4 Procedimientos para manejo de amagos

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Procedimientos para el manejo de amagos
Contenido
§ Registro del amago
2
§ Lista de chequeo para la preparación del procedimiento
3
§ Procedimiento de arranque de la bomba
4
§ Método de esperar y pesar
5
§ Método del perforador
11
§ Método de presión en la tubería para el control de migración
19
§ Procedimiento volumétrico
20
§ Lubricación de gas
• Método de volumen
• Método de presión
• Método dinámico
25
§ “Stripping”
• “Stripping” anular a corto plazo
• “Stripping” anular a largo plazo
32
§ Forzamiento de fluidos “Bullheading”
41
§ Circulación en reversa
47
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PROCEDIMIENTOS: 1
Iniciar el registro del amago – Monitorear las presiones del pozo
Cada vez que el pozo está cerrado con la presencia de un amago de gas, éste comenzará a migrar hueco arriba. Las tasas
de migración pueden oscilar entre unos cientos de pies por minuto y varios miles de pies por minuto. La migración del gas
causa un aumento de la presión a lo largo de todo el hueco. El aumento de la presión es igual a la presión hidrostática del
lodo que queda por debajo de la migración de gas.
Anote las presiones de cierre cada minuto al igual que cualquier información pertinente relacionada con la operación de
control del pozo. Las presiones de cierre indicarán la migración gas y ayudarán a preparar un reporte posterior sobre las
lecciones aprendidas de la muerte del pozo.
500
3000
5500
5500
§
BHP = FP en el cierre del pozo
§
El flujo del gas migrará causando
2500
• Aumento en la BHP
• Aumento de la presión en el
HP =
5000 psi
5500
zapato del revestimiento
5000
• Aumento de la SICP
2500
§
El peor de los casos es cuando el
gas está en la superficie a su
presión inicial. En este momento
5500
5500
BHP
8000
BHP
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la SICP = FP y la BHP es casi el
10500
BHP
doble!
PROCEDIMIENTOS: 2
Lista de verificación para la preparación
§ Iniciar el registro del amago.
§ Asignar un cuñero en la mesa del taladro, en caso de
que sea necesario implementar planes de
contingencia de emergencia.
§ Trabajar en tubería?
Si
No
§ Minimizar la presión de cierre del preventor anular sin
que se presenten fugas.
§ El Jefe de Equipo debe examinar todo el área para
garantizar un correcto estado del pozo y de los
equipos.
§ Revisar el preventor anular, las válvulas en el manifold
del “standpipe”, las válvulas de seguridad de las
bombas de lodo, las válvulas del revestimiento, el
choque y las líneas fuera de borda para detectar
posibles fugas. Verifique también las escariaciones
hacia la superficie en el caso de taladros costa afuera.
§ Ordenar el suministro de barita si se requiere.
§ Diligenciar la hoja de control para matar el pozo.
§ Asegurarse de que haya una comunicación clara entre
el perforador y el operador del choque.
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PROCEDIMIENTOS: 3
Procedimiento de arranque de la bomba (Preventoras de superficie)
Operador de la bomba
1.
Comience lentamente y con calma; se debe tomar por lo menos un minuto para llevar la bomba a la tasa deseada para la
operación para matar el pozo.
2.
Monitoree el aumento de la tasa de bombeo y las presiones de la tubería de perforación y el revestimiento. Comuníquele
estos valores al operador del choque.
3.
La presión de bombeo debe aumentar constantemente mientras que la presión del revestimiento debe mantenerse
relativamente constante. Si se observa algún comportamiento de presiones inusual – deje de bombear y comuníquese con el
operador del choque para cerrar el pozo.
Responsabilidades del operador del choque
1.
Una vez que el operador de la bomba avise que la bomba arrancó, abra lentamente el choque y monitoree las presiones de
las tubería de perforación y del revestimiento.
2.
A medida que la bomba se acerque a la tasa de operación para matar el pozo, ajuste el choque según se requiera para
controlar y mantener constante la presión del revestimiento al valor de cierre hasta que la bomba alcance la tasa deseada
para matar el pozo.
3.
Esté alerta para detectar comportamientos de presión poco usuales y comuníquele al operador de la bomba las presiones de
la tubería y el revestimiento. Esté preparado para dar instrucciones al operador de la bomba para que pare la bomba si se
observan presiones inusuales.
4.
Cuando la bomba haya alcanzado la tasa adecuada para la operación de matar el pozo, siga controlando y manteniendo
constante la presión del revestimiento hasta que se hayan estabilizado las presiones del revestimiento y de la tubería de
perforación.
5.
Registre la presión de la tubería de perforación como la presión Inicial de circulación (ICP) correcta. Compárela con el valor
precalculado de la ICP.
Nota:
Si la ICP real excede la ICP calculada, utilice la ICP real y corríjala en la hoja para matar el pozo. Si la ICP real es menor que
la ICP calculada, pare las bombas, cierre el pozo y confirme si se presenta un problema en el sistema de circulación.
Posteriormente, intente poner la bomba nuevamente en funcionamiento.
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PROCEDIMIENTOS: 4
Método de esperar y pesar
El método de esperar y pesar recibe su nombre por el hecho de que se presenta un tiempo de “espera”
mientras se aumenta el peso del lodo antes de circular el influjo fuera del hueco. El método de esperar y
pesar solo se aplica en caso de amagos que resultan del subbalance del peso del lodo con respecto a la
presión de la formación.
Por lo general, el pozo puede matarse en una circulación completa. Sin embargo, debido a que solo se
recomienda utilizar un peso de lodo que equilibre la presión de la formación, se requerirá un tiempo de
circulación adicional para aumentar el peso del lodo en un factor de seguridad adecuados previos al
reinicio de las operaciones normales.
Las ventajas del Método de esperar y pesar son:
§ En general, las presiones ejercidas sobre el hueco y sobre el equipo de control de presión
generalmente serán menores que las alcanzada por el Método del Perforador. Esta
diferencia se hace más evidente si el influjo es de gas y en el caso de amagos de gran
intensidad (subbalance significativo).
§ La máxima presión ejercida sobre el zapato (o el punto débil en el hueco abierto)
normalmente será menor si se emplea el método de esperar y pesar. La presión máxima
en el zapato será menor si el lodo para matar comienza a subir por el espacio anular antes
de que la parte superior del influjo alcance el zapato del revestimiento (o el punto débil del
hueco abierto).
§ El pozo estará bajo presión por menor tiempo.
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PROCEDIMIENTOS: 5
Método de esperar y pesar – Cálculos que se requieren
Pozos verticales y de bajo ángulo
1. Determine una tasa de circulación adecuada.
Por lo general, el límite superior de la tasa de circulación se fija de acuerdo con la tasa máxima a la que se
puede mezclar la barita en el lodo para mantener el aumento de peso de lodo requerido.
Tasa de vertimiento de barita (lb/min)
Tasa máxima de circulación (bmp) =
Barita requerida para aumentar el peso del lodo (lb/bbl)
2. Calcule el lodo con peso para matar (KMW).
El lodo con peso para matar es el peso del lodo requerido para lograr un equilibrio preciso de la presión
en la zona del amago.
SIDP (psi)
Lodo de peso para matar (ppg) = Lodo de peso original (ppg) +
( 0.052 x TVD (pies)
3. Calcule los volúmenes de la sarta de perforación y del espacio anular.
Es necesario conocer los volúmenes de la sarta de perforación y del espacio anular para determinar el
punto en que se encuentra el influjo y el lodo de peso para matar en la trayectoria de circulación durante la
operación para matar el pozo. Por lo general, estos datos se obtienen a partir de la hoja para matar
diligenciada previamente.
