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WORKOVER Curso de Well Control para actividades de Workover 10/2005 San Donato Milanese

G R O U P

Indice

1. INTRODUCCION 7 1.1. COMPLETACIÓN DE POZOS 7

1.1.1. Equipo de completación 8 1.1.2. Tipos de completación 9

1.2. ACTIVIDADES DE WORKOVER 9 1.2.1. Operaciones de Workover 9 1.2.2. Fluidos de completación y workover 10

1.3. BARRERAS PRINCIPALES Y SEGURIDAD 11 1.3.1. Barreras hidráulicas y mecánicas 11 1.3.2. Barreras temporales y permanentes 12 1.3.3. Barreras en diferentes situaciones operativas 14

2. EQUIPO 15 2.1. BRIDAS DEL CABEZAL

2.1.1. Tubing spool 16 2.1.2. Tubing hanger 17

2.2. ARBOL DE NAVIDAD 19 2.2.1. Componentes 20 2.2.2. Reemplazo del Arbol de Navidad 21 2.2.3. Chequeos y pruebas 22

2.3. VALVULAS Y ACTUADORES 24 2.3.1. Expanding gate seal valve 25 2.3.2. Valvula de sello flotante 27 2.3.3. Actuadores 30 2.3.4. ESD Control de la Unidad ESD 31

2.4. TUBING 32

2.5. PACKER 34 2.5.1. Componentes 35 2.5.2. Tipologia 35 2.5.3. Sentado y pruebas 37 2.5.4. Recuperación del packer 38 2.5.5. Fijado accidental del packer 38 2.5.6. Esfuerzos sobre el packer 40

2.6. VALVULAS DE SEGURIDAD 42 2.6.1. Sub-surface controlled safety valves (SSCSV) controlados en el pozo 43 2.6.2. Surface controlled sub-surface safety valves (SCSSV) 45

2.7. DISPOSITIVOS DE CIRCULACION/COMUNICACION 48 2.7.1. Válvula de circulación 49 2.7.2. Niple perforado 49

2.8. LANDING NIPPLES 50 2.8.1. Tipologia 50

2.9. SIDE POCKET MANDRELS 51

2.10. PREVENTORES DE BLOW OUT (BOP) 52 2.10.1. Configuración y características 52 2.10.2. Test 53

2.11. TOP DRIVE 54 2.11.1. Procedimiento en caso de kick 54

3. PROCEDIMIENTOS DE TRABAJO EN CONDICIONES SEGURAS 55 3.1. INFORMACIÓN SOBRE EL POZO 55

3.1.1. Datos del pozo 55 3.1.2. Situación del pozo 58 3.1.3. Operaciones y controles preliminares 58

3.2. PROCEDIMIENTOS PARA MATAR EL POZO 59 3.2.1. Procedimiento de operación 59 3.2.2. Circulación 60 3.2.3. Bullheading 62 3.2.4. Lubricar y desfogar (Lubricate and bleed) 67

3.3. EXPULSIÓN DEL COLCHÓN BAJO EL PACKER 69 3.3.1. Circulación inversa 69 3.3.2. Circulación directa 70

3.4. SACADO DE CAÑERIA DEL POZO 71 3.4.1. Completación simple (single) 71 3.4.2. Completación dual 72

3.5. ABANDONO DEL POZO 73 3.5.1. Abandono temporal 73 3.5.2. Abbandono definitivo 74 3.5.3. Anular presurizado 75

4. PROCEDIMIENTO DE WELL CONTROL EN CASO DE UN KICK 77 4.1. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DEL POZO 77

4.1.1. Kick durante las operaciones de workover 77 4.1.2. Procedimiento de Cierre Duro y Cierre Suave 78 4.1.3. Durante las operaciones de completación 79

4.2. METODOS DE WELL CONTROL 80 4.2.1. Método del Perforador 80 4.2.2. Método Espera y Pesa (Wait and weight) 85 4.2.3. Método Volumétrico 87 4.2.4. Lubrication y Descarga 89

4.3. COMPLICACIONES OPERATIVAS 91 4.3.1. Pérdida total de circulación 91 4.3.2. Washout (lavado) durante la circulación 92 4.3.3. Presiones atrapadas 93 4.3.4. Hidrógeno sulfurado 94

5

5. ACTIVIDADES PARA TRABAJAR EN UN POZO PRESURIZADO 97 5.1. WIRELINE 97

5.1.1. Componentes 97 5.1.2. Procedimiento Operativo 98

5.2. COILED TUBING 99 5.2.1. Componentes 99 5.2.2. Matar el pozo con coiled tubing 101 5.2.3. Emergencias 101

APENDICE 103 I. PRESIONES FUNDAMENTALES 105

II. CARACTERISTICAS Y COMPORTAMIENTO DEL GAS 109

III. DEFINICIONES 113

1 - Introduccion

EniCorporate University 7

1. INTRODUCCION

1.1. COMPLETACIÓN DE POZOS Al final de la fase de la perforación el pozo generalmente queda con el casing, cementado externamente, taponado en el fondo y lleno con un fluido (lodo) cuya densidad es igual a la densidad usada en la última sección del pozo. La siguiente fase, llamada "completación", consiste en preparar el pozo para producir hidrocarburos en forma contínua, segura y controlable (producción). En esta fase, un equipamiento especial será bajado al pozo y en particular: • un packer para aislar la zona de

producción y para proteger el casing; • un tubing para enviar el hidrocarburo

a superficie • un colgador (hanger) para

enganchar y soportar el tubing • válvula de seguridad, válvula de

circulación etc. Para alcanzar la fase de producción, adicionalmente, será necessario • balear el casing de acuerdo a los

niveles productivos y • reemplazar el BOP con un árbol de

producción (Christmas tree). Durante la fase de perforación, se debe garantizar la seguridad del pozo con una serie de barreras cuya función es la de prevenir las pérdidas incontrolables de hidrocarburos: • una barrera hidráulica creada por el lodo de perforación • diferentes barreras mecánicas compuesta de varios casings y el BOP instalado

sobre la cabeza del pozo. Una vez que se completa la perforación, la zona de producción es protegida con tubing para tener la producción de hidrocarburos del pozo bajo condiciones seguras. Durante la fase de completación, las barreras "temporales" usadas durante la perforación, serán reemplazadas por una serie de barreras finales las cuales quedarán en el pozo durante toda la vida productiva del pozo.

PRODUCCION

Arbol de producción

Baleo del casing

WELL CONTROL EN ACTIVIDADES DE WORKOVER

Eni Corporate Univeresity 8

1.1.1. Equipo de completación • Xmas Tree: controla el flujo y esta compuesto de una serie de válvulas (manual o

actuante) que funciona como elemento de seguridad. En ausencia del Xmas tree, la seguridad es garantizada por los BOPs.

• Tubing Hanger: soporta el tubing y provee continuidad, tanto hidráulica como

mecánica. Externamente, te asegura un sellado hidráulico del anular, mientras que internamente puede alojar el BPV (Back Pressure Valve) o un tapón especial/check valve.

• Tubing: provee una conexión mecánica e hidráulica entre el packer y el tubing hanger

y transporta el fluido de producción a superficie. Sus características mecánicas deben garantizar su resistencia al ambiente en el que trabaja (presión y corrosión) y su aplicabilidad a las características del proyecto de completación (diámetros externos e internos, espesor, tipo de acero, etc.). Sus hilos deben desarrollar un sello hidráulico correcto.

• Packer: asegura el anclaje del tubing, así como el aislamiento y protección del anular

de los fluidos de formación. Está equipado con cuñas para el sellado mecánico en el casing y con jebes o caucho para el sellado hidráulico. Los packers pueden ser permanentes o recuperables, sentados mecánica o hidráulicamente.

• Landing Nipples: alojan los dispositivos de seguridad o de control de flujo, los cuales

esteran anclados internamente (sellado mecánico) a un perfil especial donde se sellaran hidráulicamente.

• Safety valves: su función es detener el flujo de el pozo en casos de emergencia.

Existen dos tipos de válvulas de seguridad (safety valves): - Controlado desde la superficie (SCSSV: Surface controlled sub-surface safety

valves): mediante presiones a través de una línea de control (control line); pueden ser del tipo recuperable por tubing o recuperable por wireline;

- Controlado en el pozo (SSCSV: Sub-surface controlled safety valves): estos operan

directamente por la condición del pozo (caudal o presión); solo son recuperables por wireline.

• Válvulas de circulación (SSD: Sliding Side Door);estas permiten la circulación entre

el tubing con el anular y son operadas por wireline. No son elementos de seguridad.

1 - Introduccion


1.1.2. Tipos de completación Dependiendo del número de sartas en el pozo, la completación puede ser: • simple: el nivel o niveles son puestos en

producción a través de una sola sarta; • doble: dos niveles son puestos en

producción, cada nivel con sarta propia; • selectiva: varios niveles son puestos en

producción a través de la misma sarta. La selectividad se lleva a cabo mediante operaciones de wireline.

Note

1. Generalmente se viene nombrando como

completación "inteligente", a la selectividad realizada desde superficie con líneas hidráulicas o eléctricas.

2. Salvo casos excepcionales, no hay pozos

con mas de dos sartas de tubing en el pozo, lo cual significa que solo 2 niveles pueden producirse al mismo tiempo. Con la última tecnología y técnicas operativas es posible seleccionar a mas de 10 niveles con 10 - 15 packers en el pozo.

1.2. ACTIVIDADES DE WORKOVER

1.2.1. Operaciones de Workover Después de la completación inicial, cualquier operación llevada a cabo en el pozo, sea usando un equipo de perforación u otro equipo, es llamado "workover". Con un trabajo de workover es posible: a. Intervenir sobre la formación para realizar:

- un cambio de nivel, aislamiento de nivel para eliminar el influjo de agua o de gas (water shut off - excesivo GOR)

- limpieza, trabajos de ácido y fracturamiento, squeeze de cemento o casing patch (resane de casing)

- recompletación con gravel pack - otros

b. Intervenir sobre el pozo para realizar:

- limpieza del fondo o limpieza/lavado del tubing - remplazo del packer o del tubing - remplazo del SCSSV (valvula contolada desde superficie) - otros.

Completación selectiva doble



1.2.2. Fluidos de completación y workover Los fluidos usados durante las operaciones de completación y workover pueden ser de dos tipos: fluidos de completación y fluidos de packer. Fluidos de completación El fluido de completación es normalmente usado para matar el pozo y tambien se usa durante todas las operaciones de workover y completación. Su densidad debe ser suficiente para balancear la presión de formación. El fluido de completación se mantiene trabajando como una barrera de tal forma que su densidad adecuada controla a la presión de formación.

Nota: Cuando la operación lo requiera, el fluido de completación también debe estar en la capacidad de

transportar sólidos. Si son del tipo "sin sólidos libres" se debe acondicionar de tal forma que se evite la precipitación

de sólidos. Si es del tipo "lodo base aceite" se debe acondicionar al máximo las características reológicas

para garantizar su estabilidad.

Una vez que el packer ha sido sentado, el fluido en el anular viene a ser una barrera indirecta - pasiva. De hecho, como hay aislamiento en el packer, su densidad no puede mantenerse en caso de un liqueo en el tubing o en el packer mismo. Los fluidos de completación deben garantizar el mantenimiento del balance hidrostático en el fondo del pozo (control primario), por lo tanto su densidad (peso) deberá contener el ingreso de los fluidos de formación. Durante las operaciones, una presión (Overbalance o Trip Margin) se añade a la hidrostática para compensar las variaciones de presión causadas por los viajes. En tales condiciones la presión hidrostática puede ser calculada como sigue: PH = PF + TM donde TM = Trip Margin

En cada caso, la densidad del fluido de completación admisible en un pozo puede variar entre un valor mínimo, equivalente al gradiente normal de formación (GF), hasta un valor máximo (GFR) correspondiente a la densidad del fluido de fractura.

P R OF U N D I DAD

KICK

FRACTURA

PRESION

Densidad equivalente del fluido admisible

GF Gradiente de

formación

Valor mínimo de presión hidrostática

en el pozo PH = PF

Valor máximo de presión hidrostática

en el pozo. PH = PFR

GFR Gradiente de

fractura

1 - Introduccion


Packer fluid El packer fluid es el fluido encima del packer en la zona del anular, después de que el packer ha sido sentado. Puede ser el mismo fluido de completación o cualquier otro fluido desplazado al anular encima del packer superior al término de la completación. El packer fluid puede tambien ser del tipo "fluído para no matar el pozo" y consecuentemente tiene una densidad demasiado baja como para permitir controlar el pozo.

Nota El packer fluid debe ser estable en el tiempo y a la temperatura del pozo, para prevenir la

sedimentación de los sólidos. También, se le debe adicionar un anticorrosivo.

El fluid packer no es una barrera porque: - está aislado del packer - las propiedades reológicas y la posibilidad de circular no pueden ser garantizados por

largo tiempo.

Nota En caso de liqueo en el tubing, la presión en el tubing podría ser mayor que la presión hidrostática del anular en el punto de liqueo (cual sea la densidad del fluid packer). La presión acumulada en el anular podría amenazar la integridad del casing.

1.3. BARRERAS PRINCIPALES Y SEGURIDAD

1.3.1. Barreras hidráulicas y mecánicas Dependiendo de su condición, un pozo puede ser controlado por una barrera hidráulica o mecánica, o por ambos. Podemos hablar de “condiciones seguras” cuando al menos dos barreras están activas. Durante las operaciones de completación y workover, cuando los packers todavía no se han sentado, tanto la barrera mecánica como la hidráulica están activas: - barrera hidráulica: compuesta por fluido de

completación; y permanece activa mientras la densidad sea la adecuada;

- barrera mecánica: compuesta de los BOPs.

Nota El casing de producción es una barrera importante y

adicional en el pozo, la cual: - debe estar dimensionada para un valor de presión de

reventazón, tal que resista las condiciones del pozo; - deben tener hilos que garanticen el sellado hidráulico. PACKERS

NO FIJADO

Barrerahidráulica

Barrera mecánica



Durante la producción, una vez que el packer ha sido instalado, la barrera hidráulica desaparece dado que el packer fluid: - puede ser del tipo "fluido para no matar al pozo"; - puede intervenir sólo después de abrir una comunicación (válvula de circulación o

perforados) entre el tubing y el anular y después de una circulación de acondicionamiento.

En fase de producción están por lo tanto activas sólo las barreras mecánicas: • válvula de seguridad comandada desde el pozo (SSCSV); interviene solo si en el pozo

se crea una situación tal que provoque su activación (variación de presión y caudal); • válvula de seguridad comandada desde la superficie (SCSSV); controlada por el

sistema de cierre de emergencia (ESD Emergency Shut Down) instalado en superficie, puede activarse en cualquier momento y no afecta las condiciones del pozo;

• válvulas del Xmas tree; si son automáticas (segunda master valve y válvula lateral)

pueden ser activadas por el sistema de emergencia (ESD) o cerradas manualmente; • packer y tubing para el aislamiento y la protección del casing.

Nota Algun dispositivo mecánico puede ser considerado como "barrera" solo si es posible testearlo (las

normas API recomienda tests periodicos).

1.3.2. Barreras temporales y permanentes En un pozo completado, las barreras mecánicas pueden ser temporales o permanentes. Barreras temporales; son equellas instaladas y/o removídas por medio de las operaciones de wireline o mediante el empleo de herramientas particulares (extractor). Ellas permiten: • el cierre completo del pozo por medio de un positive plug situado en un asiento

especial (niple previsto en la completación) o por medio de una válvula check dual / tapón preventor insertado en el tbg hanger;

• el cierre del flow line por medio de un tapón de circulación por wireline / de una válvula

check o de una válvula back pressure valve en el tubing hanger; • el cierre automático en caso de condiciones particulares del pozo (liqueos violentos,

roturas) con válvulas de velocidad o ambientales (SSCSV); • el cierre actuado desde la superficie por medio de las válvulas SCSSV del tipo

recuperable con tubing o por wireline.

1 - Introduccion


Barreras permanentes: son parte de la completación y son accionados (controlados): • Manualmente por válvulas mecánicas

del Xmas tree; • Automáticamente por:

- válvulas de la cabeza del pozo

(equipados) provistas de un actuador (master superior y válvula lateral).

- una válvula de seguridad controlada

desde superficie como la SCSSV del tipo recuperable por tubing.

Las barreras mas eficientes, desde el punto de vista de la emergencia son aquellos permanentes y automáticas, tanto por la eficiencia y como por la ràpida respuesta que pueden garantizar.

Nota Las válvulas automáticas son del tipo fail safe, las cuales se cierran ante la ausencia de señal de control.

VALVULA DE SEGURIDAD



1.3.3. Las barreras en diferentes situaciones operativas En síntesis, las diferentes condiciones del pozo en las que las barreras pueden usarse son: • En un pozo en perforación, completación ó operaciones de workover:

- la barrera hidráulica = el fluido de completación - la barrera mecánica = el stack BOP y el casing.

• En la fase producción del pozo:

- la barrera hidráulica = no esta activa, debido a que esta aislado del packer; - la barrera mecánica esta compuesta de:

. las válvulas del Xmas tree . el packer, el tubing hanger, las válvulas del tubing spool . el tubing y el casing . la válvula SCSSV

• Poner el pozo en seguridad:

- la barrera hidráulica, se activa sólo si se mato el pozo; - la barrera mecánica esta compuesta de:

. las válvulas del Xmas tree . el packer, el tubing hanger, las válvulas del tubing spool . el casing y el tubing.

. circulating plug wireline, SCSSV cerrado (*). • Armando/desarmando el Xmas tree:

- la barrera hidráulica = el fluido de completación - la barrera mecánica:

. el packer, el tubing hanger, las válvulas del tubing spool . el tubing y el casing

. la válvula SCSSV cerrada (*), y la válvula BPV en el tubing hanger • Armando/desarmado el BOP:

- la barrera hidráulica = el fluido de completación (después de haber matado el pozo y realizado la circulación de acondicionamiento).

- la barrera mecánica: . el tubing hanger, las válvulas del tubing spool, (el packer si está sentado) . el tubing y el casing . la válvula SCSSV cerrado (*), y la válvula BPV en el tubing hanger.

Nota (*) Si la válvula de seguridad es del tipo SSCSV, debe ser reemplazada con un tapón de circulación / positive.

