Well Control

WELL CONTROLCONTROL DE POZOS EN PERFORACIÓN Y EN WORKOVER 1 WELL CONTROL ¿POR QUÉ EL CONTROL DE POZOS? INFLUJO Un influjo es la entrada de fluidos de la Formación dentro del Pozo. Arremetida, Patada de Pozo, Amago de Reventón, KICK, Surgencia, Brote. 2 WELL CONTROL INFLUJO Un influjo es la entrada de fluidos de ____________ pozo formación dentro del ______. DESCONTROL Un reventón es la perdida del ________ control de un _________. influjo WELL CONTROL CÓMO EVITAR LOS INFLUJOS (Control Primario) 1. Introducir lodo dedensidad ____________________. suficiente 2. Colocar ______________ revestimient à la profundidad indicada. o 3. Viajar a__________________________. la velocidad adecuada 4. Llenar el pozo ______ durante los viajes en forma adecuada mínimo 450 cada o ft _____________________________ con una caída de 75 psi 5. Utilizar y maxmanejar ______________ herramientas adecuados. WELL CONTROL CÓMO MANEJAR LOS INFLUJOS 1. __________ _______. Detectar el influjo atiempo 2. _________ Mitigar el influjo _________________. cerrando el pozo 3. __________ Circular la salida del influjo, por lo general a través del _________. choque CÓMO EVITAR LOS INFLUJOS (Control Primario) 1. Introducir lodo de densidad ____________________. suficiente 2. Colocar ______________ revestimient à la profundidad indicada. o 3. Viajar a __________________________. la velocidad adecuada 4. Llenar el pozo ______ durante los viajes en forma adecuada mínimo 450 cada o ft con una caída de 75 psi _____________________________ 5. Utilizar y max manejar ______________ herramientas adecuados. CÓMO MANEJAR LOS INFLUJOS 1. __________ _______. Detectar el influjo atiempo 2. _________ Mitigar el influjo _________________. cerrando el pozo 3. __________ Circular la salida del influjo, por lo general a través del _________. choque MATEMÁTICA APLICADA AL CAMPO PETROLERO 8 WELL CONTROL PRESIÓN HIDROSTÁTICA DE UN FLUIDO Es la fuerza ejercida por una columna de fluido en reposo Sobre el fondo del pozo. Depende del peso del fluido o densidad (MW) y de la longitud vertical de la columna de lodo (¨PV). Ayuda a mantener las paredes del pozo y que los fluidos (crudo, agua o gas) invadan el pozo. Es definida por la siguiente ecuación: Ph = 0.052 x MW x PV Donde : Ph MW PV Ec. 20 : Presión hidrostática , (Psi) : Peso de Lodo , Lbs / gal (ppg) : Profundidad Vertical de la columna de lodo , Pies (ft) Ejemplo : Calcule la presión hidrostática ejercida por una columna de lodo en un pozo con profundidad vertical de 5500 pies (ft) , peso del lodo es 8.9 lbs/gal (ppg) Ph = 0.052 x 8.9 x 5500 Ph = 2545 Psi 9 WELL CONTROL Variación de la Presión Hidrostática con la profundidad Ph = 0.052 x 8.33 x 0 Pies = 0 Psi 0 Pies 1000 Pies Densidad 8.33 lb/gal Ph = 0.052 x 8.33 x 1000 Pies = 433 Psi Ph = 0.052 x 8.33 x 2000 Pies = 866 Psi 2000 Pies A Mayor Profundidad , Mayor es la presión hidrostática 10 WELL CONTROL Variación de la Presión Hidrostática con la profundidad Ph = 0.052 x 8.33 x 0 Pies = 0 Psi 0 Pies 1000 Pies Densidad 8.33 lb/gal Ph = 0.052 x 8.33 x 1000 Pies = 433 Psi Ph = 0.052 x 8.33 x 2000 Pies = 866 Psi 2000 Pies A Mayor Profundidad , Mayor es la presión hidrostática 11 WELL CONTROL Continuación…. Durante la perforación nos referimos a dos tipos de profundidades. La Profundidad Vertical ( PV ) que es una línea imaginaria directamente debajo del equipo y la Profundidad Medida (PM) que es la longitud medida desde la mesa rotaria hasta La broca (Ver tally de tubería) Español Siglas Ingles Siglas Profundidad Vertical Verdadera P.V.V True Vertical Depth Profundidad Medida P.M. Measured Depth T.V.D. M.D. UTILICE TVD PARA CALCULOS DE PRESION MD PARA CALCULOS DE VOLUMEN TVD TVD MD TVD MD MD 12 WELL CONTROL EJERCICIO EN CLASE Cual será la presión hidrostática en un pozo cuya densidad de lodo