Estroques de superficie a broca (stks) =
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Volumen total de la sarta de perforación (bbls)
Desplazamiento de la bomba (bbl/stk)
PROCEDIMIENTOS: 6
Método de esperar y pesar – Cálculos (Continuación)
Pozos verticales y de bajo ángulo
4. Calcule la presión inicial de circulación (ICP).
La presión inicial de circulación debe calcularse a fin de estimar la presión de circulación que se requerirá para mantener
una presión constante en el fondo del pozo al inicio de la circulación.
Presión inicial de circulación (psi) = Presión lenta de circulación -SCR- (psi) + Presión de cierre de la tubería de perforación
(psi)
5. Calcule la presión final de circulación (FCP).
A medida que se desplaza la tubería de perforación con lodo de peso para matar, se debe reducir la presión de circulación
del “standpipe” para tener en cuenta el aumento de la presión hidrostática del lodo en la tubería. La presión del “standpipe”
debe también compensar el aumento en la presión de fricción debido a que se está bombeando un lodo de mayor peso.
Una vez que se haya desplazado completamente la tubería de perforación con KMW, la presión estática de la tubería de
perforación debe ser cero. La presión de circulación requerida en el “standpipe” en este punto es sencillamente la presión
lenta de circulación –SCR- ajustada en el KMW.
Lodo de peso para matar (ppg)
Presión final de circulación (psi) = Presión lenta de circulación -SCR- (psi) x
Lodo de peso original (ppg)
6. Elabore un tabla de presión de circulación de la tubería de perforación vs. estroques de bomba.
El operador del choque requiere operar la manija de control del choque para llevar a cabo el programa de presión de
circulación de la tubería de perforación (necesario para mantener constante la presión en el fondo del pozo -BHP-) vs. los
estroques acumulados de la bomba durante la operación de matar el pozo. Esto asegurará que esta operación se llevará a
cabo correctamente y ayudará a identificar problemas potenciales que se puedan presentar.
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PROCEDIMIENTOS: 7
Método de esperar y pesar - procedimiento
Pozos verticales y de bajo ángulo
Estroques
de la bomba
1.
2.
3.
Lleve la bomba hasta la velocidad para matar el
pozo de acuerdo con el procedimiento de arranque
de la bomba.
Compare la presión de circulación real con la
calculada en el programa de la tubería de
perforación. Corrija el programa de presión, si es
necesario.
Ajuste el choque, si es necesario, para controlar la
presión de la tubería de perforación de acuerdo
con el programa de presión. Continúe hasta que el
lodo de peso para matar retorne a la superficie.
§
4.
Esté siempre alerta en caso de que se
presenten
problemas
potenciales.
Si
sospecha de la presencia de un problema,
PARE la bomba y CIERRE el pozo.
Pare la bomba y cierre el choque. La SIDP y la
SICP deben ser cero ó casi iguales a cero. Si es
así, abra el choque y verifique si hay flujo. Si no es
así, arranque la bomba nuevamente y circule el
pozo a través del choque para un mayor
acondicionamiento del lodo.
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Presión de circulación
del DP (psi)
0
ICP (psi)
Estroques
hasta la broca
FCP (psi)
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
Programa de presión de circulación
de la tubería de perforación.
PROCEDIMIENTOS: 8
Método de esperar y pesar – Presiones
Presión del “standpipe” y del choque
INFORMACIÓN DEL POZO:
Profundidad pozo
Profun. zapato
Peso del lodo
11480 pies
6560 pies
14.2 ppg
BHA
6 ½”, 591 pies
Tubería
de perforación, 5” OD
Método
del Perforador /
Peso de lodo equiv.
Esperar y Pesar
del amago
15.2 ppg
Influjo
20 bbls de gas
SIDP
600 psi
SCR
500 psi @ 30 spm
1800
Presión en la superficie (psi)
1600
1400
1200
C
1000
A
SCR
B
Presión del choque
800
(Método del Perforador)
Presión del ”standpipe”
600
400
SIDP
D
200
Presión del choque
SCR (FCP)
(Método de Esperar y Pesar)
E
drillpipe
Volume
200
200
400
400
Volumen del
600
600
800
800
espacio anular
Volumen bombeado (bbls)
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PROCEDIMIENTOS: 9
Método de esperar y pesar – Pozos de alto ángulo de desviación
Cálculos adicionales necesarios para pozos de alcance extendido y horizontales
Corrija la presión de circulación en los cambios significativos de ángulo a lo
largo de la trayectoria del pozo
Se requerirá calcular presiones de circulación en puntos adicionales en pozos
horizontales y/o de alcance extendido. Estos puntos de chequeo reflejarán una
correcta muerte hidrostática del subbalance a medida que el lodo de peso para matar
(1)
alcance las profundidades en las que se tienen cambios significativos de ángulo a lo
largo de la trayectoria del pozo. Cada punto de desvío (KOP-Kick-Off-Point-) y su
(2)
correspondiente final de ángulo (EOB-End-Of-Build-) representará un cambio en la
relación de linealidad de la presión de circulación frente a la profundidad o los
(3)
estroques de la bomba desde la presión inicial de circulación hasta la presión final de
circulación.
Stks hasta (4)
KOP1CP = ICP +
(FCP - SPP) x KOP1MD
TMD
SIDPP x KOP1VD
KOP1
Estroques
de la bomba
0
Presión de
circul. del DP
ICP (psi)
KOP1CP
(1)
TVD
(2)
(3)
EOB1CP = ICP +
(FCP - SPP) x EOB1MD
SIDPP x EOB1VD
TMD
Donde:
TVD
KOPCP – Presión de circulación cuando el ldodo de peso para matar alcanza el punto de
desviación de interés (1, 2, 3, etc.)
EOBCP – Presión de circulación cuando el KMW alcanza el final del ángulo para el KOP
correspondiente.
KOPMD, Profundidad medida del punto de desviación.
KOPVD, Profundidad vertical del punto de desviación.
EOBMD, Profundidad medida del final del ángulo.
EOBVD, Profundidad vertical del final del ángulo.
ICP,
Presión inicial de circulación.
FCP
Presión final de circulación.
SPP
Presión lenta de bombeo.
TMD
Profundidad medida total del pozo.
TVD
Profundidad vertical total del pozo.
SIDP
Presión de cierre de la tubería de perforación.
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Stks hasta
(4)
EOB1
EOB1CP
(1)
(2)
(3)
Estroques
hasta la
broca
(4)
FCP (psi)
Programa de presión de circulación de la
tubería de perforación para pozos con alto
ángulo de desviación
PROCEDIMIENTOS: 10
Método del Perforador
Aspectos importantes
§
El influjo se circula fuera del pozo con el peso de lodo original.
§
La ICP se mantiene constante durante la primera circulación.
§
Para amagos por subbalance se necesita una segunda circulación, usando un fluido de peso
para matar y un programa de presión para la tubería de perforación (como en el método de
esperar y pesar).
§
Para amagos inducidos mecánicamente no se requiere aumentar el peso del lodo en una
segunda circulación.
Ventajas
Desventajas
§ La circulación inicia inmediatamente.
§ Un tiempo más prolongado en el choque (si se
necesitan las dos circulaciones).
§ No se necesita adicionar barita para iniciar
el procedimiento (en la primera circulación).
§ Presiones más altas en la superficie que el
método de esperar y pesar.
§ La presión en el zapato puede ser más alta.
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PROCEDIMIENTOS: 11
Método del Perforador - Procedimiento
1.