3 - Procedimientos operativos de trabajo en condiciones segura


2. EQUIPO Los equipos principales de los cuales es necesario conocer las características para su uso correcto durante las operaciones de workover son:

• el cabezal del pozo (wellhead) • el Xmas tree, válvulas y actuadores • el tubing • los packers • las válvulas de seguridad • los dispositivos de circulación/comunicación • los landing nipples • los side pocket mandrels • el Blow Out Preventer (BOP) • el Top drive

Nota Para todo equipo envuelto en la actividad petrolera, se define como Working pressure (WP - presión de trabajo) a la máxima presión de trabajo del equipo.

2.1. EL CABEZAL DEL POZO (WELLHEAD) El cabezal del pozo (well flanging) es el set de spools (carretes) que aseguran. el anclaje y el sellado hidráulico de la sarta instalada y cementada durante la perforación. El cabezal del pozo esta compuesto de: • el cabezal del casing (casing head housing); normalmente conectada con el casing de

superficie, y cementado hasta la superficie. • el Primer carrete (spool); bridado después de la

instalación de la segunda sarta de casing, la cual es anclada por medio de cuñas. Un doble juego de empaquetaduras aseguran el sellado contra la presión que podría estar presente entre las dos sartas de casing.

• el segundo carrete (spool); bridado sobre la brida superior del primer carrete (spool),

después de la colocación de la tercera sarta de casing. La sarta será anclada (por cuñas) y el sellada hidráulicamente asegurandose por medio de dos juegos de empaquetaduras.

Al último spool viene anclado el " casing de producción, al interior del cual se bajará toda la sarta de completación. Sobre este spool serán por lo tanto instalados (bridados) el tubing spool y el Xmas tree.

Nota Normalmente el número de spools corresponde al número de casing bajados, excepto cuando se utilizan espaciadores o adapters. Existen también casings que se anclan en el interior del zapato del casing anterior (liner).

PRIMER SPOOL



Los spools (carretes) son identificados por el diámetro de sus bridas, por el diámetro del casing colgado, y por la presión de trabajo (WP). Cada spool bridado tiene dos salidas laterales, sobre las cuales están instaladas las "gate valves" (válvulas de compuerta) de diámetro pequeño. A través de estas salidas es posible: - controlar la presión interna anular - en algunos casos, descargar presiones anormales; - bombear fluidos particulares hacia el anular.

2.1.1. El tubing spool El tubing spool constituye el sistema de anclaje y de sellado hidráulico del tubing. Los tubing spools tienen un perfil interno que permiten: - en la parte inferior alojar la parte superior de los elementos de sello de la sarta de

producción; - y en la parte superior alojar al tubing hanger. - Nota En las primeras completaciones, en la cual los valores de presión involucrados no son muy altos, el

tubing es enroscado directamente sobre una brida especial, llamada 'bonnet', la cual es montada en el elemento superior (cuerpo superior). Un árbol bridado es conectado sobre el bonet. El cuerpo superior garantiza el sellado hidráulico entre el tubing y el casing, por medio de un packing seal llamado 'osmer'.

Sucesivamente con la introducción de los tubing hangers en pozos con presiones elevadas, el bonnet fue cambiado para incrementar la resistencia del sello. En las bridas de ultima generación, las funciones del bonnet y del cuerpo superior están concentrados en un carrete bridado simple, llamado tubing spool, el cual es usado todavía comúnmente.

Externamente están provistos de: - dos salidas laterales, con válvulas de

compuerta para el control del casing; - tornillos de anclaje (prisioneros) en la brida

superior, para bloquear el hanger y mantener los sellos en compresión;

- un locator screw en el cuerpo, lo que

permite un posicionamiento correcto al hanger en completaciones duales y para asegurar que las dos sartas estén completamente alineadas;

- un "orificio de inyección" de pequeño

diámetro en la parte inferior, para probar el sellado de los cabezales.

Orificio de inyección

Salidas laterales

Anchor screws



Nota En cualquier caso el tubing spool debe ser adaptado para el tipo de tubing hanger para el cual fue diseñado, así como también para la completación planeada. Puede por lo tanto haber mas de un orificio de prueba.

El orificio de prueba tiene normalmente diámetro de ½" y son instalados dentro de las bridas o en zonas de gran espesor, y estan siempre conectados con el espacio anular entre 2 o mas empaques.

Una pequeña check valve es enroscada dentro del orificio de prueba, que debe ser removida para efectuar los tests. Si no hay check valve, una válvula de aguja de ½" debe ser instalada en la parte externa de los hilos.

2.1.2. Tubing hanger El tubing hanger es el elemento de sostén y de sello del tubing sobre el tubing spool. Al termino de las operaciones de completación se enrosca en el extremo superior de la sarta del tubing; se baja a traves del BOP hasta alcanzar sentarse dentro del tubing spool. El tubing hanger tiene internamente 3 secciónes de hilos internos: - la sección de hilo superior para el tubing (bajando ó sacando sarta) que permite el

descenso y el posicionamiento en la fase final de la completación; - la sección de hilo inferior para la conexión con la sarta de producción; - la sección de hilo interno media para el alojamiento de la BPV.

Nota La BPV (Back Pressure Valve) es una barrera mecánica para el pozo durante la instalación o

reemplazo del xmas tree.

Para la utilización de la válvula de seguridad controlada, desde la superficie a través del tubing hanger debe pasar la línea hidráulica (o líneas en caso de completación dual) que controla la válvula.

Línea hidráulica



El sellado hidráulico entre el tubing hanger y el tubing spool, a través del anular del pozo esta garantizada por los sellos elastomeros (o'rings o empaques) adaptados a las condiciones del pozo y de los fluidos extraídos.

Nota En los casos de altas presiones (mayores de los 20000 psi ), temperaturas elevadas o para ambientes particularmente agresivos (alta concentración de CO2 y/o H2S), se han desarrollado especiales wellheads (cabezales), en las cuales los sellos principales son del tipo de metal a metal.

El sellado hidráulico entre el tubing hanger y el bonet (brida) del Xmas treeesta asegurado por medio de elastomeros o sistemas de sello de metal a metal en la cual el posicionamiento, dimensiones, etc son diferentes dependiendo de cada fabricante.. El tubing hanger puede estar equipado con un ''cuello extendido'' , en el cual estan insertados anillos metálicos, los cuales aseguran un sellado adicional en el asiento interno del alojamiento del Xmas tree.

El tubing hanger puede también estar equipado con sellos metálicos tanto hacia el anular o como hacia la cabeza del pozo, en la cual la energización requiere un procedimiento especial descrito en el manual de operación del fabricante.

Nota En algunas completaciones múltiples, el tubing hanger no se enrosca directamente a las sartas,

pero este diseñado con asientos de alojamiento internos para dos mandrels donde los tubings son enroscados, e internamente tienen hilos para la BPV.

La continuidad entre el mandrel y el xmas tree es asegurada por elementos especiales (transition carriers).

SELLO HIDRAULICO

Vent port superior

Tubing spool

Tubing hanger



2.2. XMAS TREE El Christmas tree (o Xmas tree) es el juego de válvulas que están instalados encima del tubing spool (elemento superior de la brida), que permite el flujo y control del fluido de producción. El Xmas tree permite operar sobre el pozo con las herramientas de well intervention, introduciendo instrumentos por el tubing, interviniendo y modificando las condiciones internas del pozo, sin utilizar el equipo. El Xmas tree debe tener siempre un diámetro interno tal que garantice el pase vertical de la BPV, la cual se instalara para asegurar el pozo, o se recuperara para poner el pozo en producción. Para la completación de doble sarta el Xmas tree es casi siempre del tipo de bloque sólido, mientras que para la completación simple el xmas tree puede ser del tipo de block sólido, o compuesta de elementos que son bridados uno a otro.

Nota Todo el equipamiento que debe ser bajado o sacado del pozo deben tener un diámetro externo inferior al BPV.

POZO EN PRODUCCIÓN

Back Pressure Valve



2.2.1. Componentes The Xmas tree esta compuesto de : Bonnet Los Bonnets son elementos que conectan el tubing spool ( sobre la cual viene bridado) hacia el cross, de la cual constituye parte integrante. A través de la parte superior del tubing hanger (con el cual hace sello hidráulico por medio de elastomeros o sellos metal a metal), el bonnet garantiza la continuidad del flujo entre el tubing y la cross. Master valve La Master valve es la primera válvula del Xmas tree, usualmente es una válvula manual de compuerta. Es la válvula principal y debe ser protegida para garantizar un cierre mecánico seguro, cada vez que el flujo intervenga sobre la válvula. Normalmente siempre se deja en posición abierta y manipulada con el máximo cuidado. Upper master valve La master valve superior es similar a la master valve en términos de dimensión, pero normalmente es controlada por un actuador hidráulico o mecánico. Cross (cruceta) El elemento cross (instalado solo en los arboles bridados) esta constituido de un cross element, bridado o con pernos esparragados, que distribuye el flujo en 4 direcciones, directamente conectado a las válvulas laterales, a la master superior y a la swab valve. Válvulas laterales (wing valves) Las válvulas laterales están montadas sobre los brazos (laterales) de producción y permiten el control del flujo hacia o desde el pozo. En completaciones simples solo una válvula es conectada hacia la línea de operación, mientras la otra es mantenida como una válvula de servicio para ser usada en emergencias (kill line), para matar el pozo, para chequear la presión de cabeza durante las operaciones de intervención del pozo, bombear fluidos, etc.. Swab valve La swab valve es montada sobre la parte superior de la cross y tiene las mismas dimensiones que la master valve. Tiene la función de permitir el montaje del equipamiento (wireline BOP, lubricator, coiled tubing, etc.) sin la interrupción del flujo y permitir bajar por la parte interna del tubing equipamientos y/o instrumentos mientras el pozo se mantiene fluyente. Top adapter El top adapter esta compuesta de una conexión bridada, montada sobre la swab valve, donde un indicador de presión esta montado para permitir la lectura de la presión de pozo. En las operaciones de well intervention, el adapter es usualmente reemplazado por un equipamiento de seguridad (BOP) que de esta manera forma parte integral con el Xmas tree. Normalmente, en la línea de flujo de producción hay otros dos elementos: - una segunda válvula lateral ( o safety valve) provista de un actuador; - un choque para regular la presión de flujo.



Componentes

Nota En el mercado hay un amplio rango de Xmas tree que se diferencian en su diseño, en diámetros,

en el tipo de válvulas y conexiones utilizadas, etc En la practica, el operador debe seleccionar cuidadosamente el equipamiento de completación y

el Xmas tree dependiendo de la situación y/o problemas involucrados (oil, gas, presencia de CO2 y/o H2S, temperatura, presión, caudal, etc.).

2.2.2. Reemplazo del Xmas tree Durante la vida productiva de un pozo, se pueden presentar problemas como cuando la master valve no sella, o cuando hay perdida entre la master valve y el tubing hanger. En estos casos, la parte desgastada del Xmas tree debe ser reemplazada. La intervención para reemplazar la parte desgastada del Xmas tree requiere asegurar el pozo, garantizando que dentro del tubing se cuente con al menos dos barreras de seguridad: una del tipo SSCSV (o un circulating plug), y otra trabajando como la BPV en cabeza.

Flow line

Wing valve provista de un

Wing valve

Choque

Wing valve de servicio

Upper master valve

Master valve

Bonnet

Cross

Swab valve

Top adapter

Choque

Actuador



Nota En caso de presiones altas es preferible usar dos válvulas (o 2 circulating plugs), mas la BPV,

asegurando de que la presión sea parcialmente descargada después por cada barrera. En situaciones particulares (la presencia de fluidos corrosivo o presión de cierre a la máxima

tolerancia de el equipamiento usado) puede ser necesario realizar el matado del pozo con fluido adecuado, y reforzando la seguridad con una válvula de tipo mecánico, mas la BPV.

Después que el pozo se ha puesto en seguridad, el Xmas tree descarga a la atmosfera y luego cerrando otra vez, para verificar alguna nueva acumulación eventual de presión en el interior. Solo cuando el equipamiento usado esta perfectamente ajustado, se podrá desenroscar los pernos entre la brida y el tubing spool Las operaciones de reemplazo deben ser efectuadas lo más rápido posible, y el antiguo Xmas tree debe ser removido solo cuando el nuevo esta listo (ensamblado, inspeccionado y probado) para ser instalado.

2.2.3. Verificaciones y Pruebas El tipo de test al cual el equipamiento debe ser sometido viene recomendado normalmente en el programa operativo de intervención / completación, aún cuando los procedimientos y recomendaciones están descritos en los manuales practicos de los fabricantes, considerando los limites indicados en los catálogos de los fabricantes. En las normas API/ISO se encuentran las recomendaciones referente a los tests de rutina (BOP y válvula de seguridad), el tipo de herramientas necesarias y los requisitos del personal que debe seguir

Nota Recomendaciones concernientes a la periodicidad de los tests:

- API 6A - ISO 10432

Para la ejecución del test sobre el Xmas tree se debe: - tener una bomba de prueba especifico con un sistema de registro de la presión: - llevar a cabo el test usando agua; - utilizar aceite como un fluido para el test de sello a través de los agujeros de inyección

o la línea de control. En el caso del Xmas tree bridado el ensamblaje y el test hidráulico deben ser llevados con el mayor cuidado ante de su instalación en el pozo. 1. Verificación; verificar que:

- todas las válvulas vengan con un certificado de los tests realizados por el fabricante ;

- todas las válvulas sean operadas fácilmente ; - en posición de apertura el hueco en la compuerta este alineado con el hueco del

cuerpo de la válvula : - las válvulas deben estar apropiadamente engrasadas, tanto en el cuerpo (asiento

de la compuerta), como en la parte rotante (stems) 2. Limpieza, selección de los anillos (ring-joints) y pernos



- limpiar adecuadamente el asiento de la brida de todas las válvulas; - seleccionar los anillos (ring-joints) correctos y pernos.

3. Ensamblaje

Proceder al ensamblaje asegurándose de que los pernos estén ajustados con un torque de acuerdo al tipo de brida. - Los anillos (ring-joints) deben ser instalados secos.Chequeando que su superficie

no este corroída - Para los pernos usar solo el tipo de grasa recomendado (o API 5A2) (otros tipos

de grasa pueden generar diferentes torques). 4. Calibración

- Aplicar presión en el actuador de la válvula maestra; - con todas las válvulas verticales abiertas, calibrar el Xmas tree usando el gauge

(calibrador) del wire line correspondiente al diámetro máximo del equipo que será bajado al pozo, con la BVP del tubing hanger.

5. Test de presión (con el stump flange)

En locación, después de armar el Xmas tree puede ser testeado bajo presión solo en la dirección del flujo, con la ayuda de una brida especial (stump flange); si no se dispone, el debe ser testeado al menos desde arriba (ver test hidráulico.

6. Test Hidráulico

- cerrar la master valve y las válvulas laterales - conectar una bomba de prueba a la válvula de swab - presurizar hidráulicamente al valor máximo de la presión de trabajo, para probar la

integridad y el ajuste de todas las conexiones.

Nota Si el Xmas tree es del tipo bloque sólido, el test hidráulico no es necesario, aunque una

verificación de la posición de las válvulas de compuerta y de la calibración interna es recomendado.

7. Instalación

En este punto el Xmas tree esta listo para la instalación. Esta operación puede ser echa fácilmente, si es posible usar un sistema de levantamiento balanceado, que mantenga en posición de alineamiento vertical, balanceando el peso del actuador.

8. Test de las Conexiones (Tubing hanger)

Una vez que las bridas de conexión entre el bonnet y el tubing spool han sido ajustados , y antes de continuar será necesario probar las siguientes conexiones, respetando la recomendación de los fabricantes: - tubing spool / bonnet - tubing hanger / bonnet - tubing hanger / tubing spool.

9. Test de presión (con el test plug)

Los tests de las conexiones pueden realizarse bajando un test plug (tapón de prueba) en el tubing hanger y entonces presurizar con agua usando una bomba de prueba hasta que se alcance la presión de trabajo del Xmas tree.



2.3. VALVULAS Y ACTUADORES Hay diferentes tipos de válvulas que pueden ser usadas en los wellheads, con diferentes características dependiendo del fabricante. En los siguientes modelos de válvulas de compuerta se describe: - expanding gate seal valve - floating seal valve

Nota Para la selección de materiales, por favor ver los manuales específicos..

Ambos modelos pueden ser del tipo standard para presiones de trabajo superiores a los 5000 psi, o tener un eje balanceado para 10.000, 15.000 y 20.000 psi.

Tipo standart Eje balanceado

Para tales tipos de válvula no es posible verificar la posición abierta o cerrada de tales válvulas desde el exterior, porque en las válvulas encima de 5000 psi la compuerta se desplaza sobre el eje, mientras que para las versiones de eje balanceado, este se desplaza externamente cubierto de una protección metálica que evita daños externos y la visión. La posición de la válvula (abierto/cerrado) por lo tanto debe ser verificado manualmente controlando el numero de vueltas de la volante siguiendo la indicación del fabricante.

Nota Sin embargo, hay válvulas (en particular para baja presión) que permiten un chequeo inmediato

de la posición de abierto/cerrado, en base a la salida del eje..



2.3.1. Expanding gate seal valve En un " deployant expanding gate seal valve", la acción sellante es asegurada por dos compuertas de expansión paralelas que son jaladas a su ubicación y simultáneamente posicionadas de tal forma que permiten un sello a ambos lados. El sellado hacia adelante o hacia atras es el resultado de una acción mecánica producida por la expansión de las dos partes de la compuerta. No es afectado por las vibraciones o cambios de presión. La compuerta asegura el sellado también a bajas presiones. (Unos pocos psi). La válvula de compuerta garantiza el sellado con el asiento en cualquier momento, aislando el cuerpo de cualquier contacto con la presión o con los fluidos del pozo, garantizando así la condición de trabajo perfecto por largo tiempo. El engrasado de la válvula hace que su vida sea ilimitada.

Nota La presencia de grasa no afecta la acción de sellado, que es del tipo metal-metal; la presencia

de un anillo TFE insertado en el asiento es solamente un elemento adicional de sello.



El eje es tratado con una fina capa de material antifricción (bisulfuro de molibdeno) que, adicionalmente reduce la fricción, y asegura la lubricación. La luz axial del eje es soportado por dos roller bearing o ball bearings (rodamientos) los cuales reducen el torque al mínimo. El sellado sobre el eje es asegurado por un set de 'V' packings (chevron packing) que puede ser reemplazado cuando la válvula esta bajo presión. Los asientos, que siempre están en contacto con la compuerta y por lo tanto aislados del flujo, son sustituibles. En posición abierta hay una condición de completamente abierto, con continuidad del diámetro y sin la posibilidad de turbulencia. El cuerpo es forjado para garantizar una resistencia elevada y puede ser del tipo integral (para dimensiones superiores a 3 1/8'') o del tipo empernado. Las válvulas son diseñadas para presiones mayores de 20,000 psi en un rango de medidas que van de 2 1/16" a 4 1/16", pero de acuerdo a los requerimientos hay disponibles para diámetros mayores.

