentro de los pozos abiertos o

entubados con disparos. La “Grava” es una arena natural

redonda y limpia o material sintético lo suficientemente pequeño

como para excluir los granos y algunas partículas finas de los fluidos

producidos, pero lo suficientemente grande para mantenerse en su

lugar mediante los filtros de grava.

Se bombea una lechada de fluido de transporte y grava en los

disparos. La grava se deposita a medida que el fluido de transporte

se pierda en las formaciones o circula de regreso a la superficie a

través de los filtros de grava.

En consecuencia, hay una tendencia entre los operadores en utilizar

el empaque grava para proteger los filtros de grava y lograr

mejores terminaciones de pozos. Sin embargo, las operaciones

estándar de perforación y empaque de grava

EMPAQUE DE GRAVA (2)

pueden atrapar todo y residuos de fluidos de transporte entre la

grava y las formaciones, o dentro del empaque de grava, dañando

las permeabilidades del yacimiento y del empaque. El daño

inducido por las terminaciones produce una caída de presión para la

iniciación del flujo y una menor productividad después del empaque

grava.

El control de la producción de arena, los disparos selectivos u

orientados evita las zonas débiles y minimizan la producción

de arena; la tubería de revestimiento cementada ofrece un positivo

aislamiento de las formaciones. El empaque de grava en los pozos

entubados permite el control de la producción de arena en

formaciones laminadas, arenas de menor calidad o pozos verticales

marginalmente económicos. El fracturamiento combinado con

empaque de grava combina la estimulación y el control de la

producción de arena en espesores apilados o yacimientos con

granos bien clasificados y de baja transmisibilidad. En pozos abiertos,

los tubos filtro controlan la arena en formaciones “limpias” con

grandes granos bien clasificados y en pozos con corta vida

productiva. Los Empaques de grava o fracturas combinadas con

empaques de grava mantienen la productividad o inyectividad por

más tiempo que los tubos filtro o formaciones “sucias” con granos

pobremente clasificados, en pozos de alta tasa de producción con

mayor transmisibilidad y grandes reservas, y en terminaciones en

aguas profundas o submarinas de alto riesgo y alto costo.

Diseño de Empaque con GravaEmpaque con Grava a Hoyo Abierto:

Diseño del Empaque con Grava:  

.-Forma y Geometría de las Ranuras.

.- Densidad de las Ranuras:

En el diseño de las ranuras se busca tener un área abierta  del 3 % del área total externa del forro (algunas veces 6%)

 El número de ranuras por pie se calcula mediante:

Donde:

N= Número de ranuras por pie D

 (Si N es <32  redondear al múltiplo más cercano  de 4. Si N >32  redondear al múltiplo mas cercano de 8)

D = Diámetro externo del forro (pulg.)

C = Área abierta requerida ( porcentaje)

W = Ancho de ranura en pulgada

L = Longitud de las ranuras medidas en diámetro interno del forro (pulgadas)

 Problemas sobre densidad de las ranuras      Calcular el número de ranuras por pies que deben haber en un forro de 5-1/2¨ para obtener un área de flujo del 3% del área lateral del tubo. Ancho de ranuras = 0.025”  

Calcular el número de ranuras por pies que deben haber en un forro  de 3-1/2¨ para obtener un área de flujo del 3% del área lateral del tubo. Ancho de las ranuras = .250¨  

Calcular el número de ranuras por pies que deben haber en un foro  de 5-1/2¨ para obtener un área de flujo del 6% del área lateral del tubo. Ancho de las ranuras = 0.060¨   

Ranuras requeridas para 3% y 6% área de flujo

Tensión Máxima  

 

  Problema sobre perdida de tensión del forro:    Calcular la tensión máximo que soporta un forro de 5-1/2¨, N-80, 17.0 lbs/pie  después de ser ranurado con 152 ranuras/pie de 0.03¨ de ancho.

   Datos: * = 80.000 lbs/ pul2 (Tablas)   D = 5.5 ¨   d = 4.778 ¨  N= 152 ran./pie  W= 0.03¨

  Sustituyendo tenemos

que:    

Tm = 80.000 (3.83 –  0.23 ) = 306.400 -18.400 = 288.000 lbs 

Factores para el diseño   Selección de la grava  Relación grava arena Tipo de grava Análisis mineralógico / granulométrico Solubilidad de la grava   Espesor de la grava  Selección del forro/ranuras   

Tipo de Grava

 

   Análisis Granulométrico de la Grava 

 Granulometría de la Formación:

   

 Método de Saucier: Investigó la capacidad de retención de la grava y la K del empaque 

 Uso un forro de 3¨.Consiguió que la K del empaque se reducía drásticamente cuando Dg (50) / Df(50) > 6 

Las arenas redondas eran mas eficientes que las angulares 

La técnica buscar maximar producción con exclusión de arena 

Propuso usar como valor optimo: 5 < Dg (50) / Df(50) > 6

  

Espesor de la Grava Espesor mínimo de grava de 1.25 pulgadas es suficiente (IGP) para retener la arena de formación 

Se recomienda usar centralizadores para mejor empaque.

Tamaño, forma y distribución de las ranuras Espesor mínimo de grava de 1.25 pulgadas 

La ranura puede ser cortada vertical u horizontal 

La horizontal tiene menor resistencia a la tensión 

Ángulo de corte : 6grados. Esto aumenta obstrucción 

Longitud ranura : 1 - 6 pulgadas 

Espaciado longitudinal: 6 pulgadas de centro a centro 

Tamaño ranura: Es ligeramente < que la de grava mas fina 

Ranurado :5-10 ' liso tope-fondo como reserva de grava 

Densidad de ranura depende de diámetro y tipo de forro

Tamaño y Densidad de las Ranuras 

PROBLEMA DE DISEÑO DE EMPAQUE CON GRAVADel análisis granulométrico de la arena de formación determinar el tamaño de la

grava y las ranuras del forro para empacar con grava los pozos de la zona

 

Tamaño, forma y distribución de las ranuras

Del Gráfico anterior : Df (50 pc) = 0.0074 “ 

Según Saucier Dg = 5 ó 6 Veces 0.0074 “ 

Dg = 5.5 x 0.0076 = 0.0418 “ 

De la Tabla ( Tamaño de Grava ) se escoge la inmediatamente mas pequeña : 0.040 ' que es equivalente a la grava 16-20 de US Mesh. 

Tamaño de la Ranura : 0.040" / 2 = 0.020 "