Lleve la bomba hasta la velocidad para matar de
acuerdo con el procedimiento de arranque de bomba.
2.
Compare la presión inicial de circulación real con la
calculada. Si la ICP real excede la ICP previamente
calculada, corrija la hoja para matar y use la ICP real.
§
3.
Ajuste el choque según se requiera para mantener la
presión de la tubería de perforación constante hasta
que se circule todo el influjo fuera del pozo.
§
4.
Si la ICP real es menor la ICP calculada, pare la
bomba y cierre el pozo. Determine si hay un
problema en el sistema de circulación.
Manténgase alerta por si se presenta cualquier
programa potencial.
Si se presenta un
problema, PARE la bomba y CIERRE el pozo.
Pare la bomba y cierre el choque. La SIDP y la SICP
deben ser iguales ó casi iguales. Si esto es así, (y
necesario), entonces mate el pozo utilizando el
método de esperar y pesar. Si no es así, inicie la
bomba nuevamente y circule por el choque hasta
acondicionar los fluidos del pozo.
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PROCEDIMIENTOS: 12
Método del perforador - Presiones
Primera circulación – Presiones del choque y del “standpipe”
INFORMACIÓN DEL POZO:
Profundidad pozo
BHA
6 ½”, 591 pies
Tubería
5” OD, DP
14.2 ppg
Método
del Perforador
del amago
15.2 ppg
Influjo
20 bbls de gas
SIDP
600 psi
SCR
500 psi @ 30 spm
Profund. zapato
Peso del lodo
11480 pies
6560 pies
Peso lodo equiv.
1800
Presión en la superficie (psi)
1600
D
1400
1200
1000
Presión del “standpipe”
A
C
800
B
Presión del choque
600
E
400
200
200
400
600
800
Volumen bombeado (bbls)
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PROCEDIMIENTOS: 13
Método del Perforador - Presiones
Segunda circulación – Presiones del choque y del “standpipe”
INFORMACIÓN DEL POZO:
Profundidad pozo
BHA
6 ½”, 591 pies
Tubería
5” OD, DP
14.2 ppg
Método
del Perforador
del amago
15.2 ppg
Influjo
20 bbls de gas
SIDP
600 psi
SCR
500 psi @ 30 spm
Profund. zapato
Peso del lodo
11480 pies
6560 pies
Peso lodo equiv.
Presión de la superficie (psi)
1800
1600
1400
1200
1000
SCR
800
600
Presión del “standpipe”
400
SIDPP
SCR2
200
Volumen de la tubería
200
de perforación
Presión del choque
400
Volumen del
espacio anular 600
800
Volumen bombeado (bbls)
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PROCEDIMIENTOS: 14
Método de esperar y pesar (y del perforador)
Presión en el zapato del revestimiento
INFORMACIÓN DEL POZO:
Profundidad pozo
Presiones del zapato (psi)
6400
Profund. zapato
6200
Peso del lodo
6000
5800
5600
11480 pies
6560 pies
BHA
6 ½”, 591 pies
Tubería
5” OD, DP
14.2 ppg
Método
15.2 ppg
Influjo
Ambos
Peso lodo equiv.
P
R
del amago
S
Q
20 bbls de gas
Método del perforador
5400
T
5200
U
Método de esperar y pesar
5000
4800
Volumen
200
400
600
800
tubería de perf.
Volumen bombeado (bbls)
§
§
§
§
§
Aquí se muestra la presión en el zapato del revestimiento tanto para el método de esperar y pesar como para el método
del perforador.
Entre los puntos P y Q, la presión del zapato disminuye a medida que el influjo se desplaza por encima del BHA. El
influjo se expande a medida en que circula hacia el zapato en el punto R, después de lo cual, la presión en el zapato
disminuye.
En el punto S, el lodo de peso para matar comienza a ascender por el anular, y, por lo tanto, reduce la presión del
estrangulador por debajo de la que se tendría en el Método del Perforador. Entre los puntos T y U, el lodo de peso
original se desplaza más allá del zapato hasta el punto U, cuando el lodo de peso para matar llega al zapato.
La presión en el punto U es igual al peso de lodo equivalente en la zona del amago y, por lo tanto, representa la presión
mínima que se ejercerá sobre el zapato una vez que se haya matado el pozo.
En este ejemplo de pozo, la presión máxima del zapato no se ve afectada por la técnica utilizada para matar el pozo.
Sin embargo, el zapato estará sometido a presión durante un periodo significativamente más largo si se emplea el
Método del Perforador..
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PROCEDIMIENTOS: 15
Presión del choque
Método del Perforador para varios volúmenes de influjo
INFORMACIÓN DEL POZO:
Profundidad pozo
Profund. zapato
Peso del lodo
11480 pies
BHA
6 ½”, 591 pies
Tubería
5” OD, DP
14.2 ppg
Método
del Perforador
15.2 ppg
Influjo
20, 30, 40 y 50 bbls de gas
6560 pies
Peso lodo equiv.
del amago
1800
1600
Presión del choque (psi)
1400
1200
50 BBLS
40 BBLS
30 BBLS
1000
20 BBLS
800
600
400
200
200
400
600
800
Volumen bombeado (bbls)
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PROCEDIMIENTOS: 16
Presión del choque
Método de Esperar y Pesar para varios volúmenes de influjo
INFORMACIÓN DEL POZO:
Profundidad pozo
Profund. zapato
Peso del lodo
11480 pies
BHA
6 ½”, 591 pies
Tubería
5” OD DP
14.2 ppg
Método
Esperar y Pesar
15.2 ppg
Influjo
20, 30, 40 y 50 bbls de gas
6560 pies
Peso lodo equiv.
Presión del choque (psi)
1800
del amago
1600
1400
50 BBLS
1200
1000
40 BBLS
30 BBLS
20 BBLS
800
600
400
200
200
400
600
800
Volumen bombeado (bbls)
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PROCEDIMIENTOS: 17
Control de migración de gas
§ La migración de gas puede ocurrir
siempre que el pozo está cerrado con
un influjo de gas.
§ La migración de gas la indica un
aumento uniforme en las presiones de
cierre: SICP y SIDP.
§ La migración de gas sin control aumenta
la presión en todos los puntos en el
pozo.
§ Si la migración de gas se ignora, el
aumento de la presión puede causar
que se rompa la formación y causar
pérdidas de lodo.
§ Hay dos métodos de control de
migración de gas:
• Método de presión de la tubería de
perforación.
• Método volumétrico.
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PROCEDIMIENTOS: 18
Método de presión en la tubería de perforación
§
Simple.
§
Se podría usar en cualquier momento en que el pozo esté cerrado con la broca
muy cerca o en el fondo del pozo y el manómetro de presión de la tubería de
perforación indicando la presión del fondo del pozo (BHP).
Procedimiento:
1) Permita que la presión de cierre de la tubería de perforación aumente en
un margen de seguridad entre 50 y 100 psi. Esta presión constituye el
límite inferior de la tubería de perforación.
2) Posteriormente, permita que la presión de la tubería de perforación
aumente en una presión de trabajo entre 50 y 100 psi. Esta presión
constituye el límite superior de la tubería de perforación.
3) Abra el choque manual y purgue la presión de la tubería de perforación
hasta alcanzar la presión límite inferior.
4) Repita los pasos 2 y 3 hasta que se implemente un procedimiento
apropiado de presión constante del fondo del pozo o hasta que el gas se
encuentre en la parte superior del pozo.
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PROCEDIMIENTOS: 19
Procedimiento volumétrico
1
2
Seleccione un rango de presión de trabajo, Pw y un
margen de seguridad, Ps.