Nota La "expanding gate seal valves", como todas las válvulas que son diseñadas para que

sean usadas en pozos de petróleo , son construidas en cumplimiento a la norma API Std 6A.

Expanding gate seal valve con eje balanceado Con una presión de trabajo de 10,000 psi o más, the expanding gate seal valve es usualmente construida con un eje balanceado. Esta solución elimina los efectos bloqueantes de la hidrostática facilitando la maniobrabilidad de la válvula aun en casos de presiones altas. Para presiones altas, junto al eje balanceado, la expanding gate seal valves siempre tiene un sello metal-metal en los asientos. Mientras las otras características son similares al tipo standard.

Eje

balanceado

Mejor maniobrabilidad

Corpo empernado

Packings

Bearings



2.3.2. Floating seal valve Las Floating seal valves son versiónes modificadas de las expanding gate seal valves descritas arriba, con las siguientes diferencias: - la compuerta esta compuesta de un

elemento simple; - los asientos de sello son móviles (flotante)

en vez de fijo. Los asientos, que son similares a los de la "expanding gate seal valve", son hechos de acero duro y protegido con materiales de alta resistencia a la corrosión. Cada asiento esta provisto de un anillo de teflón (TFE) frontal y de un anillo sobre la superficie cilíndrica externa. El anillo de teflón asegura un sellado temporal entre el asiento y la compuerta durante las operaciones de apertura y cierre, y al mismo tiempo limpia la compuerta.



En la posición de cierre la fuerza generada por la presión provoca : - el movimiento del asiento hacia el

cuerpo de la válvula asegurando el sellado entre el asiento y el cuerpo de la válvula por la energización del O-ring O2;

- la deformación del anillo de teflón hasta crear un sellado de metal a metal entre la compuerta y el asiento.

Si la presión diferencial en el cuerpo de la válvula disminuye, el sellado entre el asiento y el cuerpo se mantendrá por el O-ring O1. En este caso habrá un empuje diferencial sobre la superficie "B" que producirá la deformación del anillo de teflón y de la adhesión con el sellado metal a metal de los asientos. Si por cualquier razón una presión mayor a la presión de trabajo queda atrapado en la válvula, gracias al diseño especial de la válvula el exceso de presión puede ser descargado en la línea por la fuerza producida.

Debido al diseño especial de la compuerta, el floating seal valve es una válvula seleccionada para el equipamiento de actuadores hidráulicos y/o neumáticos del tipo "Fail close" or "Fail open". Una disminución de la presión de alimentación del actuador provoca automáticamente el cierre (fail close) o la apertura (fail open) de la válvula actuada. El resorte del actuador mantiene a la compuerta en su posicion y también cuando la presión en el cuerpo de la válvula cambia. Las características estructurales son iguales a las expanding gate seal valve.

Compuerta

B O-ring 1 Anillo de teflón

O-ring 2

Resorte del actuador



Floating seal valve con eje balanceado Aunque para el tipo floating seal valves para presiones de trabajo de 10,000 and 15,000 psi se recomiendan escoger el modelo de eje balanceado, desde que ello soluciona el problema de empuje hidrostático facilitando la maniobrabilidad. Para la instalación en el choke manifold, se usan solamente las floating seal gate valves en las varias versiones: normal hasta los 5,000 psi, o con el eje balanceado para valores de alta presión de trabajo.

hasta los 5,000 psi Alta presión de trabajo



Tabla N° de vueltas para abrir Presión de Trabajo Diámetro

Nominal psi bar N°de

vueltas 10.000 690 12 2 1/16 15.000 1035 12 10.000 690 15 2 9/16 15.000 1035 15 10.000 690 17.5 3 1/16 15.000 1035 17.5 10.000 690 23 4 1/16 15.000 1035 32

2.3.3. Actuadores Un actuador es un grupo de mecanismos que pueden ser instalados en una válvula en el lugar de un bonnet normal y permite el control automático de la válvula de compuerta por medio de la presión proveniente de fuente externa (control unit) conectado al sistema de seguridad. Los actuadores pueden ser aplicados solamente cuando son usados las floating seal valves. Hay varios tipos de actuadores que difieren por el tipo de fluido de control (aceite o aire) y por sus características técnicas, las cuales varían dependiendo del fabricante. Un actuador hidráulico tiene dimensiones externas notablemente reducidas respecto a uno neumático, aunque las presiones de actuación son diferentes: • hidráulico = 1,500 - 2,500 psi (aprox 100 - 170 bar) • neumático = 12 - 15 bar La operación de apertura y cierre de un actuador son controlados por el sistema de control hidráulico. Si las válvulas son del tipo "fail close", como los usados en el Xmas tree: - la apertura se obtiene inyectando fluido

presurizado; - el cierre se obtiene descargando la presión.

Nota Si las válvulas son "fail open" la compuerta será

instalada en modo inverso (hueco hacia abajo) con respecto a lo que se realiza con las válvulas normales..

Abierto



La posición de apertura/cierre es visible:

• en algunos modelos chequeando la posición del eje; cuando la válvula esta cerrada sobresale. La válvula puede ser bloqueada en la posición de apertura enroscándole una tapa especial en el cuerpo del actuador.

• en otros modelos puede ser chequeado a través de una ventana de plástico

especial sobre el cuerpo del actuador. Para bloquear la válvula en posición de apertura se necesita una herramienta especial (manual override).

2.3.4. ESD Control Unit Independientemente del tipo de fluido actuante la central de comando de los actuadores viene controlado por un sistema de seguridad que esta enlazado con los controles(pilots) de alta (H) y baja (L) (insertado corriente arriba y abajo del choke del wellhead ), y al sistema de control de fuego (tapón de fusibles, detector de gas, etc,) .

Logica operativa della centralina ESD Chiusura: 1° wing valve + (duse se automatica) 2° upper master 3° valvola di sicurezza (se di tipo SCSSV) Apertura: 1° valvola di sicurezza (se di tipo SCSSV) 2° upper master 3° wing valve 4° duse (manuale o automatica, comunque non collegata all' ESD)

Nota Las centrales de comando de las válvula del cabezal son generalmente independientes de

aquellos que controlan las válvulas de seguridad del fondo (que son siempre operadas hidraulicamente), aparte de que las presiones de activación son notablemente diferentes.

Esquema de operación ESD (Cierre de emergencia) de la central de operación Cierre de emergencia: 1° válvula lateral + (choke, si esta operada a control remoto); 2° master valve superior 3° válvula de seguridad (si es tipo SCSSV) Apertura: 1° válvula de seguridad (si es del tipo SCSSV) 2° master valve superior 3° válvula lateral 4° choke (manual o automática, comúnmente no conectada al ESD)



2.4. TUBING El termino "tubing" se entiende como aquella serie de tubos sin soldadura que bajan al pozo enroscándose uno al otro hasta llegar a la profundidad deseada. En practica, el tubing constituye la via obligada, desde el packer hasta el tubing hanger del Xmas tree, para conducir al fluido producido por la formación. La selección y la instalación del tubing es una parte crucial del programa de completación. Que debe garantizar la máxima performance del pozo en términos de productividad y seguridad. Cuando se selecciona el tubing los operadores deben tener en cuenta - tipo de fluido (densidad, viscosidad etc.), - profundidad de la instalación, - valores máximos de presión y temperatura - presión de formación - caudal previsto, - presencia de componentes corrosivos, etc. El tubing deberá por lo tanto estar dimensionado para sostener el peso de la sarta y tener características tales de resistir a la máxima presión interna(burst) y a la máxima presión externa esperada (collapse), considerando también los esfuerzos compuestos. En la industria del petróleo, el tubing es definido por: • diámetro; de 1½" hasta 4 ½" de acuerdo a las normas API standards, pero también

5", 5 ½", 7" y en algunos casos 9 5/8".

Nota Un diámetro interno mayor permite una producción mas elevada, porque la perdida de carga

disminuye. El lado negativo es que la velocidad de flujo es inferior y, en el caso de pozos de gas, el liquido presente puede acomodarse en el fondo causando la inundación del pozo.

• espesor : expresado en milímetros o pulgadas y relacionado al peso lineal (kg/m o

lbs/ft) • tipo de acero; las normas API standards antiguas que requerían acero entre el H40 y

P110 ( donde el numero multiplicado por mil indica directamente el limite mínimo de elasticidad expresado en psi) fue ampliada con la introducción de aceros mas resistentes, hasta el V 150. Actualmente se encuentra en el mercado toda una serie de aceros con aleaciones de diferentes porcentajes de cromo, para utilizarlos en ambientes agresivos que contienen CO2 y H2S.



• tipos de conexión: existen básicamente dos tipos de conexiones:

- hilos y coples - integral. Ambos difieren por el modo de hacer el sellado hidráulico: sea por hilos o por sello metal a metal. Dada las mismas características, las mejores performances se obtienen con una (unión) junta integral y sello metal a metal, pero el costo es obviamente mayor. Para los tubings construidos en acero de alto contenido de cromo donde es necesario un tratamiento anti-galling para los hilos es necesario instalar un coupling con sello metal-metal.

Para asegurar el uso correcto del tubing la operación de enroscado debe realizarse cuidadosamente, siguiendo, las recomendaciones del fabricante y utilizando las llaves especiales controlando el torque y el número de vueltas. Para el tubing se recomienda lo siguiente:

• procedimientos de control especial durante el proceso de fabricación;

• al final del ciclo de producción, antes de hacerle hilos, el cuerpo debe ser hidraúlicamente testeado con una presión interna dado por las normas ISO 11860 / API 5CT;

• la operación de transporte es llevada a cabo usando containers adecuados y con

protección a los hilos;

• el mayor cuidado en la manipulación será durante el almacenamiento en almacén o en los equipos;

• al menos un chequeo visual y calibración se realizara antes de que baje al pozo.

Hilos integral

Hilos y coples



2.5. PACKER La principal función del packer es proteger al casing de la presión del pozo y de los eventuales fluidos corrosivos. El packer asegura el sellado entre el tubing (outside) y el casing (inside) para prevenir el movimiento del fluido al anular, causado por la diferencia de presiones entre las áreas encima y debajo del punto de fijación, durante toda la vida productiva del pozo. Es parte de la sarta de completación y es instalado en la extremidad inferior y puede ser utilizado sea para la completación definitiva del pozo que para la completación temporal tales como pruebas y/o estimulaciones. En completaciones múltiples los packers separan dos o mas zonas productivas del mismo pozo. Salvo situaciones / necesidades particulares, normalmente se sientan sobre la zona baleada, a una distancia tal que el zapato de la cola del tubo (si hay) este alrededor de los 20 metros encima del tope de los perforados.

Nota El packer usualmente asegura que el tubing sea anclado al casing de tal forma de prevenir movimientos, aunque en ciertos tipos de completación puede haber conexiones de sellado de movimiento libre entre el tubing y el packer.



2.5.1. Componentes El packer esta esencialmente compuesto de cuatro elementos: - el sistema de cuñas de anclaje al casing - Unidad de empaque - packing unit (sobre el

casing) - el packer bore receptacle (solo para packers

permanentes) - la conexión y sello del tubing. Las cuñas y el packing unit aseguran el anclaje y sellado con el casing, mientras que el sello con el tubing se obtiene en el packer bore.

La conexión entre el packer y el tubing pueden ser de dos tipos: - fijo; con hilos superiores para packer recuperables, o con tubing anclable para packers

permanentes; - dinámico; con tubing locator (posicionador) para packer permanentes.

2.5.2. Tipologia Los packer se dividen en dos categorías principales: recuperables; diseñados para ser fácilmente

recuperados del pozo.

Son utilizados en aplicaciones tales como cementaciones, fracturaciones o pruebas y son recuperadas al termino de la operación. Son utilizadas también como packer de completación cuando sé prevee trabajos de workover frecuentes o en completaciones selectivas.

permanente; diseñado para permanecer en el pozo durante mucho tiempo.

Son utilizados principalmente en la completación de pozos y donde se preveen estimulaciones o esfuerzos particulares de la sarta. Una vez sentados, si es necesario operar debajo, será necesario perforarlos.

Anclaje al casing

Sello del tubing

Sellado al casing

Anclaje al casing

Packer permanente

Packer recuperable



Otra característica importante del packer es el sistema de sentado que puede ser: • mecánico; el sentado es realizado por la rotación de la sarta y la descarga ó sentado

de un cierto peso para comprimir el packing unit (recuperable)

El desanclado de un packer mecánico recuperable es hecho por una tracción mecánica para recuperar (quitar) el peso descargado durante la fase de sentado y por la apertura de la válvula de circulación.

• hidráulico; el anclaje se logra aplicando una presión hidráulica a través de la misma

sarta de completación (adecuadamente taponada debajo del packer) para colocar las cuñas en la posición de anclaje y energizar el packing unit (unidad de empaque).

El desanclaje (de los packer hidráulicos recuperables) es hecho por un jalado mecánico del tubing hasta provocar el corte del anillo o el enrosque que libera el sistema de bloqueo interno.

Nota Tipo hidrostatico

No requiere altas presiones en la operación de anclaje; la presión aplicada tiene una sola función de cortar un pin y comenzar y poner en movimiento el mecanismo para la comunicación entre la presión hidrostática del tubing y una camara con presión atmósferica. Esta presión diferencial (hidrostática) sienta a las cuñas y energiza los elementos de packing.

Recuperable Los packers recuperables pueden anclarse mecánicamente, descargando peso o hidraúlicamente a través de la sarta de completación.

Nota Antes de recuperar el packer es necesario equilibrar la presión encima y debajo del packing

unit.

Al termino de la operación para las que han sido utilizadas, o por necesidad de workover, ellos pueden ser generalmente recuperados jalando la sarta a la que están conectados: • en el caso de anclaje mecánico, la acción de jalado sirve para recuperar el peso

descargado en la fase de anclaje, quitar la compresión del elemento sellante, y abrir la válvula de circulación y desanclando el packer.

• en el caso del anclaje hidráulico, la tracción provoca la rotura de un anillo (shear ring)

que libera el sistema de bloqueo interno activado durante la fase de anclaje de la presión hidráulica.

Nota En packer doble el ring de corte debe ser instalado solo en la sarta larga o en ambas

sartas.



Permanente Los packers permanente generalmente tienen un doble juego de cuñas para el anclaje al casing y la compresión del elemento de sello. Pueden ser anclados hidráulica, mecánica o eléctricamente, en estos dos últimos casos la sarta de completación se baja después del anclaje. Los tipos más comunes son: • fijado mecánico con setting tool (hidraulico) o con un cable eléctrico y un wire line

especial con adapter kit. La conexión entre el tubing y el packer pueden ser del tipo permanente (tubing anchor) o móvil (tubing seal locator);

• fijado hidráulico con la misma sarta de completación.

2.5.3. Sentado y testing Para sentar un packer es necesario normalmente llevar algunas operaciones en superficie que involucra al tubing: - mecánicamente; por rotación de la sarta y sentar un cierto peso (packer mecánico) - hidraúlicamente; presurizando el interior del tubing (después de haber taponado con

algún dispositivo temporál (check valve) el extremo inferior bajo el packer) a una presión mas baja que aquella que involucra al equipamiento.

Nota Algunos tipos de packers pueden fijarse con un setting tool con línea eléctrica explosiva y bajado con un wire line eléctrico.

Test de presión: después de fijar el packer, se testea el sellado con el casing, presurizando el anular (1,000-1,500 psi) y controlando la presión por un cierto periodo de tiempo; si la presión desciende es indicación de perdida. Si el casing bajo el packer no ha sido baleado,el test de presión puede realizarse presurizando el tubing y controlando(check) el anular.

Nota Durante la producción, la presión atrapada en el casing se incrementara por el calentamiento

de la columna de fluido y decrecerá en ausencia de flujo. El rango entre los valores mínimos y máximos es una referencia valida, y su mantenimiento garantiza la autenticidad de la presión (sello).

Una variación imprevista de este rango(sea aumento o descenso) indica una perdida, y por ello sera necesario efectuar hacer un test para verificar si es por causa del packer o de una perdida del tubing o del wellhead.



2.5.4. Recuperación del packer La recuperación del packer después de una prueba o durante las operaciones de workover pueden causar algún problema y si la maniobra no se lleva a cabo correctamente ello puede generar un kick. La causa principal esta en la unidad de packing externo es que a veces queda deformado provocando problemas de acondicionamiento pero, sobretodo, un efecto pistón peligroso en la extracción. Para evitar tal situación es necesario establecer una comunicación entre las zonas superior e inferior del packer:

- a través de una válvula de circulación, previamente preparada en la fase de completación

- o perforando el tubing justo encima del packer. Si esto no fuera posible, la maniobra deberá hacerse con el máximo cuidado.

Después de matar el pozo, desanclar el packer seguido de un periodo de observación estatico. Recuperar algunos tubings manteniendo el control del volumen de ingreso y salida. Bajar al fondo nuevamente, para limitar un eventual ingreso de fluido de formación y daño de la empaquetadura para obtener una comunicación que permita la circulación. Si esta situación no mejora, la maniobra deberá hacerse mas lentamente controlando los volúmenes de ingreso /saIida, prevaleciendo el control en los volúmenes de ingreso para mantener a la formación en absorción ligera (reducida) y prevenir algún ingreso de fluido en el pozo.

2.5.5. Fijado accidental del packer Puede suceder que en la bajada durante la fase de completación, que por error de maniobra, por falla del equipamiento o por otras razones, un packer se siente accidentalmente antes de alcanzar la profundidad programada. En tal caso se deberá seguir procedimientos diversos, dependiendo del tipo de completación (simple o dual), siempre considerando que el pozo esté en condiciones estáticas.

Efecto pistón



Completación simple a. Si el packer es del tipo recuperable:

- desanclar, circular/acondicionar y sacar para reemplazar el packer; - controlar el pozo mediante una maniobra con scraper y molino; - bajar el nuevo packer.

b. Si el packer es del tipo permanente:

- librar la sarta y levantarlo arriba del packer, circular/acondicionar y sacar la sarta; - moler el packer (recuperándolo o llevándolo al fondo); - repasar con scraper o molino; - bajar el nuevo packer.