es 9.25 lp/gal La Profundidad Medida (PM o MD) es 6750 pies y la Profundidad Vertical (PV o TVD) Es de 6130 pies 0 pies PH = 0.052 X _______ LPG X __________ pies TVD = 6130 pies PH = _________ psi MD = 6750 pies 13 WELL CONTROL Continuación…. La ecuación de la presión hidrostática también puede estar definida en función del Gradiente del fluido (Gf) , quedando: Ph = Gf x PV Donde : Ph Gf PV Ec. 21 : Presión hidrostática , (Psi) : Gradiente del fluido (lodo, agua, gas) , Psi / ft (ppg) : Profundidad Vertical de la columna de lodo , Pies (ft) Ejemplo : Calcule la presión hidrostática ejercida por una columna de agua en un pozo con profundidad vertical de 5500 pies (ft) , Gradiente del agua es 0.439 lbs/gal (ppg) Ph = 0.439 x 5500 Ph = 2414 Psi 14 WELL CONTROL UNIDADES DE VOLUMEN El volumen, es la cantidad de fluido que este puede contener o almacenar un recipiente, estos pueden ser rectangulares , cilíndricos o esféricos Las Unidades de Volumen más usadas en el área de perforación son Nombre Ingles Barriles Pies cúbicos Galones Barrel Cubic foot Gallons Sigla Bls ft3 gls Equivalencia 1 Bls = 5,615 Pies cúbicos = 42 Galones 1 ft3 = 0,1781 Barril = 7,4805 Galones 1 gls = 0,02381 Barril = 0,1337 Pies Cúbicos RECIPIENTES RECTANGULARES CILINDRICOS ESFERICOS 15 WELL CONTROL VOLUMEN Y CAPACIDAD DE TANQUES RECTANGULARES El volumen de un tanque es la cantidad de fluido que este puede almacenar. El contenido se expresa en barriles (Bls) Para hallar el volumen (Bls) de un tanque se mide en pies (ft) el ancho (a) , el alto (h) y el largo ( L ), se multiplican entre sí y se dividen las tres cantidades por el factor de conversión Ec. 1 Volumen = a x h a L h x L 5.615 Ejemplo: Hallar el Volumen de un tanque con las dimensiones en pies (ft) ancho (a) = 4 ft , alto (h) = 8 ft y largo ( L ) = 14 ft Volumen (Bls) = ( ) x ( 5.615 ) x ( ) = 5.615 Bls 16 WELL CONTROL Capacidad o Aforo de Tanques Es la cantidad de lodo en barriles contenidos en una pulgada del tanque. Para obtener el aforo se Divide el volumen total por la altura del tanque (h) en pies o en pulgadas. Ec. 2 Aforo (Bls/pulg) = V (Bls) h (Pulg) 1 Pulgada o 1 Pie h Aforo (Bls/Pie) = V (Bls) h (Pies) Ejemplo: Hallar el aforo del tanque anterior, si el volumen es de 80 Barriles alto (h) = 8 pies ( Aforo =( ) (Bls) ) (Pulg) = (Bls/pulg) 17 WELL CONTROL VOLUMEN Y CAPACIDAD DE TUBERÍAS Volumen Internos de tubulares Para hallar el volumen de un tubular se determina inicialmente su capacidad y luego se multiplica por su longitud. Volumen = Capacidad x Longitud ID L Ec. 3 CAPACIDAD INTERNA: es el volumen de fluido contenido en 1 pie de tubular ( DP , HW , DC , Casing ) OD L ID : Longitud del tubular (Pies) : Diámetro interno del tubo (Pulgadas) OD : Diámetro externo del tubo (Pulgadas) Sección Transversal de un Tubo CAPACIDAD : ( Bls / Pie ) CAPACIDAD = ID ID 2 Ec. 4 1029.4 18 WELL CONTROL EJERCICIO DE CLASE Capacidad Interna : Cual es la capacidad de la HWDP de 5 Pulgadas, si su diámetro interno es de 3 Pulgadas OD OD = 5 Pulg. CAPACIDAD = ID = 3 Pulg. CAPAC = ID 2 1029.4 ( = )x ( 1.029,4 ID 2 1029.4 ) ( ) = = 1.029,4 (Bls/Pie) ID Volumen Interno : Cual es el volumen de 2500 pies de la anterior HWDP de 5 Pulgadas Volumen = Capacidad x Longitud VOLUMEN (= )x ( )= (BARRILES) 19 VOLUMEN Y CAPACIDAD ANULARES TUBERÍAS Volumen anulares Para hallar el volumen anular entre el revestimiento y la tubería o entre el hueco abierto y la tubería se determina inicialmente la capacidad anular y luego se multiplica por su longitud. Volumen = Capacidad x Longitud ID OD Ec. 3 L Capacidad Anular: es el volumen de fluido contenido en 1 pie de espacio anular entre Casing - DP ; Hueco - DP ; Hueco - DC ; Hueco - HWDP ; etc L ID ID : Longitud del tubular (Pies) : Diámetro interno del casing o hueco (Pulgadas) OD : Diámetro externo