Para el ejemplo, Pw = 100 psi y Ps = 100 psi.
Ejemplo:
SICP = 400 psi Rango y Margen de Seguridad = 100 psi Vol de purga = 8 bbls
Calcule la presión hidrostática por barril de lodo en el
espacio anular superior.
HP / bbl =
Gradiente del lodo
Capacidad anular
Pw
Volumen de purga por ciclo =
HP por bbl
4
Permita que la presión de cierre del revestimiento
aumente en el valor del margen de seguridad (Ps) sin
purgar el pozo.
5
Mantenga la presión del revestimiento constante
purgando pequeños volúmenes de lodo en el choque
hasta que se haya purgado el volumen correcto por ciclo.
6
P r e s i ó n
Calcule el volumen a purgar en cada ciclo.
Rango
Margen de seguridad
Presión de revestimiento Vs. Programa
de volumen a purgar
Repita los pasos 5 y 6 hasta que se implemente otro
procedimiento de control de pozo o hasta que todo el gas
se encuentre en la superficie (dentro del pozo).
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Rango
Volumen purgado
t i m i e n t o
3
Gas migrando
a la superficie
Purgando mientras se
mantiene constante la
presión del revestimiento
PROCEDIMIENTOS: 20
Gradiente del lodo
=
psi / pie
SICP, Pa
=
psi
Margen de seguridad (Ps)
=
psi
Rango de presión de trabajo (Pw) =
psi
Gradiente del lodo
PH / bbl =
=
Capac. anular superior
Volumen a purgar por ciclo =
psi / bbl
Pw
PH por bbl
=
bbls
Pchoque1 = Pa + Ps + Pw
psi
Pchoque 2 = Pchoque1 + Pw
psi
Pchoque 3 = Pchoque2 + Pw
psi
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Presión del revestimiento (psi)
Hoja de trabajo del procedimiento volumétrico
Pchoque4
Pchoque3
Pchoque2
Pchoque1
SICP
Volumen de purga del pozo (bbl)
PROCEDIMIENTOS: 21
Control de migración de gas
Notas
•
Drene solamente volúmenes pequeños de fluido para controlar la BHP entre los límites
superior e inferior. Es preferible usar un choque manual ya que permite purgar
volúmenes pequeños.
•
Habrá una demora considerable entre la presión del choque y la presión de la tubería
de perforación en pozos profundos, cuando se use el método de presión en la tubería
de perforación.
•
La tasa a la cual migra el gas puede estimarse utilizando las siguientes fórmulas:
Altura que ha migrado el gas (pies) =
Aumento en la presión (psi)
Gradiente del lodo (psi/pies)
Aumento de la presión (psi/hora)
Tasa de migración (pies/hora) =
Gradiente del lodo (psi/pie)
Ejemplo: 100 psi/hora, aumento de la presión
= 161 pies/hora, tasa de migración
0.62 psi/pie, gradiente del lodo
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PROCEDIMIENTOS: 22
Consideraciones para el procedimiento volumétrico
Consideraciones para pozos con alto ángulo de desviación (>45)
Consideraciones:
Volumen de
Gradiente del lodo
purga
=
corregido
Cos. < x Cap. Anular
<°
Cos Ø
0°
5°
10°
15°
20°
25°
30°
35°
40°
45°
50°
55°
60°
65°
70°
75°
80°
85°
1.0
.996
.985
.966
.939
.906
.866
.819
.766
.707
.643
.574
.500
.423
.342
.259
.174
.087
RANDYSMITH TRAINING SOLUTIONS
Si se usa el volumen de purga calculado con la
capacidad anular superior podría causar un
exceso de presión si el gas estuviera en la
sección de alto ángulo; si el hueco no puede
resistir los 100 - 200 psi adicionales de
sobrebalance que se le adicionarían al pozo
hasta que el gas entre a la sección vertical,
entonces, implemente una se las siguientes
correcciones al procedimiento:
A. Utilice el volumen de purga corregido para
el primer ciclo de purga y luego utilice el
volumen de la capacidad anular superior
para los demás ciclos.
ó
B. Utilice el factor de la capacidad anular y
después del primer ciclo, haga una revisión
de la presión atrapada y reinicie el
procedimiento desde el principio.
PROCEDIMIENTOS: 23
Consideraciones del procedimiento volumétrico
Consideraciones para pozos que tienen liners de gran longitud
El uso del factor de capacidad del anular superior al
calcular el volumen adecuado para la purga en cada
ciclo puede resultar que el pozo esté con subbalance
si el gas está en la sección reducida del espacio
anular relacionada con el liner de gran longitud.
Para corregir esta posibilidad, se recomienda
implementar una de las siguientes modificaciones al
procedimiento:
A. Utilice la sección de espacio anular más pequeña
para calcular el volumen a purgar para el primer
ciclo y luego utilice la capacidad del anular superior
para los demás ciclos de purga.
Ó
B. Utilice un mayor valor para el margen de seguridad
(200 a 300 psi) y utilice el factor de capacidad del
anular superior para calcular el volumen correcto a
purgar en cada ciclo.
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PROCEDIMIENTOS: 24
Lubricación de gas de la superficie de un pozo
La lubricación de gas es el proceso que consiste en retirar
gas de la parte inferior de las preventoras mientras se
mantiene una presión de fondo constante. La lubricación
constituye un proceso apropiado para preventoras en
superficie, pero el proceso dinámico de gas puede
utilizarse para ventear gas que se encuentra por debajo
de una preventora submarina.
Tanque de viaje o de la unidad de
cementación
La lubricación puede utilizarse para reducir presiones o
retirar gas de la parte inferior de las preventoras de la
superficie previo a una operación de stripping o después
de implementar el procedimiento volumétrico para el
control de gas migrante.
El volumen de lodo lubricado hacia el hueco debe medirse
de manera precisa utilizando un tanque de viaje.
Si el influjo se suaveó dentro del pozo, el peso del lodo
que se lubrica eventualmente deberá reducir la presión del
revestimiento a cero. Sin embargo, si el peso del lodo en
el hueco no es suficiente para equilibrar la presión de poro
de la formación, la presión final del choque reflejará el
grado de subbalance; entonces, será necesario matar el
pozo.
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PROCEDIMIENTOS: 25
Lubricación de gas – Método de volumen
Método de volumen
1
1
2
Casing, Psi
delta V
3
delta V
Se convierte en
hidrostática en el
espacio anular
Calcule el aumento de hidrostática (en el espacio
anular superior) por cada bbl de lodo de lubricación.
HP / bbl =
Gradiente del lodo
Capacidad anular superior
3
2
Seleccione un rango de presión de trabajo, Pw.
Por ejemplo, Pw = 100 a 200 psi
4
Bombee lodo de lubricación a través de la línea de
matar hasta aumentar la presión del revestimiento en el
rango de la presión de trabajo, Pw
Mida el tanque de viaje y calcule el aumento de presión
hidrostática de lodo lubricado para este ciclo.
5
Espere entre 15 y 20 minutos para que el lodo se
“lubrique” a través del gas.
6
Purge el gas “seco” del choque para reducir la presión
del revestimiento debido al aumento de la hidrostática
más el rango de trabajo.
Repita los pasos 3, 4, 5 y 6 hasta que se complete la lubricació n.
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PROCEDIMIENTOS: 26
Lubricación de gas
Hoja de trabajo del método de volumen
SICP inicial
1
Casing, Psi
delta V
2
3
PH / bbl =
Rango de
trabajo, Pw
Gradiente de lodo
Capacidad anular
Aumente
Volúmenes del tanque de succión Incremento
Purgar la
la presión
real de la P. presión anular
Vol.