Completación dual Bajar con dual spider: 1. circular por la sarta corta a. si hay retorno solo de la sarta larga: - el dual packer esta sentado b. si hay retorno solo del anular: - el single packer esta sentado 2. Liberar y extraer la completación entera; 3. repasar con el scraper antes de recompletar (si el bloqueo fue causado por un packer permanente simple, este deberá ser molido). Bajar solo con sarta larga: 1. Liberar, circular/acondicionar y extraer para reemplazar los packers 2. Repasar con scraper antes de recompletar (si el bloqueo fue causado por el packer permanente simple, debe molerse).



2.5.6. Esfuerzos sobre el packer La variación de presión y temperatura en el interior y exterior de un tubing causa varios efectos dependiendo del tipo de conexión entre el tubing y el packer. • En el caso de conexión móvil (dinámica), aumenta o disminuye la longitud del tubing;

Nota En este caso el locator deberá ser lo suficientemente largo y con un gran numero de sellos

para hacer que este movimiento no cause la descarga de la sarta del asiento del packer (seal bore) con una consecuente inundación del pozo.

• Tal movimiento puede provocar la descarga del tubing del asiento del packer. En el

caso de conexión fija hay un aumento en la fuerza de tracción o compresión del tubing que es descargada hacia el ancla del packer. Tal fuerza puede provocar el desanclado del packer, esto ocurrirá cuando el jalado alcanza el valor de corte de los anillos o hilos.

Nota El efecto de la temperatura se manifiesta como una función directa del coeficiente de dilatación térmica, mientras que el efecto de la presión viene intensificado por el diferencial de área.

En la fase del proyecto de completación, se debe tener en cuenta ambos efectos, sobretodo si se ha previsto operaciones de inyección y/o estimulación.

Efecto de la presión interna/externa Consideremos una sarta de tubing con un packer en el extremo, que permite el corrimiento (sliding) libre del packer. Indicando con:

Pi presión interna del tubing Po presión externa del tubing Aa área interna del casing (anular)Ai área interna del tubing Ao área externa del tubing

la fuerza actuante sobre la sección del tubing es:

Fa = Pi x (Aa - Ai) - Po x (Aa - Ao) donde Fa puede ser una fuerza de tracción (negativa) o una fuerza de compresión (positiva). Con una serie de cálculos es posible valorar el esfuerzo sobre el packer y sobre el tubing para seleccionar el tipo de completación idóneo.

Pi

Aa

Ao

Aa

Ai

Po



Consideremos un pozo con: - liner de 5 1/2" y tubing 2 3/8" - packer sentado a una profundidad de H = 2000 m - peso actuante sobre el packer W = 3200 kg - fluido anular (sal) con densidad Do = 1.1 kg/l - después el desplazamiento con tubing lleno de agua tratada con densidad Di = 1.03 kg/l - presión de well head Po = 70 kg/cm2 Calculo áreas: - Aa = 5 1/2" id = 18.8 sq.i. = 121.3 cm2 - Ao = 2 3/8" od = 4.4 sq.i. = 28.4 cm2 - Ai = 2 3/8" id = 3.1 sq.i. = 20 cm2 Calculando la fuerza actuante sobre el packer dado que: - Fuerza en el anular (hacia abajo) ↓:

Fa1 = ( Aa - Ao ) x ( H x D0 / 10 ) = = (121.3 - 28.4) x (2000 x 1.1 / 10) = 20438 kg

- Fuerza sobre el tubing (hacia arriba) ↑: Fa2 = [( Aa - Ai ) x ( H x Di / 10 )] + [( Aa - Ai ) x P0 ] = = [(121.3 - 20) x (2000 x 1.03 / 10)] + [(121.3 - 20) x 70] = 27959 kg

- Fuerza de balance: Fa = Fa1↓ + W↓ - Fa2↑ = 20438 + 3200 - 27959 = 4321 kg ↑

Si el balance de la fuerza crea una tracción superior a la capacidad del pin de corte el packer será desanclado. Ello se puede evitar: - aplicando una presión adicional al anular:

Pa = Fa / (Aa - Ao) = 4321 / (121.3-28.4) = 46.51 kg/cm2 - o utilizando packers provisto de hold down hidráulico

Nota En el caso de la utilización de packers provisto de hold down hidráulico, se considera el

efecto de la temperatura. En el caso de bombeo prolongado ello puede generar fuerzas hacia arriba (shortening). Si la presión interna de la sarta es descargada (bled off) (con la consecuente desenergización del hold down) antes que la gradiente geotérmica del pozo sea restablecida, estas fuerzas pueden causar el desanclado del packer.



2.6. VALVULAS DE SEGURIDAD Las válvulas de seguridad son bajadas a una profundidad por lo menos entre 50-100 metros. Su función es detener el flujo del pozo en caso de una condición de emergencia. Hay dos tipos de válvulas de seguridad: - controlado en el pozo o sub-surface

controlled safety valves (SSCSV); instalado y recuperado por medio de operaciones de wire line en especiales landing niples;

- controlado en la superficie o surface

controlled sub-surface safety valves (SCSSV); pueden ser parte integral de la sarta de completación (tubing recuperable) o instalado en especiales landing niples provista de un control líne externo (wire recuperable).

Note 1. La profundidad a la cual se ubica normalmente la válvula de seguridad varia entre 50-100

metros (50-100 metros por debajo del fondo del mar para equipos en offshore). Aunque, hay situaciones donde puede ser necesario instalarlos a mas profundidad, por ejemplo:

- cuando el equipamiento a ser instalado en el pozo (como las varillas de producción

(sucking rods)) puede obstaculizar su funcionamiento; - cuando necesita ser posicionado fuera o lejos de las formaciónes de hidratos o de los

depósitos de parafinas. En estos casos, para la válvula de control en el pozo (SSCSV) es suficiente posicionar un

adecuado landing nipple a la correcta profundidad, o mas de uno con la posibilidad de un futuro ajustamiento; mientras que con la válvula de control en superficie (SCSSV) es necesario usar una válvula del tipo especial llamada "deep set".

2. Tests y checks: la norma API RP 14B / ISO 10417 previene que la válvula de seguridad

debe ser testeado cada seis meses.

SCSSV

Control line



2.6.1. Sub-surface controlled safety valves (SSCSV) (Válvulas de control en el pozo) El mecanismo de cierre esta constituido de una esfera (ball) o de un flapper que bajo condiciones normales se mantiene abierto por un resorte calibrado. La válvula puede ser de dos tipos: - diferencial; cierra cuando la presión

diferencial en la válvula excede un cierto valor a causa del incremento del flujo: el flujo en el tubo mueve la válvula hacia arriba venciendo la fuerza (resistencia) del resorte y moviendo hacia la posición de cierre a la esfera o flapper;

- pressure operated: esta provisto de una

cámara precargada que presiona al resorte moviéndolo a la posición de cierre.

La válvula cierra cuando, por alguna razón, la presión en aquel punto desciende a un valor mas bajo que el valor de la precarga.

Con respecto a las válvulas diferenciales, las válvulas pressure operated tienen la ventaja de no ser afectadas por el tipo de flujo y son fácilmente calibradas. Así, estas son particularmente apropiadas para pozos de bajos rates de flujo y/o baja presión y cuando el flujo no es predecible (gas con agua o influjo de hidrocarburo, o crudo con variable GOR). Ambas válvulas deben ser recuperados para permitir la operación de wireline o operaciones de coiled tubing en el pozo y cuando requiere operación adicional. Resumiendo, para la válvula de seguridad controlada del pozo - SSCSV:

Ventajas Desventajas

- son del tipo "recuperable por wireline ", lo que significa que ellos pueden ser recuperados en algún momento para un chequeo si es necesario;

- con la inserción de mas de un niple en

la sarta de completación las válvulas pueden fijarse a diferentes profundidades dependiendo de las condiciones del pozo o para evitar el fenómeno de erosión causado por el flujo turbulento;

- son relativamente económicos.

- están normalmente abiertos; - provoca una restricción al pase del flujo con la

consecuente turbulencia que puede determinar problemas de erosión;

- deben ser recuperados cuando otros equipos

necesitan ser bajados al pozo; - requieren una calibración precisa que varia con

las condiciones de flujo del pozo;

- la presencia de depósitos de parafina y asfaltenos pueden impedir las operaciones de recuperación.

Válvula pressure operated

Válvula diferencial



2.6.2. Surface controlled sub-surface safety valves (SCSSV) (Válvulas de control en el superficie) Las válvulas son accionadas por una fuente externa al pozo y por eso no son afectadas por el tipo de fluido o caudal. El panel de control hidráulico esta conectado al sistema de seguridad especialmente preparado ( presostato, plug de fusibles, alarma para la presencia de gas y/o fuego). La presión hidráulica en la control line (la cual corre paralela al lado del tubing) acciona la válvula (del tipo de fail-safe) y la coloca en posición de apertura. La ausencia de la presión de control hace que cierre la válvula que es del tipo fail-safe. El sistema de cierre puede ser de dos tipos: • tipo bola, que en posición de cierre

limita la posibilidad bombear dentro del pozo

• tipo flapper, es mas confiable y

permite, en el caso de mal funcionamiento de la válvula, bombear dentro del pozo.



Válvula tipo flapper El tipo flapper esta compuesta esen-cialmente de:

- un flapper - un resorte de flapper - un cilindro - un power spring (resorte de fuerza),

enrollado alrededor del cilindro. Apertura: durante las operaciones normales el flapper es mantenida en posición de apertura por la presión hidráulica que el panel de control de superficie, a través de la control line, mantiene sobre el cilindro provocando la compresión del power spring. Cierre: en caso de emergencia el control de panel coloca la control line en posición de descarga para que el power spring (resorte de fuerza) pueda colocar la válvula en posición de cierre, que es la posición normal para una válvula fail-safe.

Válvula tipo bola Las válvulas de seguridad de tipo bola también del tipo fail-safe (normalmente cerrada); están compuesta de:

- una esfera con hueco central - un resorte - dos pernos(o pines) laterales - un mandrel con levas .

Apertura: la presión hidráulica de la superficie acciona el mandrel que vence la resistencia del resorte (power spring) rotando la bola en posición de apertura. Cierre: en ausencia de presión el resorte mantiene en posición de cierre a la esfera (fail-safe cerrado). .

Spring flapper Flapper

Cilindro

Power spring



Resumiendo para la válvula de seguridad controlada en la superficie - SCSSV:

Ventajas Desventajas

- normalmente cerrada - fail-safe; - garantiza un pasaje largo hacia el pozo(full

bore para el tubing recuperable) y por lo tanto permite bajar al pozo otro equipamiento;

- son acionados por el sistema de seguridad

de superficie y por lo tanto su intervención no es afectada por las características de flujo del fluido producido;

- si son del tipo "tubing recuperable", en el

caso del mal funcionamiento del circuito hidráulico, ellos pueden ser bloqueados en la posición de apertura, reactivandose su la función mediante la inserción de una válvula de seguridad adicional que puede ser del tipo controlado en el pozo (SSCSV), y también si se requiere del tipo controlado en superficie (SCSSV);

- crearan una barrera confiable en términos

de well control.

- son mas costosas y requieren de un (cabezal) well head que permita el pasaje de la control line; una vez que la profundidad de sentado ha sido definido, ello puede ser cambiado solo después del workover;

- si se daña la control line, se puede

reparar (después de bloquearlos en posición abierta) con un equipo de workover;

- si estan en "tubing recuperable" alguna

falla podrían tenerse en puntos precedentes (si ellos son del tipo "wireline recuperable" el workover es necesario solo en el caso de daño de la control line.);

- en el tipo "wireline recuperable", a veces

el diámetro interno puede impedir el pase de cierto equipamiento, requiriendo en tal caso la extracción temporal.

La tendencia actual es la de emplear la válvula SCSSV de tubing recuperable, tipo flapper.



2.7. DISPOSITIVOS DE CIRCULACION/COMUNICACION El dispositivo de circulación/comunicación es instalado en la sarta de completación encima del packer (completación simple) o entre dos packers (completación selectiva y/o múltiple). Ello permite la comunicación entre el interior y el exterior del tubing. Estos dispositivos son indispensables: - en la fase de matado/acondicionamiento

del pozo antes de iniciar un workover, - para abrir o cerrar el flujo de los diferentes

niveles de productividad durante las completaciones múltiples.

Los dispositivo de circulación/comunicación pasan del estado de cierre a la comunicación por medio de la operación de wireline. En la fase de apertura, la presión en el tubing debe ser ligeramente superior respecto al del anular, para prevenir que la slick line (lisa) sea violentamente expulsada hacia arriba por la diferencial de presión que se manifiesta en el momento de la apertura. Esencialmente son de dos tipos: - válvula de circulación - niple perforado.

Nota Actualmente es preferido no insertar la válvula de circulación encima del packer, para evitar puntos

de posibles perdidas, debido a la presencia de elastomeros. La ausencia de dispositivos de circulación/comunicación, requiere la perforación del tubing o

seguir procedimientos especiales para matar el pozo.

Niple perforado

Válvula de circulación



2.7.1. Válvula de circulación La válvula de circulación esta compuesta de: - un cuerpo externo con hilos en los extremos

para ser insertado dentro de la sarta de completación, con hueco/ventana ( con sellos arriba y abajo) en la parte central;

- una (camisa deslizable) sliding sleeve

(insertada en el interior del cuerpo) con agujeros, con un contorno formado, donde un especial instrumento de wire line (shifting tool) se opera desplazándolo hacia arriba o hacia abajo. Alineando los huecos con la aberturas sobre el cuerpo de la válvula (circulación) o hacia abajo (cierre).

Su ventaja es que te garantiza un full bore y si mas válvulas están siendo usadas en la misma completación se puede operar selectivamente. La desventaja es que el número de movimientos puede estar limitado al uso de la empaquetadura (sello).

2.7.2. Niple perforado El niple perforado (agujereado) no es mas que el landing niple perforado e insertado apropiadamente en la sarta de completación. El aislamiento con el lado externo ocurre mediante la inserción de una camisa con sello para aislarla de los agujeros. Las desventajas son que reducen el diámetro interno, pueden causar turbulencia del flujo con la posibilidad del fenómeno de erosión, y no permiten la selectividad. La ventaja es que la camisa puede ser reemplazada en caso de liqueo.

Sello de cierre

Sliding sleeve

Cerrada

Huecos

Sello

Camisa



2.8. LANDING NIPPLES Son niples con hilos de longitud entre 40 y 70 cm (o mas largo, dependiendo del diámetro) que esta insertado en la sarta de completación de la que llega a ser una parte integral. Estan internamente formados para el alojamiento y el anclaje de los variados tipos de equipamiento de control de flujo, bajándolos con wire line. El equipamiento de sellado hidráulico es garantizado por los sellos especiales que están fijados (sentados) en un área rectificada del landing nipple. La función de los landing nipples es la de permitir la operación con wire line, y en especial pueden alojar anclajes específicos de mandrils con herramientas especiales para: - realizar tests a los tubings y/o sentar packers; - posicionar tapones de fondo (tapones positivos) para excluir ciertos niveles o para

facilitar la operación de matar el pozo durante un workover (tapones de circulación); - instalar válvulas de seguridad; - instalar reguladores de presión o bottom chokes - anclar colgadores de bomba para colgar registradores de presión de fondo (memory

gauge).

2.8.1. Tipologia Desde que más landing nipples pueden ser insertados en una sarta, será necesario escoger con cual trabajar (selectividad). Existen esencialmente dos tipos de landing nipples: - los landing nipples selectivos; dan el

mismo diámetro interno, la selectividad se realiza a traves de un dispositivo de bloqueo mecánico (sobre el funcionamiento de la herramienta o sobre el seguro);

- los seating nipples; aca la selectividad

afecta al diámetro interno, porque estan basados en el principio "no-go"(no pasa), para que en el pozo tengamos un arreglo telescópico de los landing nipples. El número en el pozo es limitado por la necesidad de dejar un cierto diámetro para permitir el pase del equipamiento de wireline (memory gauges, logging tools, tubing puncher/cutter, drills, etc.).

Nota El número de landing nipples presentes en el pozo estan limitados por la necesidad de reducir la caída de presión en el tubing durante la producción del pozo para obtener el máximo rate posible.

Seating nipple

Selective landing nipple



No-go nipples Los no-go-nipples pertenecen a un grupo diferente, que presentan una reducción del diámetro y cuyas funciones son: - alojar el "bomb hangers" para sostener al

memory gauges en el fondo durante la prueba de producción prolongada. Ello permite operar sin dejar el cable en el pozo y por tanto mantiene la posibilidad de utilizar algun sistema de seguridad;

- evita caídas accidentales de herramientas al fondo del pozo mientras se baje/saque herramientas durante la operación de wireline.

Ellos deben ser insertados debajo de todos los landing nipples que tienen el mismo diámetro nominal. Nota La limitación del diámetro puede representar un obstáculo para intervenir equipos(rig less) de

diferentes tipos. Por esa razón ellos están insertados en la parte baja de la sarta, normalmente es colocado en la base del packer (tail pipe), permitiendo si es necesario el corte del tubing justo sobre aquel punto (tubing cutter), restableciendo el fullbore.

2.9. SIDE POCKET MANDRELS Los Side pocket mandrels son nipples que tienen un pocket (bolsillo) sobre el lado equipado como landing receptáculo sobre el cual se colocara un mandril especial. El side pocket tiene un hueco comunicado con el lado exterior donde puede ser instalado: - válvula ciega (dummy valve), y en este caso el

side pocket mandrel trabaja como una herramienta de comunicación;

- válvula de gas lift; - válvula de inyección química (en este caso

puede ser instalado una control line). Los side pocket mandrils tienen las siguientes ventajas: - garantizan el fullbore - no hay limitación en el número de uso Sus desventajas son: - costo elevado - requiere herramientas especiales (kickover tool)

para fijar/recuperar la válvula; - dificultad de recuperación en pozos con

producción de arena; - poco apropiado en pozos desviados por la

dificultad relacionada al uso del kickover tools

Limitación del diámetro

No-go nipple

Válvula

Side pocket

Hueco externo



2.10. BLOW OUT PREVENTER (BOP) El equipamiento de seguridad (Blow Out Preventer) es instalado sobre el wellhead para prevenir algun flujo descontrolado del pozo. Durante las diferentes fases de workover y completación, el BOP es instalado sobre la brida del tubing spool después de matar el pozo y la remoción del Xmas tree. Cuando se trabaja con equipamiento de wireline o de coiled tubing sobre un pozo completado y en producción, se instalan BOPs especiales sobre el Xmas tree. Durante la fase de completación y de workover el BOP constituye la barrera mecánica, que puede controlar alguna eventual manifestación del pozo que ha tenido lugar después de superar la primera barrera (hidráulica) consistente en la gradiente del fluido de completación del pozo. El tipo de BOP que esta montado sin el Xmas tree, se dice, que es el BOP instalado al inicio de la primera completación y durante todas las operaciones de workover, y es la misma utilizada durante la perforación. La presencia del BOP sobre el pozo no constituye una situación final (permanente), es temporal y es necesario durante la situación donde se debe operar sin el Xmas tree (completación y/o workover). Normalmente la primera completación es un apéndice de la fase de la perforación y por lo tanto, utilizan el mismo tipo de equipo, el mismo stack BOP, con la inserción de un spool de conexión con el tubing spool. Durante los siguientes workovers, por alguna razón podría ser necesario durante la vida productiva del pozo, que el equipo sea podría mas pequeño y la medida de la subestructura podría no permitir el uso completo del stack BOP.