del DP, HW, DC (Pulgadas) Sección Transversal anular ( Bls / Pie ) Ec. 5 CAPACIDAD = OD ID 2 2 - OD 1029.4 20 WELL CONTROL EJERCICIO DE CLASE Capacidad anular : Cual es la capacidad anular si la Tubería de Perforación de 5 pulgadas está dentro del revestimiento de 9 5/8” (Diámetro interno del revestimiento 8,535 Pulgadas ) ID Drill Pipe OD = 5 Pulg. Revestimiento ID = 8,535 Pulg. CAPAC = OD ID 2 - OD 2 1029.4 ( = X )- ( X 1029.4 ) ( = ) 1029.4 = (Bls/Pie) Volumen Anular : Cual es el volumen de 2500 pies de la anterior anular Volumen = Capacidad x Longitud VOLUMEN (= )x ( )= (BARRILES) 21 WELL CONTROL PARTES EN EL POZO Superficie Revestimiento o Casing Zapata del Revestimiento Tubería de Perforación o Dill Pipe Hueco Abierto Botellas de Perforación o Dill Collar Broca de perforación o bit 22 VOLUMEN INTERNO TUBERÍA VOLUMEN ANULAR WELL CONTROL 24 WELL CONTROL 25 WELL CONTROL 26 WELL CONTROL EJERCICIO DE CLASE Calcular la salida de la bomba de lodo Tríplex, National 9P-100 con diámetro de camisa de 6 pulg y recorrido del piston de 9.25 pulg. (Eficiencia 95%) Salida de la bomba = 0.000243 x L x D x % Ef Salida = 0.000243 x _____ x ____ x 0.95 = ______ Bls / stk Calcular la salida de la bomba de lodo Duplex con diámetro de camisa de 6 pulg y recorrido del piston de 12 pulg. Diámetro del Rod Piston : 2 Pulgadas y una Eficiencia volumétrica del 90% Salida de la bomba = 0.000162 x L x (2 x D - d ) x % Ef Salida = 0.000162 x ___ x (2 x ____ - ____ ) x 0.90 = ______ Bls / stk 27 WELL CONTROL STROKES O GOLPES DE LA BOMBA El volumen de lodo que la bomba desplaza es equivalente al numero de carreras , recorridos o emboladas que hace el pistón a través de la camisa. Teóricamente La cantidad de strokes (Stks) se determina dividiendo el volumen ( V ) a desplazar entre la Salida de la bomba. O mediante instrumentos instalados en la bomba de lodo, el cual determina la cantidad de strokes en la unidad de tiempo (Strokes Por Minuto, SPM ). STROKES = V Salida Bomba Ec. 8 V : Volumen de fluido a desplazar ( Bls ) Salida : Barriles / stroke Ejemplo : Una Bomba tiene una salida de 0.105 Bls / stroke . Cuantos Estrokes se necesitaran pa bombear una píldora de 90 barriles ? STROKES = V STROKES = Salida Bomba 90 Bls = 857 Stks 0.105 Bls / Stks Ejemplo : Cuantos estrokes se necesitan para llenar la sarta de tubería , si su volumen interno es de 125 Bls . La salida de la bomba del equipo es de 0.0646 Bls / stroke .? STROKES = __________ Bls Bls / Stks = _______ Stks 28 WELL CONTROL TIEMPO DE DESPLAZAMIENTO El volumen de lodo que la bomba desplaza requiere de un tiempo para llegar a su destino, ya sea para ubicar una pildora en fondo ( desde superficie hasta la broca ) o para circular fondos arriba (sacar el lodo desde la broca hasta superficie). Este tiempo depende de la velocidad o tasa de la bomba, dado en Strokes Por Minuto (SPM) y de la cantidad de Strokes que representan el volumen de lodo a desplazar. Se calcula mediante la siguiente ecuación : TIEMPO = Strokes Ec. 9 SPM TIEMPO : Minutos SPM : Stroke / Minuto Ejemplo : Si la velocidad de la bomba es de 50 Stks / Minuto (SPM) . Cuantos minutos demoraría bombear 100 Barriles al interior de la sarta , si la salida de la bomba es de 0.0845 Bls / stroke .? PASO 1 : Calculo el número de strokes que representan el volumen de 100 Bls STROKES = TIEMPO = V STROKES = Salida Bomba Strokes SPM 100 Bls = ______ Stks 0.0845 Bls / Stks TIEMPO = Stks = ______ min 50 Stk / min 29 WELL CONTROL EJERCICIO DE CLASE INFORMACION DEL POZO Casing OD : 13 3/8” ID : 12.615” Dill Pipe: OD : 5” ID 4.276” INFORMACION DE LA BOMBA : SALIDA : 0.0646 Bls/Stk , SPM Volumenes Internos Drill Pipe : Volumen = 0.01776 (Bls/pie) x ________ (Pies) = ________ ( Barriles Superficie Drill Collar : Volumen = 0.00768 (Bls/pie) x ________ (Pies) = ________ ( Barriles Volumen Interno sarta ……………………………………. _________ (Bls) Volúmenes Anulares Hueco - Drill Collar : Volumen = 0.0836 (Bls/pie) x ________ (Pies) = ________ ( Barriles ) Hueco - Drill Collar : 1500 PiesVolumen = 0.1215 (Bls/pie) x ________ (Pies) = ________ ( Barriles ) Casing - Drill Pipe : Volumen = 0.1303 (Bls/pie) x ________ (Pies) = ________ ( Barriles ) Botellas OD : 8” ID : 2 13/16 “ 4000 Pies Volumen anular = _______ + ________ + _______ =____ ( Barriles ) strokes hasta la broca = _____ (Bls ) / ______ (Bls/stk) =______ Stks Tiempo = _________ (stks) / ___________(stk /min) = _________(min) 4500 Pies strokes fondos arriba = _____ (Bls ) / ______ (Bls/stk) =______ Stks Tiempo = _________ (stks) / ___________(stk /min) = _________(min) 30 WELL CONTROL DESPLAZAMIENTO DE LA TUBERÍA Cada vez que realizamos maniobra de tubería hacia dentro o hacia fuera del pozo, desplazamos lodo o requerimos llenar el pozo con un volumen de lodo equivalente al volumen de acero. Para calcular el volumen de lodo desplazado por la tubería usaremosla siguiente ecuación: 2 2 Desplazamiento = (OD - ID ) / 1029,4 unitario Ec. 10 OD = Diámetro Externo de la tubería (Pulg.) ID = Diámetro Interno de la tubería (Pulg.) Desplazamiento unitario = Barriles / Pie de tubería ID Para hallar el desplazamiento total de lodo en barriles, se debe multiplicar el desplazamiento unitario por la longitud de tubería (pies) . La ecuación quedaría: Desplazamiento total = Desplazamiento (Barriles) unitario x Longitud Ec. 11 31 WELL CONTROL EJEMPLO DE CLASE Ejemplo: Cual será el volumen de lodo a recibir en tanques al viajar dentro del pozo con 5000 pies de tubería de perforación punta abierta de OD: 5” , ID: 4 276” ,peso unitario 19.5 Libras/pie. Sin considerar el espesor de los Tool Joint 2 Desplazamiento = (5 2 - 4.276 ) / 1029,4 = 0.00652 Barriles / pie unitario Desplazamiento total = Desplazamiento unitario x Longitud de tubería Desplazamiento total = 0.00652 Bls/ pie x 5000 pies = 32.62 Barriles El volumen de lodo deberá aumentar en aproximadamente 33 Barriles Considerando el espesor de los Tool Joint : De la Tabla de la Pag. 13, columna 15, fila 4, en el Manual de WCS el desplazamiento de la tubería es de 0.00784 Bls / Pie Desplazamiento total = 0.00784 Bls/ pie x 5000 pies = 39.2 Barriles Nota: Otra aplicación es el cálculo del volumen de lodo que necesito para llenar el anular del pozo cuando tengo toda la sarta de tubería dentro del pozo y voy a viajar fuera de este. El supervisor debe llevar un control exhaustivo de este volumen de lodo a través 32 del Formato “Control del Tanque de Viaje ” WELL CONTROL PESO DE LA SARTA Unidad de medida muy usada en los operaciones de campo. En el equipo se tiene sensores que miden el peso de sarta, el peso sobre la broca cuando estamos perforando; o cuando se hacen movilizaciones las grúas tienen dispositivos que dan una medida del peso de la cargaen el aire . La unidad de campo más usada son : Libras ( lbs ) y Toneladas (Ton) 1 Tonelada equivale a 2240 Libras Peso de la sarta en el aire : Los fabricante de tubería emiten tablas para cada tipo. Donde especifican el OD , ID, y peso unitario . El peso unitario indica el peso del acero por cada pie de tubular. Por lo tanto si deseamos calcular el peso de la tubería, se debe multiplicar esta por la longitud. Usando la siguiente ecuación Peso total de la sarta en el aire = Peso Unitario x Longitud de tubería ( Libras) (Lbs/pie) (pies) Ec. 12 Ejemplo : Evaluar el Peso de 5,000 pies de DP de 5” Grado S.135 , de 19.5 Lbs/pie Peso Total = 19.5 Lbs/pie x 5,000 pies = 97,500 Libras 33 WELL CONTROL PESO DE LA SARTA DENTRO DEL LODO Cada vez que sumergimos un tubular o cualquier objeto dentro de un fluido, su peso se disminuye como consecuencia de la resistencia que ejerce el fluido al objeto ( como