Inicial
Final
hasta:
anular hasta:
lubricado hidrostática
delta V
Se convierte en
hidrostática en
el espacio anular
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PROCEDIMIENTOS: 27
Lubricación de gas
Método de presión
“Es el método preferido cuando se pierde fluido a la formación durante el proceso
de lubricación.”
1.
Bombee fluido de lubricación hacia el pozo a través
de la línea para matar a fin de aumentar la presión
del revestimiento hasta un valor seleccionado.
2.
Permita que se estabilice la presión.
presión estabilizada como el valor P 2.
Emplee la
SITP
De la bomba
3.
Calcule P3 - (la presión correcta hasta la que se
debe purgar la presión del revestimiento). P3 es la
presión hasta la cual se purgará después de agregar
la hidrostática del fluido de lubricación. Después de
la purga, dicha presión será P1 para el siguiente
ciclo.
SICP
P1
Presión original de
cierre del revestimiento.
P2
El aumento de la presión
del revestimiento se debe
al fluido de lubricación en
El pozo. El aumento se
debe a la compresión .
choque
Gas
P3
2
P1
P3 =
P2
4.
La presión hasta la que se
debe purgar después de
agregar la hidrostática del
fluido de lubricación.
2
P3=
P1
P2
Repita los pasos 1 a 3 hasta haber que se haya
retirado todo el gas o hasta que se implemente otro
procedimiento.
Nota: Este procedimiento es aplicable, cuando se asume que la densidad del fluido de
lubricación es suficiente para “matar” la presión anular cuando se ha retirado todo el
volumen de gas del pozo.
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PROCEDIMIENTOS: 28
Lubricación de gas
Hoja de trabajo del método de presión
Tanque de viaje o
de la unidad de
cementación
P12 ÷
P2
= P3
Rango de la presión de trabajo =
psi
SICP ( P1 ) =
psi
P1 = Presión antes de bombear.
P2 = Presión después de bombear
(presión estabilizada).
P3 = Presión hasta la cual se debe purgar.
* No se usa con amagos por subbalance
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PROCEDIMIENTOS: 29
Procedimiento de lubricación dinámica
Este método se debe utilizar para retirar gas desde por debajo de un conjunto de preventoras
submarinas. En este caso, se mantiene la circulación a través de la cabeza del pozo mientras se controla
la ganancia en los tanques y la presión en superficie utilizando el choque. El manómetro de presión en la
línea para matar se utiliza para monitorear las presiones del pozo. Se debe utilizar un tanque de viaje
calibrado para monitorear las pérdidas y las ganancias en la superficie. Se recomienda seguir los
siguientes pasos después de identificar que el influjo está en el conjunto de preventoras.
1.
Calcule la presión hidrostática por barril de lodo en el espacio anular por debajo del conjunto de
preventoras.
Gradiente lodo (psi/pie)
HP por bbl (psi/bbl) =
Capacidad del espacio anular (bbl/pie)
2.
Cerciórese de que la línea para matar esté llena de lodo. Si existe alguna duda, debe aislarse el
pozo y circular con lodo la línea para matar. Ello es necesario para garantizar que la presión en
el conjunto de preventoras pueda monitorearse de manera precisa.
3.
Haga la alineación para circular hacia abajo por la línea para matar y retornar arriba por la línea del
choque. Asegúrese de que se pueda monitorear con precisión el nivel del tanque activo (tanque de
viaje). Envíe los retornos a través del separador lodo/gas.
4.
Lleve la bomba hasta la tasa lenta deseada. A medida que se alc ance la velocidad deseada,
aumentará la presión en la línea para matar. Si la pérdida de fricción en la línea del choque se
puede compensar, entonces la presión de bombeo será igual a la pérdida de fricción en la línea
para matar. Si no se puede compensar la pérdida en la línea del choque, la presión de bombeo en
la línea para matar será mayor. Anote la presión de circulación inicial en la línea para matar. La
presión de la línea de se monitoreará y controlará con el choque durante toda la operación.
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PROCEDIMIENTOS: 30
Procedimiento de lubricación dinámica (continuación)
5.
Reduzca la presión en la línea para matar, como se indique, por la caída en el nivel del tanque de lodo. A
medida que se purgue gas del pozo, el nivel del tanque se reducirá mientras el operador del choque ajusta
el choque para mantener una presión de circulación constante en la línea para matar. Esto resultará en
una lubricación del lodo hacia el pozo.
§
Este procedimiento se debe continuar hasta que la totalidad del influjo se haya venteado desde la parte
inferior de las preventoras. Esto le indicará un nivel constante en los tanques. Si el pozo se ha matado
completamente, la presión final de circulación en la línea para matar será igual a la pérdida de presión por
fricción en la línea para matar, a la pérdida de presión por fricción en la línea del choque y a la pérdida de
presión a través del choque en posición completamente abierta. Si el pozo aún no está muerto, la presión
final de circulación en la línea para matar será mayor que dicho valor.
Presión de la línea para matar (psi)
6.
A medida que disminuye el nivel del tanque, la presión de la línea para matar debe reducirse para
tener en cuenta el aumento de la hidrostática en el espacio anular.
El gas se retira del gas del pozo a medida que
se lubrica lodo dentro del pozo.
Presión original de la línea para matar una vez
la bomba ha alcanzado la velocidad deseada
Ganancia en el tanque
para permitir la expansión
del gas
Ganancia en
Nivel original del tanque
nivel de tanque (cuando la bomba se encuentra en
la velocidad deseada)
Reducción en
nivel de tanque
Cambio en el nivel del tanque (bbls)
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PROCEDIMIENTOS: 31
“Stripping”
El stripping es una técnica empleada para movilizar la sarta de perforación a través de las preventoras
cuando el pozo está cerrado bajo presión. En la mayoría de los casos, esta operación es necesaria para
devolver la sarta de perforación al fondo después de cerrar el pozo después de un amago y con la broca
fuera del fondo. El stripping exige un altísimo nivel de coordinación entre todos los miembros de la
cuadrilla. Hay dos técnicas de stripping: a corto plazo y a largo plazo
Plan de contingencia:
Factores que afectan las presiones del pozo durante
el stripping:
• Cómo mover la junta de tubería a través de
conjunto de BOP
Compresión – Los fluidos se comprimen a dedida que la
tubería se baja en el hueco
• El desgaste de los elementos de las BOP
Purga insuficiente – De manera similar a la compresión,
la presión queda atrapada en el hueco sino se purga el
volumen equivalente al desplazamiento total de cada
parada.
• El nivel de redundancia en el sistema de control
de las BOP
• Las presiones de stripping altas (cerca del
MASP)
• El monitoreo de las presiones y los volúmenes
de fluido.
• La organización y supervisión de la cuadrilla de
perforación
• La migración de gas
• La posibilidad de pega de tubería
• La información de los fabricantes referente a las
preventoras
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Penetración del influjo – La tubería penetrando el
influjo hace que éste se extienda y resulte en pérdida
adicional de presión hidrostática en el hueco.
Migración de gas – La migración de gas durante la
operación de stripping produce un aumento de presiones
sino se detecta y controla en forma correcta.
Migración artificial – Una vez, que la sarta haya
penetrado totalmente el influjo, el stripping adicional de la
tubería hace que el influjo se “bombee” hueco arriba.
Sobrebalance restablecido – Esto ocurre cuando
regresan por medio del stripping las últimas paradas de
tubería hacia el fondo y el hueco está lleno.
PROCEDIMIENTOS: 32
“Stripping” anular a corto plazo
Aplicaciones:
§ Cuando se requiere hacer stripping a 20 paradas o menos.