2.10.1. Configuración y características Para la configuración del BOP se recomienda: - hasta 5,000 psi, stack BOP con 2 sets de rams

(1 pipe rams + 1 blind/shear rams) + 1 BOP anular; - para 10,000 psi, stack BOP con 3 sets de rams

(2 pipe rams + 1 blind/shear rams) + 1 BOP anular; - para 15,000 psi, stack BOP con 4 sets de rams (3

pipe rams + 1 blind/shear rams) + 1 BOP anular. En el caso de completación dual los pipe ram deben poder cerrarse sin aplastar los tubings, asi en el stack BOP ira insertado una serie de rams auto-alineados (self-alignment rams).



Nota No siempre es posible instalar completo el set de BOP, en particular si el campo es antiguo y

depletado, o poco profundo con relativa baja presión, las operaciones de workover serán efectuados con equipamiento mas pequeño y de menor potencial, lo que no permitirá el uso de stack BOP mas grande. Sin embargo, siempre se recomienda que se utilicen al menos un BOP doble(pipe rams + blind rams) y un BOP anular. Lo importante es que su presión de trabajo pueda soportar la máxima presión del pozo.

• La presión de trabajo de los BOPs debe ser la adecuada para el pozo sobre el cual va a ser instalado y tener un diámetro interno que permita el pase del equipamiento y que ello quede montado.

• Todos los BOPs deben ser equipados con un sistema de bloqueo.

• Un set de pipe rams debe ser instalado bajo los shear rams.

• La mínima distancia entre los shear rams y los hang off pipe rams sera de 80 cm (30").

Nota En las nuevas regulaciones los shear rams reemplazan a los blind rams. Cuando el circuito hidráulico no tiene suficiente presión, ello debe ser instalado sobre un

preventor singular alimentado por un circuito hidráulico separado, provisto de un booster(propulsor-unidad hidraulica), porque los shear rams requieren de una presión superior para ser activada.

• La configuración de la choke line debe permitir la circulación a través de la sarta cortada.

• Cada choke y kill line debe ser equipada con una válvula hidráulica mas una válvula mecánica.

• El diámetro mínimo para la choke line es 3", mientras que para la kill line es 2".

• Para presiones superiores a 10,000 psi la linea debe ser fijada.

2.10.2. Test

El test del BOP debe ser realizado después de la instalación (antes de iniciar las operaciones) y periódicamente, cada 7-15 días (norma API: no superior a 21 días) a una presión igual o al menos el 70% de la presión de trabajo). Durante el test los siguientes componentes son usados: • cup tester, si la presión de

reventazón(burst-interna) del casing lo permite;

• especiales testing tools se insertara en el tubing spool (plug tester).

Plug tester

Cup tester



2.11. TOP DRIVE

El "top drive" es usado principalmente en equipos de perforación pero ello puede ser utilizado tambien en algunas operaciones de workover. Cuando el "top drive" es utilizado, el kelly y las cuñas de agarre y sostén no son necesarios porque la sarta es impulsada directamente por un motor hidráulico o eléctrico. Para bajar dentro del pozo o recuperar la sarta, un elevador tradicional puede ser usado, que es parte del sistema, tanto como las herramientas para enroscar y desenroscar tubería: las conexiones son fáciles y sobre la mesa de trabajo no hay elementos en rotación aparte de la tubería.

En el top drive hay dos (2) válvulas que interceptan el flujo hidráulico (kellycock o Inside BOP - IBOP). Las dos IBOP están separadas por una pequeña sección (spacer sub); la válvula superior es controlada hidraúlicamente a distancia, mientras que la válvula inferior se cierra manualmente usando una llave hexagonal (Allen wrench).

2.11.1. Procedimiento en caso de kick Durante un kick, el top drive permite una mas rápida intervención porque el perforador, sin la ayuda del personal del equipo, puede conectarlo a la sarta y al sistema del circuito de lodo y mantener la situación bajo control: presión, pulling, rotación y circulación. Si un kick ocurre durante la operación, los siguientes procedimientos son recomendados: • a la primera señal de un kick interrumpir la operación • insertar la cuña y apretar la conexión superior • cerrar el BOP • registrar la presión del drillpipe y del casing • aplicar el procedimiento de control de pozo aplicando la mas apropiada.

Spacer sub

IBOP superior

IBOP inferior



3. PROCEDIMIENTOS DE TRABAJO EN CONDICIONES SEGURAS

3.1. INFORMACIÓN SOBRE EL POZO

3.1.1. Datos del pozo Antes de iniciar las operaciones en el pozo, se debe preparar el programa de trabajo donde se indicar los datos esenciales para poder operar: • tipo de completación (simple, dual, ... ) • tipo y característica del fluido del packer • presiones estáticas y dinámicas en la cabeza y en el fondo del pozo • dimensión y clasificación (rating) de el well head y de todo el embridado • profundidad y dimensión de los diferentes casings con el relativo nivel del cemento y

los intervalos perforados • dimensión, características y profundidad de sentado de los packers, tipo de unión y

tipo de acero de los tubings. • wireline tools, landing nipples, válvulas de seguridad: características, cantidad y

profundidad • tipo de hidrocarburo en el pozo y capacidad de producción. Antes de iniciar las operaciones, en base a la información sobre el pozo, el encargado de la operación (supervisor) deberá verificar: 1. las características del fluido del packer para establecer si:

- su densidad es apropiada para operaciones de matar el pozo - su densidad es demasiada baja (no mata el pozo el peso del packing fluid) - su densidad es demasiada alta y podría causar absorción peligrosa debido a la

depletación de la formación. Cada situación requiere un diferente procedimiento; 2. la presión de reventazón del tubing y del casing, y el máximo tiro a que puede estar

sujeto el tubing; 3. el tipo de formación: porosa o fracturada, y los valores relativos de la presión de

formación y la presión de fractura.



Hoja de datos de well head



Hoja de datos de well completación



3.1.2. Situación del pozo En el programa de trabajo, además de la información sobre las condiciones físicas del pozo, deberá ser indicado también la razón (causa) por la cual se interviene: - por causa del pozo; reemplazo del tubing, del packer, etc... - por causa de la formación; cambio de nivel, nivel aislado, etc. Alguna situación de presión anormal y de peligro que se podría encontrar especialmente durante la primera fase de la operación debería se registrado. Ello podría ser: - presión atrapada - presión en el anular - presencia de sulfuro de hidrogeno Estas situaciones están descritas en el capitulo " Complicaciones Operativas"

3.1.3. Operaciones y controles preliminares Antes de iniciar las operaciones de workover sera necesario verificar la condición actual del pozo. Estas verificaciones pueden ser realizadas antes de trasladar el equipo de workover y comprende: a. calibración, realizada con wireline,

para verificar: - la profundidad actual del pozo - la presencia de algún taponamiento

en los perforados - el libre pasaje al interior del tubing

En adición, el registro de un perfil estático de presión, nos permitirá conocer la presión actual de fondo y el tipo de fluido dentro del tubing;

b. a través del acceso a las válvulas

sobre los spools, verificará alguna posible presencia de presión anormal en los varios anillos del pozo.



3.2. PROCEDIMIENTOS PARA MATAR EL POZO

3.2.1. Procedimiento de operación Para preparar el pozo para workover con la plataforma, la siguientes recomendaciones deberan ser seguidos: 1. Colocar en seguridad a todo el pozo en la plataforma cerrando la válvula de seguridad

del fondo, el actuador del Xmas tree y desfogando el sistema de control 2. Matar el pozo que es objeto de la operación de workover 3. Cerrar la válvula de seguridad y instalar la BPV (back pressure valve) en el tubing

hanger 4. Remover el Xmas tree y instalar y probar el BOP 5. Recuperar la BPV y instalar la sarta de maniobra (running/pulling string) sobre el tubing

hanger 6. Abrir la válvula de seguridad, abrir la válvula de circulación y circular para acondicionar

el pozo y recuperar algún influjo de fondo. Si no hay válvula de circulación, será necesario perforar el tubing con el tubing puncher (escopeta).

7. Desanclar el(los) packer(s) y recuperar la completación. A veces no es simple recuperar el packer, porque no puede ser desanclado o porque

se trata de una completación compleja con mas de un packer, por lo que se recurre al corte de la sarta.

Recupero del packer



Matar el pozo se entiende como la operación en la cual se reemplaza el fluido de formación presente en el tubing con el fluido de completación/workover (o killing fluid) a una densidad tal que contrabalancee la presión de la formación, para que al final de la operación la presión en cabeza llegue a cero. Para matar el pozo normalmente se utiliza un fluido con las mismas características que las del fluido de completación precedido de un colchón viscoso para limitar la contaminación con el fluido del pozo. Para matar el pozo existen básicamente tres procedimientos:

• Circulación • Bullheading • Lubricar y desfogar

Los métodos para matar el pozo son aquellos aplicados en las actividades de control de pozos durante la perforación.

3.2.2. Circulación La circulación (con el Bullheading) es el método mas comúnmente usado para matar pozos; ello viene después de algún otro método aplicado, porque el pozo puede declararse bajo control solo después de terminar una circulación de acondicionamiento. El killing fluid es bombeado a la densidad requerida en circulación reversa(casing-tubing) hasta un acondicionamiento completo(densidad de ingreso del fluido es igual al de salida y la presión de cabeza es igual a cero). Una vez que el pozo ha sido acondicionado en circulación inversa, antes de proceder con la siguiente operación es necesario realizar una circulación directa (tubing-casing) y luego hacer un flow check.

Circulación reversa

Pres. cabeza

Densidad fluido ingreso=salida



En la completación dual, circular: - primero el long - short abriendo la

válvula de circulación entre los packers; - luego el annulus - short abriendo la

válvula de circulación respectiva insertada encima del packer superior o usando el tubing puncher (escopeta).

1. Preparación del diagrama

Calcular la capacidad del tubing y preparar un diagrama teórico indicando: - en la abscisa la capacidad a ser llenado, expresado en número de strokes de la

bomba (stk); - en la ordenada la presión leída en la cabeza del tubing/sarta. Sobre el diagrama teórico la presión será el máximo (SITP) con los strokes de la bomba = 0, mientras será 0 psi con strokes de la bomba igual a la capacidad de llenado.

2. Apertura de la válvula de circulación

La circulación del flujo deberá atravesar la válvula de circulación (o ported niple colocado encima del packer ) instalada durante la completación y será controlada por un choke hasta que todo el hidrocarburo sea recuperado/descargado. Si durante la fase de completación no se habia previsto una herramienta de circulación, es posible balear el tubing (tubing puncher). Antes de abrir la válvula de circulación o balear el tubing es necesario balancear las presiones ingreso/salida.

3. Circulación reversa

Proceder con caudal constante y circular por el choke. Durante la circulación controlar el volumen bombeado y recuperado para verificar alguna posible absorción del pozo. Circular 'bottom up' , realizar un flow check y si es necesario aligerar el fluido durante la circulación.

4. Circulación directa Después de la circulación reversa es necesario realizar una circulación directa para completar el acondicionamiento del pozo.

Circulaciónlong-short

Apertura válvula



3.2.3. Bullheading El Bullheading consiste en bombear en el pozo una cantidad de fluido (killing fluid) que es al menos igual al: Volumen del tubing +volumen debajo del packer Haciendo que la formación absorba el fluido que esta en el tubing. La presión de superficie más la presión hidrostática del killing fluid debe ser siempre inferior al valor de la presión de fractura. Este método es usado para matar el pozo antes de iniciar un workover y para trabajos de acidificación y/o lavados de diferentes tipos. En condiciones particulares, puede ser usado para controlar el pozo en el caso de un kick . En el caso de matar el pozo el procedimiento es siempre seguido de una circulación directa de acondicionamiento.

Nota 1 La técnica del Bullheading puede ser aplicada durante la perforación cuando, en el caso, que

se teme que ha penetrado un colchón conteniendo H2S y que todo el equipo instalado en superficie no es el apropiado para manipular con seguridad este gas.

Nota 2 Antes de realizar una circulación directa, es necesario abrir la válvula de circulación arriba del

packer.

Para una ejecución correcta el siguiente equipo es necesario: - una unidad de bombeo a bajo caudal y alta presión (unidad de cementación); - un sistema preciso para el control del volumen bombeado (tanque calibrado-cubicado) - volumen de reserva en el circuito de lodo, para poder afrontar alguna exigencia, en

general se deberá alcanzar un equilibrio al matar el pozo y una ligera sobrepresión sobre la formación.

Si el fluido (killing fluid) es lodo y no salmuera, bombear primero un colchón de salmuera para evitar la contaminación del lodo para no dañar la formación. En el caso de formaciones despresurizadas (depletadas), o en el caso de alta absorción, se recomienda el uso de reductores de perdida (circulación) que no dañen las formaciones.

Estimulación ácida / Lavados

Control del pozo

Killing



Procedimiento recomendado 1. Calculo del volumen bombeado

Determinar el volumen exacto del killing fluid para bombear y prepararlo a la densidad requerida.

2. Inicio de bombeo

Iniciar el bombeo aumentando gradualmente el caudal hasta alcanzar el valor de la presión en donde la formación inicia la absorción.

3. Completamiento del volumen

Continuar el bombeo al máximo caudal, sin interrupciones, hasta que el volumen completo haya sido bombeado. Durante el procedimiento completo:

- monitorear la presión de cabeza y verificando si, después de alcanzar el máximo

valor cuando el pozo inicia la absorción, luego se inicia un decrecimiento proporcional al volumen de fluido bombeado hasta reducirlo a cero. Si presiones altas son detectadas, parar el bombeo y mantener la presión final hasta que reduzca a cero o estabilice;

- controlar la presión en el casing y en el caso de una completación dual, chequear la

segunda sarta. Este método es mas efectivo si la sección perforada no es muy larga, y la máxima atención debería ser puesta en evitar el fracturamiento de la formación y principalmente recordar que entre el packer y el zapato del ultimo tubo(tail pipe) bajo el packer, queda atrapado un colchón de gas.

Nota Los mejores resultados pueden ser obtenidos cuando el fluido a ser desplazado es gaseoso y cuando la formación es altamente permeable.



Tendencia de la presión Durante la fase de bombeo la presión de cabeza (PT) no deberá (a menos que el tipo de operación no lo requiera) exceder un valor tal que haga que la presión de fondo (PB) cause la fractura de la formación (PFR):

PF < PB < PFR donde :

PB = ( PT + PH - ∆P) PT = Presión de cabeza PH = Presión hidrostática del fluido en el tubing y del fluido bajo el packer (PH = PHmud + Phgas) ∆P = Perdida de presión en el interior del tubing En la fase inicial, la presión de cabeza aumentara hasta alcanzar un valor máximo cuando el pozo inicia la absorción. Una vez que el punto de absorción es excedido, la presión de cabeza decrecerá (por el incremento de la carga hidrostática) proporcionalmente al volumen de fluido bombeado hasta reducirse a cero.



Limitación del caudal de la bomba Durante la circulación, es recomendable bombear al máximo caudal para reducir la migración del gas hacia la superficie. La determinación del máximo caudal de circulación esta limitado a: - presión de fractura de formación - presión de bombeo máximo - fricción del fluido y caudal - presión hidrostática y volumen bombeado - presión de reventazón(interna) y de colapso del equipamiento. Ejemplo numérico Presión del tubing SITP = 400 kg/cm2 Presión de formación PF = 491 kg/cm2 Densidad de fractura DFR = 1.65 kg/l Profundidad del packer Hp = 4520 m Prof. del zapato del tubing Hs = 4530 m Profundidad del tope sup. de los perforados HT = 4550 m Profundidad del tope inf. de los perforados HB = 4600 m Capacidad del casing Cc = 19.38 l/m Capacidad del tubing Ct = 3.02 l/m Volumen del tubing Ctot = 4.21 l/m Presiónde reventazón del tubing Pm = 950 kg/cm2

Nota La tendencia de la presión hidrostática en el gráfico, muestra que durante las operaciones Bullheading la presión debe decrecer en función del volumen bombeado de salmuera en el tubing. Si ello no sucede, se deberá a las siguientes posibles razones: a la reducción de la permeabilidad de la formación o a la velocidad de migración del gas que es igual que la salmuera.

Los factores que afectan al fenómeno de migración del gas son: viscosidad relativa y densidad de los fluidos involucrados, geometría del tubing y cantidad de gas involucrado.

Hp = 4520

HT = 4550

(brine)



3.2.4. Lubricar y desfogar (Lubricate and bleed) El Lubricate and Bleed (bombeo y descarga alternado) consiste en la descarga progresiva de gas del pozo reemplazándolo con un lodo de densidad adecuada a fin de :

• mantener la presión de cabeza siempre debajo del valor máximo tolerable para el equipamiento;

• mantener siempre el valor de la presión debajo de la presión de fractura. Este procedimiento debe ser aplicado en las siguientes situaciones: - para matar un pozo de gas - baja permeabilidad de formación que no permite absorción - imposibilidad de circular en el fondo - limite de la presión de trabajo del equipamiento de cabeza - situaciones donde otros métodos no pueden ser aplicados

Nota La técnica de lubricación es también usada como un complemento del método volumétrico,

para expeler el colchón de gas de debajo del BOP, manteniendo la presión de fondo constante.

Para la ejecución correcta de la operación es necesario:

Desfogue de gas

Espera de la migración del

gas

Bombeo del lodo

Presión de cabeza < Valor

máximo tolerable para el

equipamiento

Presión de fondo <

Presión de fractura



- determinar la densidad exacta y el volumen de lodo a ser bombeado, recomendándose

para este propósito el uso del trip tank o del tanque de la unidad de cementación; - use un choke manual para un mejor control de descarga del influjo de gas en el

quemador. Procedimiento 1. Preparación

Definir el rango de presión que permite una presión de fondo igual o ligeramente superior al de la formación e inferior al de fractura y evitar entonces el ingreso de nuevo fluido durante la operación. Calcular: - densidad del lodo - incremento de la carga hidrostática requerida y permitida - carga hidrostática para el volumen de lodo inyectado.