un empuje en dirección inversa ). Dicho empuje depende del tipo de fluido. Si el fluido es más denso el empuje será mayor. Para evaluar el factor o porcentaje de disminución ingresamos un nuevo concepto llamado “Factor de Boyancia ”(F.B.) o Factor de Flotación. Este factor se determina mediante la siguiente ecuación: F.B. = ( 65.5 - MW ) / 65.5 Donde : Ec. 13 MW : Peso del Lodo en Libras por Galón (lbs/gal) Peso total de la sarta en lodo = Peso Unitario x Longitud de tuberia x F.B. ( Libras) (Lbs/pie) (pies) Ec. 14 34 WELL CONTROL EJEMPLO DE CLASE Ejemplo : Evaluar el Peso de 5000 pies de DP de 5” Grado S.135 , de 19.5 Lbs/pie que esta dentro del pozo con un lodo de 9.5 lb/gal Paso 1: Calculo del Factor de Boyancia F.B. = ( 65.5 - 9.5 ) / 65.5 = 0.855 Paso 2 : Peso total en el lodo: Peso Total = 19.5 Lbs/pie x 5000 pies x 0.855 = 83363 Libras Si comparamos con el ejemplo anterior el peso de la sarta se disminuye en 14137 libras 35 WELL CONTROL EJERCICIO DE CLASE Cual será el peso que mostrará el Indicador de Peso (“Martin Decker”) si tenemos la siguiente sarta en un pozo vertical lleno de lodo de peso 8.5 lbs/gal. El peso del Bloque Viajero es de 30,000 Libras. Tipo de Tubería Juntas Botella (DC) 6 1/2” HWDP de 5” DP 5” 9 25 128 Longitud (Pies) 30.85 31.50 31.70 Peso Unitario (Libra/pie) 80 43 19.5 36 WELL CONTROL DENSIDAD Se define como el peso de un fluido por la unidad de volumen, en campo la unidad demedida más usada es la libra (lb) por galón (gl) … Libra / Gal (lpg) . En ingles Poundal Per Galon (PPG). En campo se usa una balanza para hallar el peso del lodo Español Ingles Peso de lodo Mud Weight Sigla MW Unidad lpg o PPG Para aumentar el peso de lodo, se usa el Sulfato de Bario (Barita). Barita requerida para aumentar el peso del lodo : Usando la siguiente ecuación podemos determinar cuantas libras de barita se deben agregar a cada barril de lodo con peso inicial. Paso 1 : Donde : 14.90 x ( MW2 - MW1 ) ( 35.4 - MW2 ) Ec. 15 MW2 Peso del lodo deseado (PPG) MW1 Peso del lodo Inicial (PPG) 37 WELL CONTROL Paso 2 : Cantidad de Barita para todo el volumen de lodo activo Paso 3 : Sacos de Barita para todo el volumen de lodo activo Cantidad = Lls barita x Volumen de Barita por Bls Activo ( Lbs) (Lbs / Bls) Sacos = Cantidad / Peso Unitario de Barita de Barita del saco ( Bls) ( sacos) ( Lbs) ( Lbs / saco) Ec. 16 EJEMPLO DE CLASE Cuantos sacos de Barita de 50 (Lbs / saco) necesito adicionar al volumen de lodo activo 500 Bls para aumentar el peso de lodo de 8.5 PPG a 9.2 PPG Paso 1 : Cantidad de Barita por cada Barril de lodo 14.9 x ( MW2 - MW1 ) 14.9 x ( 9.2 - 8.5 ) 40 Lbs / Bls = ( 35.4 - 9.2 ) ( 35.4 - MW2 ) Paso 2 : Cantidad de Barita para el volumen total de lodo activo 40 (lb/Bls) x 500 Bls = 20000 lbs de barita Paso 3 : Sacos de Barita 20000 (lbs) / 50 (lbs/saco) = 400 sacos de barita 38 WELL CONTROL BARRILES DE AGUA REQUERIDO PARA BAJAR EL PESO DEL LODO Usando la siguiente ecuación podemos determinar cuantas barriles de agua se deben agregar al volumen activo de lodo conociendo el peso de lodo inicial y el final Volumen Activo de lodo x ( MW1- MW2 ) ( MW2- 8.33 ) Ec. 18 Donde : Volumen Activo de lodo ( Barriles) MW2 Peso del lodo deseado (PPG) MW1 Peso del lodo Inicial (PPG) Ejemplo : Cuantos Barriles de Agua se requieren para bajar la densidad de lodo de 9.5 PPG a 9.2 PPG, si tenemos un volumen activo de lodo de 400 Barriles 400 x ( 9.5 - 9.2 ) ( 9.2- 8.33 ) = 138 Bls de agua 39 WELL CONTROL GRADIENTE DE UN FLUIDO Gradiente de un Fluido Es un concepto muy usado en campo, y consiste en expresar la densidad de lodo en unidad de presión por cada pie de columna de lodo.Se determina por medio de la siguiente ecuación : Gf = 0.052 x MW Donde : Gf : Gradiente del fluido ( Psi / pie) MW : Peso del lodo (PPG) Ec. 19 Ejemplo : Cual es el gradiente