§ Se asume que la migración de gas y el aumento de las presiones no
son factores que afecten este procedimiento.
Procedimiento:
1.
Comience el stripping de la primera parada, permitiendo que
aumente la presión del revestimiento en un margen de
seguridad deseable - se recomienda 100 a 200 psi.
2.
Después del aumento inicial del margen de seguridad, el
operador del choque debe purgar un volumen de
desplazamiento equivalente total de la tubería (capacidad
más desplazamiento) a medida que se corra cada parada.
•
•
•
3.
4.
El tubo debe bajarse lentamente
Los cuñeros deben eliminar los imperfectos de las juntas.
El tubo debe llenarse desde la “Inside BOP” hasta la
superficie de cada parada que se fuerza hacia el pozo
Monitoree la presión del revestimiento para detectar posible
migración de gas.
Si se presentara dicha migración,
contrólela empleando el procedimiento volumétrico o ponga
en práctica el procedimiento de stripping de largo plazo
Una vez en el fondo, mate el pozo utilizando el Método del
Perforador
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PROCEDIMIENTOS: 33
“Stripping” anular a corto plazo
Ejemplo de una hoja de trabajo
Hoja de trabajo de stripping y purga
MASP
1366 psi
80 % MASP
1250 psi
Número de
la parada
SICP
(antes del stripping)
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
400
400
600
625
650
625
625
625
625
625
625
600
600
590
600
680
750
800
800
820
820
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Desplazamiento total Factor de seguridad
2.3 bbls/parada
SICP (después
del stripping)
716
1000
975
975
975
950
975
975
960
950
920
920
890
900
1000
1100
1120
1120
1140
1140
Barriles
purgados
0.6
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
200 psi
SICP
(después de purgar)
600
625
650
625
625
625
625
625
625
600
600
590
600
680
750
800
820
820
820
850
PROCEDIMIENTOS: 34
“Stripping” anular de largo plazo
Debido a que generalmente no se conoce el
tipo de influjo, es prudente planear un
procedimiento de stripping, asumiendo “el
peor” escenario: un amago de gas que migra
hueco arriba.
Los fluidos del pozo pueden determinarse
con precisión mediante la purga a través del
choque hacia un tanque de viaje calibrado y,
posteriormente, purgando desde el tanque
de viaje hacia el tanque de stripping
calibrado que se utiliza para contabilizar el
desplazamiento total de cada parada de
tubería.
La acumulación de lodo en el tanque de
viaje asume que corresponde a la expansión
del gas a medida que éste migra en el pozo
y que puede ser medida con precisión.
La vida del empaque del preventor anular
puede extender por más tiempo utilizando
una botella de surgencia en la línea de
cierre.
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Manómetro
Botella de surgencia
choque manual
Tanque de viaje calibrado
Tanque de stripping calibrado
Esquema del equipo recomendado para el
stripping anular de largo plazo
PROCEDIMIENTOS: 35
Hoja de trabajo para el procedimiento de “stripping” anular a largo plazo
1. Seleccione un rango de presión de trabajo, P w para controlar la presión de fondo. Por ejemplo,
se recomienda P w = 100 psi
2. Calcule la presión hidrostática por barril de lodo en el espacio anular superior.
PH por bbl =
Gradiente de lodo (psi/pie)
Capacidad anular (bbl/pie)
3. Calcule la longitud del influjo cuando es penetrado por el BHA, L1.
Volumen del influjo (bbls)
L1 (pies) =
Capacidad anular entre el hueco abierto y botellas (bbl/pie)
4. Calcule la longitud del influjo en un hueco abierto, L2.
Volumen del Influjo (bbls)
L2 (pies) = Capacidad del hueco abierto (bbl/pie)
5. Calcule el aumento de presión debido a la penetración del influjo, Ps
Ps (psi) = (L1 – L2) x (Gradientedel lodo - 0.1)
6. Calcule los volúmenes de los tanques de stripping y de viaje V 1 y V 2
Pw =
Pa =
Ps =
V1 =
V2 =
Pchoque1 =
V1 (bbls) = Desplazamiento total de la tubería por parada.
Rango de trabajo (psi)
V2 (bbls) =
Pchoque2 =
Presión hidrostática (psi/bbl)
7. Calcule los valores de presión del choque
Pchoque1 = P a + P w + P s
Pchoque2 = P choque1 + Pw
Pchoque3 =
(etc.)
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PROCEDIMIENTOS: 36
“Stripping” anular de largo plazo - Procedimiento
1. La primera parada se forza mediante stripping,
permitiendo que la presión del revestimiento
aumente hasta el valor correspondiente a la
presión del choque1.
2. El operador del choque
purga según sea
requiera para mantener la presión del
revestimiento constante en el valor de la Pchoque1.
Después de forzar cada parada, se debe drenar
el volumen V1 (desplazamiento total de la tubería
por parada) del tanque de viaje al tanque de
stripping.
•
•
•
Bajar la tubería lentamente
Los cuñeros deben retirar los imperfectos de las
juntas de tubería y colocarles grasa.
La tubería se debe llenar desde la “Inside BOP”
hasta la superficie en cada parada.
3. Continúe como se indica en el paso 2 hasta
obtener una ganancia neta equivalente al V2
(volumen que representa la migración de gas)
en el tanque de viaje. Posteriormente, cierre el
choque.
4. Repita los pasos 1 a 3.
5. Una vez llegue al fondo, proceda a matar el
pozo utilizando el Método del Perforador.
RANDYSMITH TRAINING SOLUTIONS
Antes de forzar cada parada, se deben
retirar todos los imperfectos de las juntas de
tubería para prevenir el desgaste de los
elementos de caucho de las BOP.
PROCEDIMIENTOS: 37
“Stripping” anular de largo plazo – ejemplo de una hoja con datos
Desplazamiento total
Pchoke
Profundidad
Tanque Tanque
antes después
Ganancia
Total
Pies x BBL/ = Ganancia Esta
forzados pie
del acero parada
400
4047
20.0
670
4137
20.0
22.5
2.5
90
4227
22.5
25.1
2.6
90
4317
25.1
27.9
2.8
4407
27.9
30.5
4497
30.5
4587
770
Ganancia de gas
Gran
ÄV
Total
2.3
.2
.2
.2
.0254
2.3
.3
.5
.5
90
.0254
2.3
.5
1.0
1.0
2.6
90
.0254
2.3
.3
1.3
1.3
33.3
2.8
90
.0254
2.3
.5
1.8
1.8
33.3
36.2
2.9
90
.0254
2.3
.6
2.4
2.4
4677
36.2
39.6
3.4
90
.0254
2.3
1.1
3.5
3.5
4767
39.6
43.2
3.6
90
.0254
2.3
1.3
4.8
4.8
4857
43.2
46.9
3.7
90
.0254
2.3
1.4
6.2
6.2
4947
46.9
50.7
3.8
90
.0254
2.3
1.5
7.7
7.7
5037
50.7
54.4
3.7
90
.0254
2.3
1.4
9.1
9.1
5127
54.4
57.2
2.8
90
.0254
2.3
.5
9.3
9.3
-
-
-
-
-
-
-
.3
9.6
5217
57.2
60.1
2.9
90
.0254
2.3
.6
.9
10.2
5307
60.1
63.2
3.1
90
.0254
2.3
.8
1.7
11.0
5397
63.2
66.2
3.0
90
.0254
2.3
.7
2.4
11.7
5487
66.2
69.4
3.2
90
.0254
2.3
.9
3.3
12.6
5577
69.4
72.5
3.1
90
2.3
.8
4.1
13.4
RANDYSMITH TRAINING SOLUTIONS
.0254
Este
-
.0254
Comentarios
PROCEDIMIENTOS: 38
Presiones iniciales de cierre del preventor anular – Varco/Shaffer
7 1/16 ” – 11” – 13 5/8”- 10000 psi
1500
21 ¼” - 5000 psi
21 ¼” - 2000 psi
9”- 13 5/8” - 5000 psi
16 ¾ ”- 18 ¾ “ - 5000 psi
11” - 3000 - 5000 psi
1000
7 1/16 ” - 3000 - 5000 psi
500
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Presión del pozo (psi)
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PROCEDIMIENTOS: 39
Presiones iniciales de cierre – Preventor anular Hydril
Presión del revestimiento
(psi)
Hydril GK 13 5/8”, 5000 psi WP
CSG
1500
1000
500
7"
0
Initial
Closure
41
/2 "
th
ru
th r
31
9
u5
/2"
5/
1/
8"
Pip
2
"P
P
e
ip
ip e
e
1000
27
2000
/8 "
Pi p
e
23
/ 8"
3000
Pip
e
4000
5000
Presión del pozo (psi)
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PROCEDIMIENTOS: 40
“Bullheading” (forzamiento de fluidos hacia la formación)
El “bullheading” o forzamiento de fluidos puede utilizarse en ciertas circunstancias durante las
operaciones de perforación para bombear un flujo nuevamente hacia la formación. El éxito de las
operaciones de forzamiento de fluidos dependerá , en gran medida, de dos factores:
1. La cantidad del hueco abierto y 2. El punto de influjo en relación con una zona permeable
¿Cuándo se debe realizar una operación de
“bullheading” ó forzamiento de fluidos?