2. Bombeo del lodo

Bombear el lodo a través de la kill line hasta que el valor de la presión requerida (prefijado) es alcanzada, y basado en el volumen bombeado, calcular el correspondiente incremento en la carga hidrostática.

3. Esperar la migración del gas

Esperar a que el lodo o salmuera descienda por gravedad al fondo y al gas que ascienda hasta la cabeza del pozo(wellhead). La presión en la cabeza del pozo se incrementara en un valor casi igual a la presión hidrostática del lodo bombeado. Usando salmuera en vez de lodo la operación toma menos tiempo porque el gas ascenderá mas fácilmente.

4. Descarga del gas

Descargar el gas por el quemador a través del choke hasta que la presión de superficie se reduzca en un valor igual a la suma entre el aumento de presión en superficie y el aumento de la presión hidrostática relativa al colchón de liquido bombeado. No descargar líquidos porque la operación podría requerir mas tiempo.

Repetir el procedimiento hasta que el gas este completamente expulsado.

El pozo puede considerarse bajo control después de que una circulación completa de acondicionamiento ha sido realizado (reversa y directa).



3.3. EXPULSIÓN DEL COLCHÓN BAJO EL PACKER Al final de la operación de matar el pozo, queda atrapado un colchón de gas o petróleo bajo el packer. Después de desanclar el packer, es necesario expulsar este colchón, operación que si no es realizada con la necesaria atención puede producir serios inconvenientes en la seguridad del pozo. Para expulsar el colchón de debajo del packer es necesario realizar: - una circulación reversa para expulsar

el gas; - seguido por una circulación directa

para completar el acondicionamiento del pozo.

Nota La circulación reversa (anular -

tubing/pipes) siempre es prevista en workover después de matar el pozo con la técnica del bullheading y también cuando es necesario expeler rápidamente el colchón del fondo; situación típica que ocurre después de desanclar el packer.

3.3.1. Circulación reversa 1. Inicio de la circulación reversa

Accionar la bomba gradualmente con un caudal creciente, monitoreando la presión de circulación y el flujo de retorno del tubing que indica que el proceso de comunicación / circulación ha empezado. Incrementar el número de strokes por minuto hasta que el caudal programado sea alcanzado y al mismo tiempo operar el choke del tubing. El valor alcanzado en el casing es la presión de circulación (ICP) y garantizará un sobrebalance sobre la formación.

2. Circulación reversa

Durante la circulación, los siguientes valores deberán ser monitoreados y mantenidos constantes hasta la expulsión del colchón de gas: - la presión de circulación (operando el tubing choke) - el caudal de la bomba

Gas debajo del packer

Matado del pozo



3. Expulsión del gas

Cuando el colchón de gas alcanza la superficie y comienza a descargar, la presión en el tubing/pipes comienza a decrecer; es necesario intervenir sobre el choke para mantener el valor prefijado de la presión de circulación. Cuando el gas ha sido expulsado completamente, la llegada de fluido de completación al choke causara un incremento rápido de la presión del tubing; por lo tanto manipular el choke.

4. Fin de la circulación reversa

Una vez que el colchón de gas ha sido expulsado completamente reducir el caudal hasta pararlo. Controlar que no haya presión en el tubing y en el casing.

3.3.2. Circulación directa Al concluir la circulación reversa, solo después de una circulación completa por directa en el fondo del pozo, con el BOP abierto, el pozo será considerado bajo control y se podrá proceder con seguridad en las siguientes operaciones.

Nota La perdida de presión en el tubing varia en función de la densidad y de la viscosidad del fluido de

completación (salmuera o lodo), del diámetro interno, de la longitud del tubing y del caudal. Como una indicación, con salmuera, la perdida de presión (∆P) a lo largo del tubing será:

· tubing 2 3/8", 3 BPM, ∆P = 32 bar / 1000 m · tubing 2 3/8", 4 BPM, ∆P = 55 bar / 1000 m · tubing 2 7/8", 3 BPM, ∆P = 12 bar / 1000 m · tubing 2 7/8", 4 BPM, ∆P = 21 bar / 1000 m · tubing 3 1/2", 3 BPM, ∆P = 5 bar / 1000 m · tubing 3 1/2", 4 BPM, ∆P = 8 bar / 1000 m



3.4. SACADO DE CAÑERIA DEL POZO

3.4.1. Completación simple (single) • Despresurizar la sarta • Matar el pozo con el método Bullheading • Abrir la válvula de circulación (o puncher-balear) • Circulación reversa + Circulación directa • Flow check

o si el pozo fluye: controlar la densidad del lodo y repetir la circulación o si el pozo no fluye: continuar

• Cerrar la SCSSV (si hay) • Insertar la BPV y remover el Xmas tree • Instalar y probar el stack BOP • Recuperar la BPV y instalar la sarta de running/pulling sobre el tubing hanger • Abrir la SCSSV (si hay) • Circular y acondicionar o Si el packer es recuperable:

- desanclar el packer - realizar una circulación reversa y directa - extraer el packer

si el packer no puede ser desanclado: - cortar la sarta - realizar una circulación reversa y directa - extraer - proceder a moler y pescar-recuperar el packer

o Si el packer es permanente: - liberar el ancla del tubing

si se libera - realizar una circulación reversa y directa - extraer el tubing y moler el packer

si el ancla no puede ser liberada - cortar la sarta arriba de el ancla del tubing - realizar una circulación reversa y directa - extraer - pescar y recuperar de la sarta/ancla - moler el packer

• Continúe con el programa de workover



3.4.2. Completación dual o Sarta larga:

• despresurizar la sarta larga

• matar el pozo con el Bullheading o Sarta corta:

• despresurizar la sarta corta

• matar el pozo con el Bullheading

• abrir la válvula de circulación entre los dos (2) packers y circular de la sarta larga – hacia la sarta corta

• Realizar un flow check: - si el pozo fluye chequear la densidad del lodo y repetir la circulación

• Abrir la válvula de circulación sobre el packer superior en ambas sartas (o realizar un baleo) y circular corta - anular y luego larga - anular

• Realizar un flow check

• Cerrar la SCSSV

• Insertar la BPV sobre ambas sartas

• Desmontar el Xmas tree

• Instalar y probar el stack BOP

• Recuperar la BPV de ambas sartas y instalar una sarta running/pulling(tubo de maniobra) sobre ambas sartas

• Abrir la SCSSV en ambas sartas y circular sarta larga - corta y larga o corta - anular para acondicionar el lodo / salmuera.

• Instalar el equipamiento del dual spider y desanclar los packers: o Si los packers son liberados:

- reversar afuera el(los) colchón (es) debajo del (los) packer(s) - realizar una circulación directa para acondicionar el pozo - extraer

o Si los packers no son liberados: - cortar ambas sartas a alturas ligeramente diferentes - extraer (considerar la posibilidad de cortar y extraer las sartas uno a la vez) - recuperar el packer moliendo y/o pescando

• Continuar el programa de workover

Nota En el caso de moler el packer prestar atención a la expulsión del colchón de debajo del packer.



3.5. ABANDONO DEL POZO

3.5.1. Abandono temporal Puede suceder que por alguna razón es necesario abandonar el pozo y/o el equipo por un cierto tiempo (mas o menos largo). En tal caso debe proceder a colocar al pozo en seguridad. a. Abandono del pozo con el equipo

• Si el zapato ha sido perforado: - colocar un tapón de cemento alrededor del zapato (100 m. debajo y 50 m.

encima) - fijar un tapón mecánico (Bridge Plug) sobre el tapón de cemento

• Bajar al pozo una sarta para matar el pozo (kill string) de 500 - 1000 metros de

longitud con una válvula (cerrada) sobre la cabeza; • Manualmente cerrar las válvulas de la kill line y choke line y de los BOP rams.

• Si los BOPs son cerrados hidraúlicamente, activar el dispositivo del sistema de

bloqueo inmediatamente después del cierre. b. Abandono del pozo y remoción del equipo La remoción del equipo y el consecuente abandono del pozo es frecuentemente necesario cuando pozos juntos(cluster wells) están siendo perforados, sea en onshore y offshore, y cuando las operaciones de completación son programadas después de la fase de perforación. La situación es similar al abandono del pozo con el equipo, pero en este caso la sarta para matar (kill string) es bajada al pozo después de que los BOPs han sido desmontados y luego una master valve será instalada.

Instalación Master valve

Tapón mecánico Tapón de cemento

Desmontaje del BOP

Kill line



3.5.2. Abandono definitivo El abandono definitivo del pozo prevee el aislamiento con tapones de cemento y/o mecánicos (bridge plugs) de la zonas productivas (iniciando del hueco abierto), del zapato del casing y de liner hangers. El fluido de completación debe ser dejado en cada sección entre los tapones de cemento y/o tapones puente (bridge plugs). El fluido debe tener una densidad que balancee la máxima presión de formación del intervalo correspondiente, al momento del abandono.

• Hueco abierto Todas las zonas permeables deben ser taponeadas individualmente para evitar el flujo cruzado. El tapón de cemento cubrirá toda el área entre 50 m. debajo y 50 m. encima de aquella zona. La dureza del tapón debe ser probada descargando de 10-20 tons después de que el cemento ha fraguado.

• Zapato del casing Debe ser cubierto por un tapón de cemento de 50 m encima y debajo del zapato. • Zona baleada

Cada zona debe ser aislada individualmente con: - squeeze de cemento - bridge plug fijado aproximadamente 30 m. encima del tope de los baleados - tapón de cemento 50 m. encima del bridge plug. El posicionamiento del bridge plug y la dimensión del tapón de cemento, podría ser reducido en caso de interferencia con el intervalo superior. En casos particulares un tapón simple puede ser colocado de 50 m debajo del tope inferior de los perforados a 50 m arriba del tope superior de los perforados. Los anillos deberán ser cementados por al menos 100 m. dentro del zapato.

• Tapón de cabeza

Un tapón de 150 m debe ser colocado con el tope a 50 m del nivel de superficie.

• Corte de la columna (casing) En el caso de cortar el casing (o de los teste liners) sera necesario: - colocar un tapón de cemento 50 m debajo y 100 m encima del corte - verificar la consistencia del tapón descargando de 10-20 tons después del fraguado

del cemento

- antes de cortar el casing verificar la existencia de alguna posible presión en el anular.



3.5.3. Anular presurizado Las situaciones donde los anulares están bajo presión deben ser tratadas con la máxima atención. Las posibles razones son: - sobrepresión en el nivel de agua - infiltración de hidrocarburo siempre causado por la cementación mala o defectuosa. En ambos casos es necesario analizar el registro del pozo y el estado de la cementación del casing: a. si el cemento sube dentro del zapato del casing precedente: la presión en el anular es

la consecuencia de la mala cementación que formo canalizaciones; b. si el cemento no sube dentro del zapato del casing precedente: la presión viene de

alguna zona permeable que no ha sido cubierta.

Nota El cemento puede quedarse entre la conductora y el primer casing donde la subida del

cemento es difícil de lograr, por la presencia de zonas permeables superficiales.

Con el anular bajo presión será necesario acondicionar el fluido de completación en el interior del casing a una densidad igual a aquella de la fase relativa a la perforación, para que la presión de ingreso pueda ser contrabalanceada. Por lo tanto proceder del siguiente modo: • Perforar el casing encima del tope del cemento en base de las indicaciones de los

registros CBL-VDL-CET • Circular para el acondicionamiento in/out hasta reducir a cero todas las presiones. o si el cemento sube dentro del zapato (caso a); cortar el casing y continuar

colocando los tapones de abandono del pozo;

o si el cemento no sube dentro del zapato (caso b); re-cementar hasta sobre el zapato precedente.

Si no es posible re-cementar, efectuar algunos squeezes para aislar las zonas permeables, cortar el casing y continuar colocando los tapones de abandono del pozo.

4 -Procedimiento de well control en caso de un kick


4. PROCEDIMIENTO DE WELL CONTROL EN CASO DE UN KICK

4.1. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DEL POZO

4.1.1. Kick durante las operaciones de workover Normalmente, las operaciones de workover son realizadas en condiciones de pozo controlado porque la presión de fondo es conocida y el fluido de control tiene la densidad apropiada. Es posible, sin embargo, verificar la condición de kick o un pseudo-kick para situaciones particulares como: - circulación para la expulsión del colchón

de fondo y/o en el caso particular de intervalos perforados bastante grandes;

- rimado de tapones de cemento y logro de

niveles de sobrepresión;

Nota Debajo de los tapones de cemento (o

bridge plugs) puede acumularse un colchón de gas en sobrepresión debido a la migración del gas.

- efecto pistón durante la recuperación del

packer; - circulación después de liberar el packer en

pozos controlados(wells killed) con el bullheading.

Operaciones de workover

Densidad de fluido apropiada

Presión de fondo conocida

Peligro de kick



4.1.2. Procedimiento HARD SHUT-IN y procedimiento SOFT SHUT-IN Cuando el pozo inicia una descarga (incremento de volumen en tanques), los siguientes procedimientos son recomendados.

• Procedimiento de CIERRE DURO: (HARD SHUT-IN)

1. Cerrar el BOP anular o los pipe rams 3. Abrir la válvula hidráulica sobre la choke line El “choke manifold” debera de estar preparado, con el choke automatico cerrado.

• Procedimiento de CIERRE SUAVE: (SOFT SHUT-IN)

Asegurarse que el "choke manifold" este listo para enviar el lodo hacia las zarandas a través del choke automático, manteniéndolo medio abierto.

1. Abrir la válvula hidráulica sobre la choke

line 2. Cerrar el BOP anular o los pipe rams 3. Cerrar el choke automático (power Choke)

Nota El procedimiento indicado por el operador será el adoptado. La diferencia entre los dos procedimientos de cierre llegara a estar claro solo después de que

el stack BOP ha sido instalado.)

• Registrar las presiones estabilizadas en el tubing/drill pipes (SITP -Shut In Tubing

Pressure) y en el casing (SICP - Shut In Casing Pressure) y el incremento de volumen en el tanque.

• Proceder con el método de control de kick mas apropiado .

1

2 3

1

2



4.1.3. Durante las operaciones de completación Durante las operaciones de completación, un kick puede ocurrir debido diversas situaciones operativas. Normalmente, la situación mas difícil es cuando un pozo comienza a fluir sin una sarta en el pozo; por otro lado, la situación mas controlable es con una sarta en el fondo del pozo. Existen diversas situaciones que se reportan en las indicaciones guías:

• Completación simple • Completación dual

Completación simple (o con solo una sarta en el pozo) El cierre del pozo se refiere al procedimiento de CIERRE SUAVE (SOFT SHUT-IN) Si el pozo comienza a descargar 1. parar el viaje(maniobra) 2. instalar una lower kelly cock, con el apropiado x-over, en posición abierta y luego

cerrarla 3. abrir la válvula hidraulica sobre la choke line 4. cerrar el BOP anular 5. cerrar el choke ajustable(manual) 6. instalar el kelly o top drive y abrir la lower kelly cock. 7. registrar las presiones e iniciar el procedimiento de control del pozos.

Nota Si la presión en la cabeza del pozo es muy alta y no hay mucho peso en el pozo, colocar la primera conexión debajo de los rams y cerrarlos para prevenir que la sarta sea lanzada fuera del pozo..

Completación dual (dos sartas en el pozo) El cierre del pozo se refiere al procedimiento de CIERRE SUAVE (SOFT SHUT-IN) Si el pozo inicia la descarga: 1. parar el viaje (maniobra) 2. fijar la sarta corta(short string) al lado de la sarta larga(long string), enroscar un tubing

joint sobre la sarta larga (dejando la sarta corta) 3. instalar la lower kelly cock, sobre la sarta larga con la reducción apropiada en posición

de apertura y luego cerrarlo 4. bajar al pozo la sarta larga hasta que la sarta corta este debajo del BOP 5. abrir la válvula hidráulica sobre la choke line 6. cerrar el BOP anular 7. cerrar el choke ajustable(manual) 8. instalar el kelly o el top drive y abrir la lower kelly cock. 9. registrar las presiones e iniciar las operaciones de well control.

Nota La instalación preventiva de la lower kelly cock permitirá enseguida realizar la mas oportuna opción operativa.

La lower kelly cock debe ser mantenida en buenas condiciones, en posición de apertura y disponible sobre la mesa de trabajo. Las llaves para operar la lower kelly cock deben estar siempre al alcance de la mano.



4.2. METODOS DE WELL CONTROL

4.2.1. Método del Perforador El método del Perforador es considerado el método mas simple de control de kick porque no requiere de cálculos complejos y puede ser aplicado en diversas situaciones. Este método emplea una doble circulación:

• la primera circulación se realiza con el mismo lodo del pozo, hasta que el kick es expelido

• la segunda circulación se realiza con un lodo pesado, de densidad oportunamente

calculada, para restablecer el equilibrio hidrostático.

1° circulación

Lodo actual

2° circulación

Lodo pesado

Equilibrio hidrostático



Primera circulación

1. Calcular la presión inicial de circulación : ICP = SIDPP + PL

2. Iniciar el bombeo progresivamente, incrementando los strokes de la bomba hasta que

el valor de la PL sea registrado y simultáneamente regular el choke automático para mantener la SICP constante

Una vez que la bomba ha alcanzado el número de strokes programados, para mantener la presión de fondo constante es necesario: - mantener un número constante de strokes - mantener constante la ICP - no permitir que la densidad del lodo cambie (uniforme en todo el sistema) Durante la fase de transición la presión dentro de los tubos se incrementará gradualmente, por lo tanto la SICP debe mantenerse bajo control.

3. Una vez que el número de strokes ha sido alcanzado, verificar la presión de

circulación

Si el valor de la presión es igual al valor de ICP calculado en el punto 1 (ICP = SIDPP + PL), la situación es normal. Si el valor es ligeramente diferente, la situación puede ser considerada normal. La diferencia puede ser justificada por una variación de la eficiencia volumétrica de la bomba respecto al momento del registro de la PL. Si el valor es considerablemente diferente la situación es anormal: parar la bomba y mantener la presión del casing constante, encontrar la causa y solucionar el problema antes de proseguir.