de un lodo que tiene 10.5 PPG Gf = 0.052 x MW Gf = 0.052 x 10.5 = 0.546 Psi /pie Ejercicio : Cual es el gradiente para los siguientes lodos 8.5 x 0.052 = 9.0 x 0.052 = 12.0 x 0.052 = 14.0 x 0.052 = ________ ________ ________ ________ Psi / Pie Psi / Pie Psi / Pie Psi / Pie 40 • Calcular la Presión Hidrostática: 9.0 lpg @ 2,000 pies = 936 psi 10.8 lpg @ 5,300 pies = 2,976 psi 5,476 psi 13.5 lpg @ 7,800 pies = Ph = 0.052 x MW x PVV(pies) • Calcular el gradiente de presión: 11.2 lpg = 0.5824 psi/pie 0.8164 psi/pie 15.7 lpg = 0.936 psi/pie 18.0 lpg = GPresión = 0.052 x MW • Calcular la densidad de lodo: 11,290 psi @ 12,700 pies17.1 = lpg 1,520 psi @ 3,000 pies =9.8 lpg 12.5 lpg 4,840 psiMW @ 7,500 pies = = Ph ÷ 0.052 ÷ PVV • Calcular el gradiente de 0.7647 psi/pie presión: 7,800 psi @10,200 pies = 0.6622 psi/pie 2,980 psi @ 4,500 pies = 1.04 psi/pie 18,720 psi @ 18,000 GPresión = Phpies ÷ = PVV • Calcular la densidad delpg lodo : 19.9 15.4 lpg 1.0343 psi/pie = 2.5 lpg 0.8000 psi/pie = MW = 0.1300 psi/pie =GPresión ÷ 0.052 • Calcular la Presión 11055 psi 16682 psi Hidrostática: 0.8570 psi/pie @ 12,900 pies 651 = psi Ph = @ GPresión x 0.9710 psi/pie 17,180 pies = CONCEPTOS BÁSICOS WELL CONTROL PRESIÓN DE FORMACIÓN PRESIÓN DE LOS FLUIDOS CONTENIDOS EN EL MEDIO POROSO Presión de la formación PF = PCTP + Ph sarta de perforación Donde: PF = Presión de formación (lb/pg2) PCTP = Presión de cierre en TP (lb/pg2) Ph sarta de perforación = Presión hidrostática del lodo dentro de TP (lb/pg2) WELL CONTROL PRESIÓN DE FORMACIÓN ( PF ) La presión aplicada por los fluidos contenidos dentro de las rocas porosas de un yacimiento es conocida como presión de formación ( PF ). Esta presión se debe a la columna hidrostática de los fluidos de la formación arriba de la profundidad de interés en combinación con cualquier presión que pudiera ser arrastrada dentro de los poros. El agua salada es un fluido común en las formaciones y pesa aproximadamente 9 lb/gal (0.465 lb/pg2/pie). Por lo general, un gradiente de presión igual a 0.465 lb/pg2/pie en una formación es considerada como una “presión normal de formación". Para que la presión de la formación sea normal, o cercana a la hidrostática, los fluidos en la formación deben estar interconectados entre si hasta la superficie. Frecuentemente, una broca o sello interrumpe la conexión y los fluidos abajo de la barrera deben soportar una parte del peso de WELL CONTROL Las formaciones con presiones mayores que la presión hidrostática son consideradas como “formaciones con presiones anormales o geo-presurizadas”. Algunas formaciones tienen una “presión subnormal”. Es decir, la presión es menor que la presión en una columna de agua salada. Esta condición ocurre en las formaciones agotadas o en áreas de formaciones cuyos fluidos fueron expulsados a otros sitios a través de fracturas o fallas. Para el control de pozos, la presión de formación es igual a la presión de cierre en la TP mas la presión hidrostática del lodo en la TP y se expresa : Presión de la Formación (PF) = PCTP + Ph sarta de perforación donde : PF = Presión de formación (lb/pg2) PCTP = Presión de cierre en TP (lb/pg2) Ph sarta de perforación = Presión hidrostática del lodo dentro de TP (lb/pg2) WELL CONTROL La presión en la formación también se puede calcular, sumando la presión de cierre en la TR a la presión hidrostática de todos los fluidos en el espacio anular de la TR y se expresa: Formación permeable PF = PCTR + Ph fluidos de revestimiento anular donde PF = Presión de formación (lb/pg2) PCTR = Presión de cierre en TR (lb/pg2) Ph fluidos de revestimiento anular = La suma deTODAS las presiones hidrostáticas (lodo de perforación y fluidos del influjo) dentro del espacio anular de la TR (lb/pg2). Puesto que la presión de formación es un valor constante, de ahí