q Cuando el volumen del influjo es grande.
q Cuando
el desplazamiento del influjo por métodos
convencionales pudiera causar presiones excesivas en la
superficie.
q Cuando en el desplazamiento del influjo por métodos
convencionales pudiera resultar en volúmenes excesivos de
gas en condiciones de superficie.
q Si se cree que el influjo contiene un nivel inaceptable de
H2S.
q Cuando ocurre un amago con la tubería fuera del fondo y no
se considera factible forzar la tubería nuevamente al fondo.
q Cuando se presenta un influjo sin tubería en el hueco.
Consideraciones importantes
q Las características y condiciones del hueco
abierto.
q Los límites de presión del equipo de control de
pozos y del revestimiento.
q El tipo de influjo y la permeabilidad relativa de la
formación.
q La calidad de la torta de filtrado en la formación
permeable.
q La consecuencia del fracturamiento de una
sección de hueco abierto.
q Para reducir las presiones de superficie previo a la
implementación de otras operaciones de control de pozo.
q En pozos submarinos en aguas profundas donde hay un
margen angosto entre la presión de pozo y el gradiente de
fractura.
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PROCEDIMIENTOS: 41
“Bullheading” (Solamente tubería de producción)
Reacondicionamientos y completamientos
El método más ampliamente utilizado para matar un pozo en producción es el “bullheading”. Por ejemplo,
bombeando salmuera de reacondicionamiento o de completamiento en la superficie directamente hacia la
sarta en producción para forzar el contenido de la sarta hacia la formación.
La ventaja principal del “bullheading” es su simplicidad. Sus principales desventajas son el bombeo de
cantidades no deseables de fluidos de reacondicionamiento hacia el yacimiento y el riesgo del fracturamiento
de la formación.
Típicamente, solo se fuerza fluido en la tubería de producción. En ese momento, el pozo queda listo para
circularlo completamente, para así matar completamente el pozo con fluido con peso de control a lo largo de
todo el pozo.
Volumen de “forzamiento”
En pozos altamente susceptibles al daño de formación, únicamente se debe bombear el volumen exacto de la
tubería de producción (más la distancia que hay por debajo del empaque hasta las perforaciones) . La tubería
podría no estar completamente muerta, pero las presiones se reducen significativamente y se simplifica la
circulación posterior. En otro pozos, se sobredesplazará de manera sustancial la tubería de producción para
lograr una muerte de pozo más certera, especialmente, si la zona se está abandonando.
Presiones de bombeo
En pozos de alta permeabilidad, las presiones requeridas en superficie para iniciar el bombeo, con frecuencia,
son ligeramente mayores que las presiones de cierre de la tubería de producción. Sin embargo, las tasas de
bombeo con frecuencia se restringen para mantener las presiones de la pared del pozo a la altura del
yacimiento productor por debajo del punto de fractura. Claro está que, en algunos casos, tales como el
abandono de zonas, el fracturamiento de la formación podría no ser un problema y sería posible emplear altas
tasa de bombeo y un mayor desplazamiento para una muerte rápida y eficiente del pozo.
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PROCEDIMIENTOS: 42
“Bullheading” (forzamiento de fluidos hacia la formación) - Procedimiento
3240 psi
1.
Calcule las presiones en superficie que causarán fracturamiento
de la formación durante el forzamiento de fluidos. Calcule
también la presión de estallido de la tubería de producción, así
como la del revestimiento (para tener en cuenta la posibilidad de
falla de la tubería de producción durante la operación).
Presión máxima permitida en el “tubing” (fract.) =
Presión de estallido del “tubing” =
Presión de estallido del revestimiento =
2.
Calcule la presión estática en cabeza de la tubería durante el
“bullheading”.
Volumen del “tubing” =
Presión estática =
inicial del “tubing”
3.
Presión estática =
final del “ubing”
Bombee lentamente el fluido para matar a través de la tubería
de producción. Monitoree la presión de bombeo y del
revestimiento durante la operación.
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Tubería de
producción de
4 1/2”, N80
Salmuera de
completamiento
Gas
Empaque
Perforaciones
@ 9390 pies
Presión de
formación = 8.8 ppg equiv.
Gradiente
de fractura= 13.7 ppg equiv.
PROCEDIMIENTOS: 43
“Bullheading” (Solo tubería de producción) - Ejemplo
Prepare un programa de “bullheading” para el siguiente pozo:
Capacidad de la tubería de producción - 0.0152 bbl/pie
de estallido - 8430 psi
3360 psi
/ Presión
Volumen total de la tubería de producción = 0.0152 x 9390 = 143 bbls
Máxima presión permitida al
iniciar la bomba
= (0.052 x 13.7 x 9390) - (0.1 x 9390) = 5750 psi
Presión máx. final
= (0.052 x (13.7 - 8.8) x 9390 = 2390 psi
permitida en el tubing
4 1/2” N80
Tubería de
producción
Presión inicial estática en la cabeza del tubing = 3360 psi
Salmuera de
completamiento
Presión final estática en la cabeza del tubing = 0 psi
(debe estar muerto una vez se desplace todo el tubing)
Estallido de la tubería de producción (8430 psi)
8000
Gas
(gradiente - 0.1 psi/pie)
Rango de presión de trabajo durante
Operación de “bullheading”
60005750
Presión estática de la tubería
Que podría fracturar la formación
5250
Empaque
Incluyendo un factor de seguridad de 500 psi
(Si existe la posibilidad de fracturamiento)
4000
3360
2390
1890
2000
Presión estática de la tubería para
equilibrar la presión de la formación
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Perforaciones
@ 9390 pies
Formación
Presión de la
formación = 8.8 ppge
Gradiente de
fractura = 13.7 ppge
Volumen de tubería desplazada (bbls)
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PROCEDIMIENTOS: 44
“Bullheading” (forzamiento de fluidos hacia la formación) – Consideraciones
Aumento en la presión del revestimiento
Siempre que se lleve a cabo el bullheading (forzamiento de
fluidos hacia la formación), se debe prestar mucha atención al
revestimiento. Cualquier aumento en la presión del
revestimiento, se debe informar al supervisor. Los aumentos
en la presión del revestimiento se deben básicamente a la
expansión térmica causada por el bombeo de los líquidos
hacia la tubería, por las fugas en herramientas o sellos tales
como camisas corredizas, equipos de levantamiento de gas,
válvulas de seguridad, sellos de los empaques, etc.