4. Continuar la circulación hasta completar la expulsión del influjo mientras se

mantienen la ICP y el número de strokes de la bomba constantes. Alguna variación en la ICP, debido al principio de tubo en "U", puede ser compensado por la variación

inducida en la SICP a través del choke. En este caso debe recordarse que estas variaciones, alcanzaran el manómetro de presión en tubos

con un cierto retraso, debiendo recorrer todo el circuito hidráulico representado del pozo (la onda de propagación de la presión en el lodo se mueve a la velocidad de cerca de 300 m/s).

En la practica, esto implica que entre un ajuste de choke y uno sucesivo, un cierto tiempo debe

transcurrir para permitir a la presión transmitirse sobre el manómetro de la sarta. 5. Después de la expulsión del influjo parar la circulación y verificar que la

SICP = SIDPP

La condición SICP = SIDPP puede ser detectada con la bomba parada o trabajando. Para asegurarte el éxito de la operación, se para la bomba, cierras el choke y lees las presiones en la SIDPP y en la SICP estabilizadas. Si son iguales, significa que el fluido contaminante ha sido expulsado y ha concluido la primera circulación. Si la SICP es mas alta que la SIDPP, la circulación debe ser reiniciada para completar la expulsión del influjo. Si ellos son iguales pero, sus valores son mas altos de lo esperado, significa que cierta presión fue atrapada, cuando la bomba estuvo parada. Este exceso de presión debe ser descargada lentamente operando el choke manual. La confirmación de que la presión era realmente atrapada, se da por la disminución de la presión en tubos durante la descarga.



Segunda circulación 1. Preparar el lodo pesado

El KMD (Kill Mud Density) se calcula del siguiente modo:: KMD = OMD + SIDPP____

(0.052 x TVD) donde: OMD = Densidad del Lodo Original (actual)

TVD = Profundidad Vertical Total 2. Preparar los datos para la circulación

Preparar los datos para la circulación, significa tener listo: - el número de strokes de la bomba requerido para reemplazar al volumen de lodo en el interior de la

sarta (esto requiere la conversión del volumen interno de la sarta en número de strokes de la bomba) - colocar el contador de strokes en cero.

3. Circular para desplazar el lodo ligero de la sarta mientras se mantiene la SICP

constante.

Si al final de la primera circulación la bomba ha sido parada, es necesario encender la bomba nuevamente incrementando lentamente los strokes de la bomba hasta el valor de la PL , manteniendo constante la SICP operando el choke automático, hasta completar el desplazamiento del volumen interno de la sarta. Si la bomba no ha sido parada, la circulación continua con los mismos parámetros. En esta fase, el gradual incremento de la presión hidrostática debido al lodo pesado, producirá una disminución progresiva de la SIDPP, hasta llegar a cero, con la consiguiente disminución de la presión de circulación. Durante toda la fase, como en la primera circulación, el número de strokes de la bomba debe ser mantenida constante.

4. Leer la presión final de circulación (FCP)

El valor de la presión de circulación al final del desplazamiento del lodo dentro de la sarta, debe ser registrada y mantenida constante, durante todo el tiempo que sea necesario para desplazar el lodo del anular. El valor registrado debe ser comparado con el valor de la FCP previamente calculado con la siguiente formula:

FCP = PL x KMD OMD

Si todo el proceso es normal, los dos valores deben coincidir. 5. Completar la circulación hasta que el volumen anular sea desplazado, manteniendo

constante la FCP 6. Parar la circulación y chequear las presiones. 7. Si la situación es normal abrir el BOP, realizar un control estático (flow check),

acondicionar el lodo y reiniciar la actividad suspendida.

Nota Durante toda la operación de control de pozo se debe registrar con regularidad y con una cierta frecuencia (de 5/10 minutos) los siguientes valores:

- Presión de circulación - SICP - Strokes de la bomba (strokes / min. y acumulado) - Densidad del lodo (entrante y saliente) - Volumen en tanques - Posición del choke

El conocimiento de estos datos será muy útil para poder detectar las causas de eventuales anomalías durante el control del pozo.



Tendencia de las Presiones Los gráficos muestran las variaciones con el tiempo de : - la presión en tubos

(SIDPP), - la presión en casing

(SICP) - la presión en el fondo

(PB) - la presión de circulación durante las dos fases de control de un kick de gas con el “método del perforador”.

Los gráficos muestran la variación en función del tiempo de la:

- Presión en el casing (SICP)

- Presión hidrostática en el anular (PH)

- Presión de fondo (PB)

Se nota como la presión de fondo permanece constante. La disminución de la presión hidrostática en el anular, causada por la expansión del gas, es contrabalanceada por incremento igual de la SICP.



El hecho de que la SICP en el caso de un influjo liquido no cambia, no puede ser asumido para simplificar el control. La operación debe ser conducida, asumiendo que tenemos un influjo de gas. Por esta razón durante el control del pozo, luego de haber alcanzado los strokes adecuados de la bomba, es necesario controlar la presión del drill pipe (tubos) y no la presión del casing (SICP). Si la SICP es mantenida constante por error, en caso de un influjo de gas, la presión de fondo disminuirá, con un posterior ingreso de fluido de formación en el pozo.



4.2.2. Método Espera y Pesa (Wait and weight) El método consiste en esperar, antes de iniciar el control del pozo, el tiempo necesario para preparar una cantidad de lodo pesado suficiente para iniciar las operaciones de control. El método de Espera y Pesa requiere de solo una circulación completa realizada con lodo pesado. La circulación con lodo pesado tiene dos efectos: • restablece el equilibrio hidrostatico; el lodo

original es desplazado y reemplazado por el lodo pesado, el cual produce la suficiente carga hidrostática para contrabalancear la presión de formación.

• expulsa el influjo; al mismo tiempo, el influjo que

ingreso al pozo es llevado a superficie y expulsado.

Nota Es necesario, que el lodo pesado para iniciar las operaciones de control, este listo en el mas breve tiempo, para evitar que el tiempo que transcurre entre el cierre del pozo y el inicio de la circulación provoque una migración del gas que:

- exista el riesgo de fracturar la formación debajo del zapato - pueden causar error en los valores de las presiones.

Procedimiento operativo Una vez que se ha llenado la Kill Sheet, el procedimiento ejecuta los siguientes pasos: 1. Preparar el lodo pesado

Durante la espera de la preparación del lodo pesado, el perforador debe controlar la presión en tubos y en casing. Para mantener la presión de fondo constante, la presión en tubos no debe incrementarse. Para anular algún incremento será necesario descargar algo de lodo a través del choke, hasta que la presión en tubos sea llevada de vuelta a su valor inicial (SIDPP).).

2. Encender la bomba

Durante el arranque de la bomba, llevar lentamente los strokes de la bomba al valor registrado de la PL y regular el choke automático para mantener la SICP constante. Una vez que el numero de strokes de la bomba programado ha sido alcanzado, es necesario comparar la presión de circulación con el valor de la ICP calculada en la kill sheet. - Si el valor de la presión es el mismo o ligeramente diferente, la situación puede ser considerada

normal. La diferencia se puede justificar por una variación en la eficiencia volumétrica de la bomba con respecto al momento del registro de la PL.

- Si el valor es considerablemente diferente la situación es anormal: parar la bomba y mantener la presión del casing constante, encontrar la causa y solucionar el problema antes de proseguir.

El contador de strokes se coloca en cero (0) cuando el lodo pesado llega al kelly. Desde aquel instante transcurre el tiempo necesario para desplazar el lodo original de la sarta. Para tal propósito es necesario conocer el volumen de la linea de superficie para determinar el número de strokes.

Circulación completa

Lodo pesado



3. Desplazar el volumen interno de la sarta

En esta fase la presión de circulación disminuye progresivamente del valor de la ICP al valor de la FCP debido a la reducción de la SIDPP. La presión de fondo permanece constante debido a que esta reducción es compensada por el incremento de la presión hidrostática del flujo del lodo pesado. La SIDPP desaparecerá completamente cuando el lodo pesado haya alcanzado la broca. Esta disminución es controlada con el uso adecuado del choke automático (power choke).

4. Desplazar el volumen anular

Una vez que el lodo pesado ha alcanzado la broca, la presión de circulación final (FCP) debe mantenerse constante hasta el final de la operación..

5. Parar la circulación y realizar un control de las presiones. Si la situación es normal:

- abrir el BOPP y efectuar un control estático (flow check), - acondicionar el lodo y reanudar la actividad suspendida.

Nota La kill sheet es una "hoja de trabajo" compuesta de seis (6) secciones: - las primeras tres (3) secciones, las cuales deben ser actualizadas periódicamente durante la

perforación, contienen las características geométricas del pozo y de la sarta, la densidad del lodo y los datos del caudal reducido de las bombas.

- las otras tres (3) secciones, serán llenadas en caso de kick, conteniendo los datos operativos necesarios para realizar el control del pozo..

Tendencia de la presión El gráfico muestra la variación de la presión con el tiempo durante el control del pozo con el método de Espera y Pesa.



4.2.3. Método Volumétrico El método Volumétrico tiene por finalidad de llevar el influjo de gas, desde el fondo del pozo hasta debajo del BOP, manteniendo la presión de fondo constante. Este método es utilizable solo con gas, porque aprovecha el aumento de la presión debido al ascenso del influjo de gas. Por otro lado, el método Volumétrico se usa bajo condiciones operativa particulares que implicam la ausencia de circulación, por consiguiente la imposibilidad de usar los métodos previamente descritos (Método del Perforador y Espera y Pesa): a. ausencia de tubería dentro del pozo b. tubería dentro del pozo, pero con anomalías que bloquean la circulación, tales como: - taponamiento de los chorros de la broca - problemas con la bomba o con el circuito de superficie - obstrucciones en el anular - wash-out(lavado) en la sarta encima del influjo

Procedimiento operativo Operativamente se puede proceder de la siguiente manera: 1. Inicialmente dejar que se incremente la presión teniendo un "Margen de Trabajo"

(Working margin) (aproximadamente de 10 kg/cm² = 142.2 psi) que se eliminara después, durante la descarga del lodo.

2. Se descarga el volumen de lodo programado, manteniendo constante el ultimo valor

de la SICP.

Volumen de lodo a ser descargado V = ∆H x Cf

donde: ∆H = altura del lodo a ser descargado, la cual es una consecuencia de la selección del margen de trabajo (∆P):

∆H = ∆P x 10 D con D = densidad del lodo Cf = capacidad del hueco (o del anular en caso de haber tubería en el pozo) en la sección que se encuentra el influjo..

Debido a la dificultad de determinar la exacta posición del influjo, el método Volumétrico funciona bien solo en pozos de geometría regular.

3. Se deja nuevamente incrementar la presión al "Margen de Trabajo", cerrando el

choke para una nueva operación de descarga. Esto debe ser repetido hasta que el influjo de gas llegue debajo del BOP. El procedimiento termina tan pronto el gas empieza a salir en superficie, desde que el metodo Volumétrico no incluye la expulsión del gas, lo cual es realizado con el método de Lubricación.

Nota En la practica, sucede que el influjo se fragmenta durante el ascenso. Por lo tanto para permitir que todo el gas ascienda hasta debajo del BOP, es necesario descargar, no obstante, un poco hasta que la SICP no aumente más.



Tendencia de las presiones

La presión en el choke aumenta progresivamente, mientras que la presión de fondo se mantiene constante, descargando lodo en intervalos a través del choke.

El gráfico en función del tiempo nos muestra como los periodos de descarga disminuyen a medida que el gas se va acercando al BOP.

Datos del gráfico: - influjo de swabbing = 2000 litros (12.6 bls = 528 glns) - profundidad del pozo = 3600 m.(11,811 pies) - densidad del lodo = 1 kg/l (8.34 lb/gln)

- densidad del gas = 0 kg/l



4.2.4. Lubrication y Descarga El método de Lubricación nos permite expulsar el influjo que se encuentra debajo del BOP, manteniendo la presión de fondo constante. Este método es entonces el natural complemento del método Volumétrico..

Procedimiento operativo 1. Preparación

Establecer un valor máximo de presión que puede ser alcanzado durante la fase de bombeo (lodo o salmuera), de modo que la presión total transmitida hacia el fondo del pozo quede comprendida entre la presión de fractura y la presión de formación. Calcular: - densidad del lodo, - la carga hidrostática por volumen de lodo inyectado .

2. Bombeo de lodo (o salmuera)

Bombear un cierto volumen de lodo (o salmuera) a través de la kill line. El volumen V a ser bombeado, es el volumen que podría producir el incremento de la presión hidrostática deseada (∆PH).

V = H x capacidad del casing (galones o barriles) donde:

H = ∆PH (pies) 0.52 D

Los strokes de la bomba necesarios para el volumen V son:

Strokes de la bomba = V . Capacidad de la bomba (glns/stk)

Si el kick es debido al swabbing, el lodo debe ser bombeado con la misma densidad que la del pozo (D); y si es debido a la sobrepresión, se deberá bombear lodo pesado (Dk).

3. Esperar la salida del gas

Esperar algunos minutos para que el lodo bombeado pase a través del influjo. La presión en la cabeza del pozo se incrementara en un valor cerca o igual a la presión hidrostática del lodo bombeado.

4. Descarga del gas

Descargar algo de gas en el quemador a través de la choke hasta que la presión en superficie disminuya en un valor que es la suma de:

- el incremento de presión debido al bombeo del lodo (o salmuera) - el incremento de presión debido a la salida del gas - el incremento de presión debido a la hidrostática del lodo o salmuera bombeada.

Repetir el procedimiento hasta que el gas sea completamente expulsado. El pozo podrá ser considerado bajo control después de una circulación de acondicionamiento.



Tendencia de las Presiones Para aplicar este método se proponen los dos siguientes procedimientos: - mantener constante el

incremento de la presión de bombeo

- mantener constante el

volumen de lodo bombeado (aumento constante de la presión hidrostática )

El primer procedimiento (mantiene constante el incremento de la presión de) es el mas utilizado porque controla mejor la presión de fondo hasta el final de la operación, que es cuando el influjo de gas se hace mas y mas pequeño.

Nota Un tercer procedimiento existe que consiste en el bombeo del máximo volumen o salmuera,

teniendo atención de no superar la presión de fractura y la presión de trabajo del equipamiento de la cabeza del pozo.

El aumento de presión en el fondo es debido a: - aumento de la hidrostática debido al bombeo del lodo pesado - aumento de la presión de cabeza causado por la compresión del gas y de la migración

del influjo de gas a volumen constante.

PB kg/cm2

Incremento de la presión de bombeo

Volumen de lodo

Aumento de la presión hidrostática

Manteniendo constante el incremento de la presión de bombeo



4.3. COMPLICACIONES OPERATIVAS

4.3.1. Pérdida total de circulación Durante la intervención, pude ser que una excesiva carga hidrostática de lodo (o salmuera) puede causar una descenso del nivel dentro del pozo hasta un punto en el que no es suficiente para controlar para controlar la presión de formación, como consecuencia comenzara la descarga. La perdida total de circulación ocurre con mayor probabilidad en zonas fracturadas o homogéneas y de alta permeabilidad, especialmente si son zonas depletadas. Una situación similar, aunque mas compleja, se puede verificar en el caso de largos intervalos baleados con características geológicas diferentes en donde la zona inferior resulta permeable.

Nota La absorción puede causar problemas en la formación, con el riesgo de inundarla con un fluido

que lo dañe, que entonces deberá de cualquier manera será removido.

En estas situaciones el control del pozo debe ser reiniciada por: - matando el pozo con el fluido mas ligero posible - y/o bombeando píldoras viscosas o píldoras reductoras de circulación (fluid loss

reducer) que pueden temporalmente taponean la formación Si la zona baleada tiene una gran altura, se puede instaurar un régimen de trabajo diferente entre la parte superior y inferior, por la posibilidad de las diferentes características geológicas de la formación. En este caso, la parte superior de la zona baleada esta sujeta a la presión hidrostática (PH1) que contrarresta la presión de formación (PF1) en aquel punto, mientras que en la parte inferior la presión (PH) contrarresta a la presión de formación (PF). Tan pronto como la presión hidrostática contrarreste a la presión de formación de la zona, puede ser considerada bajo control. Si la presión PH supera a la presión de absorción o alcanza a la de fractura, se puede observar una absorción con disminución del nivel del lodo (o salmuera) hasta un valor H1' tal que PH1' < PH1 con la consecuente situación de kick en la parte superior de los baleados.

Zona baleada



En el caso de perdida de circulación: - calcular la cantidad de fluido absorbido por unidad de tiempo, controlando el tanque

calibrado; - conociendo la presión de formación, calcular si es posible la reducción de la presión de

"overbalance'' y si es posible reducir la densidad del lodo ( o salmuera); - bombear píldora viscosa para anular la absorción o para reducirlo dentro del limite

aceptable para continuar la operación;

Nota Si la píldora viscosa no es suficiente, puedes bombear píldoras de carbonato de calcio o otros reductores de perdida de circulación.

- evitar la circulación reversa y siempre circular a caudal reducido para limitar el efecto

de la perdida de carga sobre la formación; - mantener el pozo abierto para tener el nivel siempre bajo control; - tener siempre un suficiente stock de aditivos y anotar diariamente la cantidad de

absorción.

4.3.2. Washout (lavado) durante la circulación Una perdida (washout) en la sarta durante el control de kick puede causar: a) Si no se interviene; una lenta y

progresiva disminución de la presión de circulación debido a la reducción de la perdida de carga en la sarta. Esta situación mantiene a la presión de fondo constante.

b) Si se reduce la apertura del choke;

para mantener la presión de circulación al valor definido del método en uso: - la presión de circulación regresa(o

mantiene) al valor previo; - la presión en el choke aumenta

ligeramente a causa de la perdida de carga debido a la reducción de la apertura;

- como una consecuencia del incremento de la presión del choke habrá un incremento en la presión de fondo con peligro el de fracturar la formación.

Si se sospecha de la presencia de un washout, parar la circulación y controlar los valores de las presiones.

Presión de fondo constante

Washout



Si la presión del tubing es casi igual al de la presión del casing, entonces el influjo esta debajo del punto de washout. En este caso aplicar el método Volumétrico para permitir que el influjo ascienda, con el consecuente aumento de la presión en el anular. Cuando el influjo esta encima del washout, la presión del casing es mas alta que la presión del tubing/pipes; solo en este caso puedes continuar la circulación.

Nota Alguna circulación realizada antes de que el influjo supere el punto de washout, mas allá de alargar el tiempo para la expulsión del influjo, puede resultar peligrosa para la sarta (puede romperla). En este caso es mucho mejor, si es posible, adoptar el método volumétrico.

Tal decisión debe tener en cuenta la importancia del washout, el tiempo previsto para controlar el pozo y el tipo de lodo o salmuera en uso.