se tiene que: PCTP + Ph sarta de perforación = PCTR + Ph fluidos de revestimiento anular (Presión de Formación = Presión de Formación) WELL CONTROL La presión de formación se puede calcular fácil y exactamente, sumando la presión de cierre en TP y la presión hidrostática del lodo dentro de la TP. Al fijar este valor como el equivalente de la suma de la presión de cierre en TR (determinada por la lectura del manómetro en superficie) y la presión hidrostática de los fluidos del espacio anular de TR. Se puede calcular solamente la presión hidrostática del espacio anular de la TR (esto incluye el lodo y los fluidos del influjo -la presión hidrostática- del “lado posterior”) sin conocer las alturas ni los volúmenes de los fluidos que ahí se encuentren. Esto se puede comprender más ampliamente estudiando las formulas siguientes : Presión de Formación = PCTR + HCP fluidos de revestimiento anular Presión de Formación - PCTR = PCTR + Ph PCTR fluidos de revestimiento anular – (Restar PCTR de ambos lados de la fórmula no cambia el significado de la ecuación) WELL CONTROL Por lo tanto: Presión de Formación - PCTR = Ph fluidos de revestimiento anular y puesto que: Presión de Formación = PCTP + Ph sarta de perforación entonces, en términos totales : Ph fluidos de revestimiento anular = (PCTP + Ph sarta de perforación) – PCTR WELL CONTROL PRESIÓN DE FRACTURA La presión de fractura es el grado de resistencia que ofrece una formación a su fracturamiento o ruptura dependiendo de la solidez de la roca. Una presión excesiva en un pozo podrá causar la fractura de la formación, y la pérdida de lodo dentro de la formación. La presión de fractura generalmente se expresa como un gradiente (lb/pg2/pie) o en lb/gal. Los gradientes de fractura generalmente se incrementan con la profundidad. Las rocas más profundas en el subsuelo están expuestas a altas presiones de sobrecarga y pueden estar altamente compactadas. Las formaciones inmediatamente debajo de aguas profundas están frágilmente compactadas. En estas formaciones generalmente el gradiente de formación es bajo. WELL CONTROL PRESIONES DE SURGENCIA Y SUABEO El suabeo es una reducción de presión en el fondo del pozo (BHP) que ocurre cuando se saca la tubería del pozo con demasiada rapidez, ocasionando que al lodo no se le dé el tiempo suficiente para que descienda debajo de la broca. La surgencia es un incremento a la presión de fondo del pozo (BHP) cuando se introduce la tubería demasiado rápido y al fluido debajo de la broca no se le da el tiempo suficiente para que este sea desplazado (“salir del camino”). Tanto la surgencia como el suabeo ocurren al meter o sacar tubería, y son afectados por los siguientes factores: 1.La velocidad de introducir o sacar la tubería 2.La viscosidad del lodo 3.La resistencia del gel del lodo 4.El espacio anular entre la tubería y el lodo 5.El peso del lodo 6.Las restricciones anulares WELL CONTROL PÉRDIDA DE PRESIÓN POR FRICCIÓN/ PRESIÓN DE CIRCULACIÓN La fricción es la resistencia al movimiento. Es necesario aplicar una fuerza, o presión, para superar la fricción para mover cualquier cosa. La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la fricción es denominada como perdida por fricción. La presión en la bomba es en realidad, la cantidad de fricción que se debe superar para mover el fluido por el pozo a un determinado caudal. La mayor parte de la pérdida de presión ocurre en la columna de tubería y en las restricciones tales como las boquillas de la broca. WELL CONTROL PRESIÓN DIFERENCIAL La diferencia entre la presión de formación (PF) y la presión hidrostática en el fondo del pozo (PH) es la presión diferencial. Esta se clasifica como Sobre balanceada, Sub balanceada y Balanceada. Bajo balance WELL CONTROL PRESIONES DE CIERRE PRESIÓN DE CIERRE EN LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (PCTP) La presión de cierre en la tubería de perforación (PCTP) es el valor que registra el manómetro en la superficie cuando el pozo está cerrado. El registro de esta presión es el equivalente al valor por el cual la presión de formación excede la carga hidrostática del lodo en la tubería de perforación. PRESIÓN DE CIERRE EN LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (PCTR) La presión en la tubería de revestimiento es el valor que registra el manómetro en la superficie cuando el pozo es cerrado y se hayan estabilizado las presiones. El manómetro registrará una lectura equivalente a la diferencia entre la presión de formación y el total de la presión hidrostática en el espacio anular. PRESIÓN DE CIRCULACIÓN REDUCIDA (PCR) La presión el tubo vertical cuando se circula un fluido a una velocidad de bombeo lento se le llama “Presión de Circulación Reducida”, la cual también es conocida como Presión de Bomba a Gasto Reducido, Presión para controlar un Influjo, Presión de Circulación Lenta, etc. PCTP PCTR 500 psi WELL CONTROL KMW = ? 300 psi MW= 10 ppg Ph = 5200 psi KMW = (PCTP ÷ 0.052 ÷ PVV) + M Pform = PCTP + Ph Ph Anular = 5000 psi KMW = Pform ÷ 0.052 ÷ PVV Pform = 5500 psi WELL CONTROL PRESIÓN EN EL FONDO DEL POZO (BHP) Al perforar un pozo, se imponen presiones sobre los costados del pozo. La mayor parte de la presión proviene de la presión hidrostática de la columna del lodo. Sin embargo, la presión requerida al circular el lodo por el espacio anular también actúa sobre las paredes del pozo. Por lo general, esta presión anular es de poca importancia y rara vez excede 200 lb/pg2. Unas presiones adicionales podrán originarse por la contrapresión del lodo del espacio anular o a través del movimiento de tubería causado por surgencia o pistoneo. Así que, la presión total en el fondo del pozo es la suma de cuatro conceptos: BHP = Ph + CIERRE + FRICCIÓN + PISTONEO/SURGENCIA (1) (2) (3) (4) Donde BHP = Presión de Fondo en el Pozo (lb/pg 2) Ph = Presión Hidrostática de los Fluidos en el pozo (lb/pg 2) CIERRE = Presión de Cierre Superficial en TP o en TR (lb/pg 2) FRICCIÓN = Pérdidas por Fricción en el Espacio Anular PISTONEO/SURGENCIA = Variaciones de Presión causadas movimiento de tubería, al meter o sacar tubería. por el WELL CONTROL BHP PRESIÓN DE FONDO DE POZO BHP PRESION DE FONDO DE POZO WELL CONTROL TUBO EN U 9.5 lpg 9.8 lpg 10,000 pies • Es muy útil visualizar el pozo como un tubo en U. Una columna del tubo representa el anular y la otra columna representa el interior de la tubería en el pozo. El fondo del tubo representa el fondo del pozo. 59 WELL CONTROL TUBO EN U ¿Está balanceado el pozo? Sí No Sí No ¿Por dónde fluirá? A. Sarta B. Anular ¿Parará eventualmente el flujo? 12 lpg 9.5 lpg 10,000 pies WELL CONTROL 1. 2. ¿Cuál es la caída estimada de fluido en la tueria? ¿Cuál es la presión al fondo del pozo? vacío ¿Caída de nivel? 12 lpg 9.5 lpg 10,000 pies ¿ Presión al fondo del pozo ? ¿Puede un vaso comunicante crear una presiónde superficie? Sí No Presión de Tubería ¿Cuál es la presión en la tubería? ? ¿Cuál es la presión al fondo? 9.5 lpg 9.8 lpg 10,000 pies Presión al fondo del pozo = ? WELL CONTROL 1. ¿Cuál es la presión de tubería? (9.8 lpg - 9.5 lpg) x 0.052 x 10,000 pies = 156 psi 2.¿Cuál es la presión al fondo del pozo? Del lado del Revestidor 9.8 lpg x 0.052 x 10,000 pies = 5,096 psi Del lado de la Tubería de Perforación (9.5 lpg x 0.052 x 10,000 pies) + 156 psi = 5,096 psi 63 DESPLAZAMIENTOS El desplazamiento del volumen del acero se refiere a la cantidad de fluido de perforación que se 'desplaza' cuando se desplaza o saca tubería sin llenar el pozo. En el caso de las botellas (DC), el desplazamiento se puede calcular en forma “volumétrica,” como sigue: Despl. = (OD² - ID²) ÷ 1029.4 64 65 66 67