La presencia o el aumento en la presión del revestimiento
puede tener consecuencias directas. El exceso de presión
aplicada a una área transversal del empaque puede crear una
fuerza tan grande que el empaque puede forzado hacia abajo
y se puede romper la tubería. Adicionalmente, la presión
excesiva en el espacio anular pude crear una situación, donde
se puede acercar a la presión de estallido del revestimiento no necesariamente en la superficie sino hueco abajo -.
Tubería partida
Presión excesiva
En el caso de que aparezca o aumente la presión del
revestimiento, se debe purgar hasta su valor anterior y
monitorear permanentemente. Si la presión del revestimiento
no se puede purgar y sigue aumentando, es un muy grave y
se debe parar la operación hasta que se determine y se
solucione la causa de este aumento.
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PROCEDIMIENTOS: 45
“Bullheading” (forzamiento de fluidos hacia la formación) – Consideraciones
Aumento en la presión del revestimiento
Canalización de gas
La canalización de gas puede ocurrir en cualquier momento
durante una operación de “bullheading”, especialmente si el
fluido de peso para matar carece notablemente de viscosidad y
si la tasa de bombeo es en cierto modo lenta. En este caso, el
gas puede migrar en la tubería de producción más rápido de lo
que está siendo forzado dentro de la misma tubería mediante el
bombeo.
De acuerdo con la gráfica en la página del ejercicio de
“bullheading”, una vez se ha bombeado el volumen de la tubería
de producción y debajo del empaque hasta las perforaciones, la
presión de la tubería de producción debería ser 0 psi y el pozo
estar muerto. La mayoría de las veces, no es el caso. A pesar
de que la SITP esté en 0 psi y el pozo parezca muerto, espere
un por un tiempo, 30 minutos o más, y monitoree la SITP. Si la
SITP empieza a aumentar, usualmente la canalización de gas es
el problema. Este problema es particular en pozos con una alta
desviación.
Canalización
de gas
Fluido de peso
para matar
Una posible solución para esta situación es bombear una píldora
viscosa seguida del fluido para matar para minimizar la
canalización de gas. Esto puede ser acompañado por una
píldora cargada de sólidos, como carbonato de calcio, que
puede ser retirada con ácido, cuando se desee, y luego ser
acompañado por el fluido para matar. Se debe tener en cuenta
la permeabilidad y la sensibilidad de la formación antes de
usarse una píldora viscosa o una cargada de sólidos.
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PROCEDIMIENTOS: 46
Circulación en reversa
La circulación en reversa se emplea con frecuencia durante los completamientos, después de cañonear,
para eliminar los contaminantes de la sarta de producción previo a su retiro del pozo. Se requiere un
volumen mínimo debido a que solo se tiene que bombear el volumen de la tubería de producción (o 1 ½
veces).
En casos en que el espacio anular contiene un fluido de completamiento limpio (con un sobrebalance
conocido) y no amenaza con causar un daño grave de formación si llegara a invadir la zona productora, el
procedimiento que se presenta a continuación podría proporcionar un adecuado control de la presión de
fondo mientras se circula en reversa para matar la tubería de producción.
Procedimiento
1.
Establezca comunicación en el fondo entre el revestimiento y la tubería
de producción. Una vez se logre esto, la presión de fondo aumentará
por el sobrebalance hidrostático en el espacio anular y se regis trará un
ligero aumento de la presión de cierre de la tubería de producción.
2.
Manteniendo constante la presión de la tubería de producción con el
choque, lleve la tasa de bombeo sobre el revestimiento a la velocidad
lenta preseleccionada (preferiblemente de 1 a 2 bbl/min).
3.
Mantenga constante la presión en el choque hasta que se estabilice la
presión de la bomba.
4.
Posteriormente, utilice el choque para controlar y mantener constante la
presión de bombeo (revestimiento) a la misma velocidad de la bomba.
5.
Mantenga una velocidad constante de la bomba durante la operación de
matar. Mantenga la presión de bombeo constante mientras sea
necesario.
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PROCEDIMIENTOS: 47
Circulación en reversa – ejemplo
Se ha decidido matar un pozo con circulación en reversa, el cual contiene crudo y gas en la tubería de
producción y fluido de completamiento limpio en el espacio anular por encima del empaque. La
circulación en reversa es preferible al forzamiento de fluidos “bullheading”, debido a que se cree que
será una operación más rápida y fácil y se desea minimizar la pérdida del fluido hacia la formación
Condiciones del pozo (hueco vertical):
Presión de poro:
SITP :
SICP:
Fluido de completamiento:
Fluido sobre el empaque:
Tubería de producción:
Volumen de la tubería:
Revestimiento, 7" 29 # /pie (6.184" ID)
Velocidad de bomba seleccionada:
4300 psi (12.2 ppg) @ 6800 pies
2300 psi
0
Salmuera de 12.6 ppg (150 psi de sobrebalance @ 6800 pies)
Salmuera de 12.6 ppg
2 7/8" , 6.5 #/pie (2.442" ID)
40 bbls
2 BPM
La operación para matar el pozo sería la siguiente:
1.
2.
3.
Abra la camisa corrediza o perfore la tubería justo por encima del empaque. (La SITP aumentará
aproximadamente en 150 psi para llegar a 2450 psi).
Manteniendo constante la presión de la tubería de producción a 2450 psi con el choque, lleve la
bomba a 2 BMP sobre el revestimiento (la presión de la bomba aumentará a 220 si y se
estabilizará en ese momento en aproximadamente un minuto).
Mantenga una velocidad de bomba constante de 2 BMP a lo largo del período restante de
bombeo.
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PROCEDIMIENTOS: 48
Circulación en reversa – ejemplo (continuación)
5.
6.
7.
Pasados 5 minutos (habiendo bombeado 10
bbls) con una presión de bombeo constante,
abra el choque y reduzca la presión de la
bomba a 100 psi, la presión más baja que
usted considera que puede leer en el
manómetro de presión para controlarla.
Posteriormente, mantenga 100 psi sobre la
bomba mientras sea posible; la presión de
la
tubería
de
producción
cae
constantemente y el choque se abre
constantemente más y más.
Cuando se haya retirado casi totalmente el
crudo y el gas de la tubería de producción,
el choque se encontrará en posición
totalmente abierta; la presión del choque
(tubería de producción) bajará a cero y la
presión de bombeo comenzará a aumentar.
En este momento, el excedente de presión
de fricción, que se ha mantenido alejado de
las perforaciones, reaparece.
Cuando se apague la bomba con ambos
lados llenos de fluido de completamiento, el
excedente de presión que actúa sobre las
perforaciones se reducirá al sobrebalance
hidrostático integrado en el fluido.
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Camisa corrediza abierta
2500
Bomba en funcionamiento
2000
Presión de la tubería de producción (choque)
Presión (psi)
4.
1500
1000
Presión del revestimiento (bomba)
500
choque totalmente
abierto
Bomba en funcionamiento
Caída de presión de la bomba
5
10
15
20
25
30
35
40
Volumen (bbls) desplazado dentro de la tubería
PROCEDIMIENTOS: 49
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