En caso de rotura de tubería, con el influjo encima del punto del washout, es posible circular debajo del influjo.

4.3.3. Presiones atrapadas Cierres mecánicos, obstrucciones o operaciones particulares, pueden producir presión diferencial. En las siguientes situaciones es necesario intervenir para equilibrar la presión: - encima y debajo de una herramienta de wireline antes de recuperarlo, y de una

válvula de seguridad antes de abrirlo; - entre el interior y el exterior de un dispositivo de circulación antes de establecer la

comunicación; - encima y debajo del packer antes de probar desanclarlo; - entre el interior y exterior de un tubing o de pipes antes de usar la escopeta;

- encima y debajo de un tapón puente (bridge plug) antes de rimarlo. Situaciones particulares Presencia de taponamientos de hidratos; en un pozo de gas se puede tener la presencia de taponamientos de hidratos, que se pueden formar en el tubing tambien, en condiciones estáticas: en este caso inyectar alcohol (o glycol o methyl) y calibrar la sarta con un wireline gauge antes de proceder a matar el pozo. Obstrucciones en el tubing causadas por parafinas y asfaltenos; en algún pozo el hidrocarburo puede estar combinado con parafina o asfalteno que se depositan sobre la pared del tubing hasta la completa obstrucción. Un calibrador de tubing con wireline, puede dar indicios de la situación: es necesario intervenir antes que una completa obstrucción ocurra, porque en aquel caso se podria operar bajo presión con coiled tubing y motor de fondo (dyna-drill).

Nota La deposición de la parafina esta afectada por la temperatura; una vez que el primer cristal se deposita, la velocidad de deposición aumenta, sin embargo, es suficiente aumentar la temperatura (inyección de mezclas exotérmicas) para remover todos los depósitos. (En pozos con sucker rods(varillas), varillas especiales de limpieza(swab) son usadas).

Mas peligroso, complejo y menos conocido es el fenómeno "asfalteno", cuya deposición esta ligada a una variación del estado de la presión y temperatura del hidrocarburo. Los asfaltenos son productos muchos mas duros, que se adhieren a los poros de la roca (en la formación) o a la pared del tubing. Ellos pueden ser removidos solamente mediante un lavado acido y inyección de especiales depósitos diluyentes.



Presión en el casing La presencia de presión atrapada en el casing puede deberse a problemas en el: - tubing: . rotura del tubing . agujero en el tubing por corrosión, . perdida en un joint(unión) - casing: . rotura de un casing o perdida en un joint . liner hanger mal aislado .mala operación de squeeze o resane de casing con respecto al nivel permeable - packer: . cauchos (sellos) dañados por la alta temperatura o alta presión diferencial . movimiento libre del tubing:

- deterioro de los sellos elastomeros - fijado fuera de su sitio por un error en la completación o por presión diferencial

4.3.4. Hidrógeno sulfurado El Hidrogeno sulfurado o ácido sulfhidrico (H2S) es el resultado de la descomposición anaerobica de materia orgánica, animal y/o vegetal en presencia de alguna bacteria (sulfato reductor) y pueden estar presentes en regulares porcentajes en el gas natural y en el petróleo (oil). El hidrogeno sulfurado es un gas incoloro y extremadamente tóxico (letal), mas pesado que el aire, se dispersa fácilmente. Tiene el olor de huevo podrido pero solo a bajas concentraciones; alrededor de 100 ppm (partes por millón) provoca la perdida del sentido del olor

Tabla de toxicidad H2S ppm 0.13 Mínimo olor perceptible

4.60 Moderado olor, fácilmente detectable 10 Comienza a irritar los ojos 27 Fuerte olor, desagradable pero tolerable

100 Causa tos, irrita los ojos, causa la perdida del sentido del olor después de 2-5 minutos

200-300 Aguda conjuntivitis y irritaciones en las vías respiratorias, después de una(1) hora de exposición

500-700 Desmayo (perdida de la conciencia) y posible muerte en 30-60 minutos rápido, paro respiratorio(cese de la respiración) y muerte

700-1000 Desmayo rápido, paro respiratorio (cese de la respiración) y muerte 1000-2000 Desmayo inmediato, rápido paro respiratorio y muerte en pocos minutos. La

muerte puede ocurrir aun cuando al individuo se le lleve al aire libre. El hidrogeno sulfurado es inflamable y forma mezclas explosivas con aire y oxigeno.



Quemándolo produce anhidrido sulfuroso o dióxido de sulfuro, un gas puro incoloro y con un fuerte olor punzante (que pica) y irritante aunque a bajas concentraciones :3-5 ppm. El SO2 en particulares condiciones meteorológicas y grandes cantidades, puede ser mas peligrosa que el H2S. En el rea de trabajo es indispensable determinar la presencia y la concentración de H2S. Muchos sensores, instalados en puntos estratégicos monitorean continuamente el área de trabajo y un sistema de alarmas, sea acústico o visible, accionado por una unidad detectora al cual los sensores están conectados, entran en acción tan pronto la concentración de H2S excede el limite prefijado. Es posible trabajar en zonas con H2S, previniéndonos con las apropiadas medidas de seguridad, a fin de garantizar la máxima protección de la vida humana. En el caso de potenciales peligros por presencia de H2S, el operador deberá usar el equipo de protección respiratoria suministrado y operar de acuerdo a las instrucciones especificas y al adiestramiento recibido.

Nota Hay varios métodos para detectar la concentración de hidrogeno sulfurado, mas o menos

precisos.

- Sensitivas tapas de acetato de plomo o ampollas; dispositivo que cambia de color (normalmente llegan a ser de color marrón o negro) en presencia de H2S. La tonalidad de color indica la concentración, pero no es precisa y puede solo indicar la presencia de H2S.

- Detectores electrónicos portátiles; dispositivo personal (se pueden portar en la mano o

abrochada a la cintura) que produce una alarma acústica, cuando ellos detectan un cierto nivel de H2S.

- Muestreador o detector de gas; la concentración de H2S es medida a través del nivel de

perdida de color, cuando el área "contaminada" es pasada a través del tubo detector. Hay diversos modelos disponibles, todos ellos confiables.

- Sensor electrónico fijos de detector; sistema de monitoreo fijo, continuo y muy preciso, también

utilizado en los equipos de perforación.

La presencia de hidrogeno sulfurado requiere de especial atención en la selección de materiales a ser usados en las operaciones de perforación y completación. Los metales ferrosos pueden ser dañados por el hidrogeno sulfurado de dos formas: corrosión y/o resquebrajamiento. El resquebrajamiento inducido por el hidrogeno sulfurado esta normalmente asociado a la presencia de H2S de las operaciones de producción. Este fenómeno es llamado el resquebrajamiento de la resistencia por el azufre (Sulphide Stress Cracking =SSC).

Corrosión

Resquebrajamiento



Bajo particulares condiciones de esfuerzo tal fenómeno puede tener catastróficas consecuencias después de pocas horas de exposición al H2S, aun cuando no se haya desarrollado algún fenómeno de corrosión. El problema puede ser solucionado, usando un especial tipo de acero, con una composición y dureza controlada (resistente al SSC).

Nota El fenómeno de resquebrajamiento en el acero por la presencia del H2S, depende de varios

factores como: esfuerzo-resistencia, composición del acero, dureza, temperatura, presión, PH etc.

5 - Actividades auxiliares para trabajar en un pozo presurizado


5. ACTIVIDADES AUXILIARES PARA TRABAJAR EN UN POZO PRESURIZADO

5.1. WIRELINE El termino "Wireline" se refiere a un serie de operaciones que son realizadas en el pozo usando un cable de acero. En particular, el wireline permite operar en pozos presurizados y no requiere detener la producción. La familia del wireline se divide en: • slickline; (linea lisa) donde el elemento de sostén esta constituido de un cable

armónico(construido geométricamente equilibrado). Ello es usado para: calibraciones, para bajar instrumentos de medida, mandrels o seguros(locks) (con válvula de seguridad, válvulas gas lift, tapones, chokes, etc. Que deben fijarse en los landing nipples), abrir/cerrar válvulas de circulación, realizar estampas de cuerpos sólidos, pescar, cortar parafinas, realizar el sand bailing(achique o recuperador de arena) o otras operaciones.

• wireline eléctrico; que utiliza un cable de acero tramado que internamente contiene

un conductor eléctrico (monoconductor-un solo cable). Ello permite correr registros, la lectura en tiempo real de los datos del fondo durante una prueba de producción, el aislamiento de intervalos productivos con tapones de cemento, baleos, cortes de tubing, etc.

Nota Bajo especiales condiciones el cable tramado, puede también ser usado como un cable de pesca(fishing wireline).

5.1.1. Componentes El equipamiento instalado directamente sobre la cabeza del pozo incluye: • Stuffing box (cabeza de empaque); asegura el sellado hidráulico sobre el cable, aun

cuando este en movimiento (wireline en bajada o subida del pozo). • Lubricador; compuesto de varias secciones de tubos con hilos especiales, para un

rápido enrosque. Permite el descenso y la recuperación de la sarta de wireline con el equipamiento especifico de trabajo (running/pulling).

• BOP; en caso de emergencia permite el cierre del pozo durante las operaciones de wireline, siendo posible cerrar el pozo con cable adentro o cortando el cable.

Hay muchos tipos de stuffing box así como BOP, que varían dependiendo de la presión de trabajo o del tipo de wireline (slick line o electrico). Los mas modernos tipos están equipados con controles hidráulicos para el stuffing box así como para los BOP rams.

Nota El BOP y todo el equipamiento, tales como las bombas hidráulicas y sus conexiones, deben

tener la misma presión de trabajo, que la del cabezal del pozo sobre la que están instalados.



5.1.2. Procedimiento Operativo Desde que el wireline es usado cuando el pozo esta bajo presión, antes de iniciar las operaciones es necesario probar el equipamiento. Los tests deben ser realizados (con la válvula swab cerrada) sobre varios componentes del lubricador a la máxima presión del pozo, usando un fluido de encendido retardado. Durante las operaciones de wireline, la segunda master (si accionó) y la válvula de seguridad de profundidad deben ser bloqueadas en posición abierta. Cuando el cable esta en el pozo, la seguridad primaria depende de la eficiencia del stuffing box, mientras que la seguridad secundaria esta garantizada por los rams BOP. El correcto funcionamiento del sistema de seguridad es esencial para evitar el cierre de la válvula swab , con la consecuencia del corte del cable y la subsecuente pesca.

Lubricator

Stuffing box

BOP

BOP manual

Stuffing box manual



5.2. COILED TUBING El sistema "coiled tubing" (CT) permite operar con el pozo bajo presión y puede ser usado en las operaciones para matar pozos, lavados, trabajos ácidos, tapones de cemento y otras operaciones. El coiled tubing nunca debe descender al pozo con el extremo expuesto (libre), siempre tendrá una herramienta de trabajo y una check valve; también, deberá descenderse siempre dentro del pozo durante una circulación.

5.2.1. Componentes Los principales componentes de este sistema son: Coiled tubing; son tubos continuos, soldados eléctrica y longitudinalmente en secciones de 1000-3500 m., con un diámetro standard de ¾" a 1 ½", pero también estan disponibles en diámetros mayores. Las varias secciones pueden ser soldadas hasta el alcance de la profundidad programada, y la profundidad deberá ser definida teniendo en cuenta la resistencia mecánica del tubo. La vida de un coiled tubing depende de los esfuerzos a los que es sometido durante las diferentes operaciones. La secciones mas fatigadas es aquella que pasa por la guía del tubo (gooseneck), debido a que se doblan, y aquella que atraviesa la cabeza de inyección/extracción (injectión hoist unit). Carrete de soporte; normalmente tiene un diámetro de 2.5 m. y es hidraúlicamente operada por un motor que lo mantiene siempre en tensión. Cabeza de inyección/extracción (Injector hoist unit); permite descender y subir al coiled tubing dentro del pozo por medio de dos (2) cadenas continuas paralelas frontalmente. Las cadenas son accionadas por un motor hidráulico y agarrada al tubo arrastrándolo, en una dirección o otra. Stuffing box; es otro nombre del stripper assembly, que es el elemento que asegura el sellado hidraulico sobre el coiled tubing cuando esta en movimiento. Ello es instalado justo debajo de la cabeza de inyección/extracción (injector hoist unit) y esta compuesto de dos (2) elementos de sello semicirculares (elastomeros), enrollado alrededor del coiled tubing, insertado en un cuerpo cilíndrico y bloqueada por una tapa. Un pistón hidráulico, insertado en la parte inferior del cuerpo cilíndrico, fuerza a los elementos elastomeros a la posición de sellado.

CIRCULACION

Check valve

Herramienta de trabajo



Stack BOP; del tipo hidráulico, a veces integra el sistema de sellado (strippers) y comprende (de arriba hacia abajo): - rams ciegos (blind rams), - rams de corte (cutter rams),

- rams de cuña (slips rams), - rams de tubos (pipe rams).

La conexión para la kill line esta entre los dos sets de rams intermedios, mientras debajo del BOP stack o debajo de lubricador (si se usa) hay una conexión para la linea de retorno.

Sin embargo, es recomendado que el BOP sea instalado sobre el Xmas tree o sobre la cabeza de flujo (flow head).

Blind rams

Cutter rams

Slips rams

Pipe rams

Kill line

Cubierta

Elementos de sello

Pistón hidráulico

Stuffing box

Cabeza de inyección/extracción

Stack BOP

Return line

Coiled tubing



5.2.2. Matar el pozo con coiled tubing El equipamiento del coiled tubing puede también ser usado en el control del kick, por ejemplo para llenar con fluido pesado la sarta tapada en el fondo, antes de perforarla permite la circulación y el control del pozo.En este caso, realizar lo siguiente: - instalar el equipamiento y probar el BOP y el stripper; - presurizar el coiled tubing a 200-300 psi sobre la presión de cabeza y abrir la válvula

swab del Xmas tree; - descender dentro del pozo el coiled tubing a la profundidad programada, controlando

a intervalos prefijados la fuerza de tiro. - circular con el fluido programado el retorno a través del choke manifold; - cuando la densidad del lodo de ingreso es igual al de retorno realizar un flow check

por 30', luego extraer.

5.2.3. Emergencias Durante las operaciones de control de kick o durante las numerosas operaciones que involucran al coiled tubing (levantamiento con nitrógeno, trabajos con ácido, lavados, etc), podrían surgir situaciones de emergencia debido a fallas o roturas en el equipamiento.

Agujero del coiled tubing Si el pozo no esta presurizado descargar la presión de trabajo, recuperar el coiled tubing y realizar las reparaciones necesarias. Si el pozo esta presurizado o si fluidos peligrosos están siendo usados, es necesario:

- parar el bombeo, - desplazar con salmuera, - proceder a matar el pozo teniendo el cuidado de eliminar el gas y/o el fluido del

interior del coiled tubing, encima y debajo del agujero. - recuperar el coiled tubing hasta cuando el agujero este sobre el stripper, - recuperar todo el carrete.

Rotura del coiled tubing Si el pozo no esta presurizado - recuperar la parte intacta y proceder a la pesca de la parte restante en el pozo. Si el pozo esta presurizado: - proceder a matar el pozo - recuperar la parte intacta y proceder a la pesca de la parte restante en el pozo.



Pegado del coiled tubing Puede suceder que debido a la excesiva fricción contra la pared del tubing o por alguna otra razón mecánica, el coiled tubing no puede ser recuperado del pozo. Si hay circulación se puede probar de bombear alguna píldora reductora de fricción. En caso negativo, bombear un fluido mas pesado para aumentar el efecto de flotabilidad. Si en este punto no hay mejora, después de haberse tirado al máximo, la única alternativa es el corte (con cortador químico) y la pesca del coil tubing. Perdida (liqueo) del equipamiento en la cabeza del pozo En el caso de perdida (en el stack BOP o en los Spools) que no puede ser reparado, será necesario matar el pozo y recuperar el coiled tubing encima de la cabeza del pozo, la cual debe ser cerrada para permitir la reparación. Si la perdida llega a ser incontrolable inmediatamente o cuando se esta matando al pozo, se puede cortar el tubo con los shear rams y abandonar el pozo. Después de efectuado el corte chequear que, durante el cierre de la swab valve, el coiled tubing efectivamente cayo dentro del pozo. Perdida de la BPV En caso de perdida (liqueo) de la BPV es necesario desplazar el coiled tubing, matar el pozo y recuperar todo el coiled tubing para proceder al reemplazo/reparación de la BPV. Perdida sobre la stuffing box Si la perdida llega a ser excesiva en el stripper, parar las operaciones, cerrar los pipe rams y reemplazar la unidad de sellado.

Apendice


APENDICE

Appendice - Pressioni fondamentali


I. PRESIONES FUNDAMENTALES Presión Hidrostática La presión hidrostática del fluido a una profundidad dada, es la presión ejercida por el peso de la columna de fluido encima de esa profundidad. Si un objeto es sumergido en un fluido a una cierta profundidad H, esta sujeto a la presión atmosférica (la cual actúa sobre la superficie del fluido) y también a la presión producida por la masa de liquido encima de ello. Esta ultima presión es llamada presión hidrostática (PH)

Indicando con: H = altura de la columna del fluido(profundidad vertical) D = densidad del fluido (lodo) o su peso especifico la presión hidrostática esta dada por la expresión::

PH = Altura x Densidad = 0.052 x Prof.Vert. x DL (lbs/Plg2)

Nota 0.052 es un factor de conversión necesario para la correcta dimensión de los valores, para las diferentes unidades de medida involucradas. En el sistema ingles, la densidad esta medida en libras/galón, mientras que la presión esta expresada en libras/pulgada cuadrada = PSI. Asi, dada una densidad unitaria (D = 1) tenemos que: 1 bbl = 42 gln = 5.615 pies cúbicos y desde que la: Presión = Profundidad x Densidad,

tenemos: Presión = [pie] x [lb] / [gln]



Pérdida de presión en el anular La perdida de carga es la perdida de presión debido a las fuerzas de fricción que se oponen al movimiento del fluido. Dentro de las diferentes caídas de presión que están distribuidas en todo el sistema hidráulico del pozo, aquella que se produce en el anular es de especial importancia, porque contribuye en la determinación de la presión del fondo del pozo. El valor varia en función de las características del fluido, del caudal de circulación utilizado y de la geometría del pozo. Durante la circulación, a alguna profundidad actúa una presión dinámica (Back-Pressure) la cual es la suma de la presión hidrostática y la perdida de carga en el anular.

PBH = PH + ∆Pan

Presión de Fondo La presión de fondo (PB) es la presión total que actúa en el fondo del pozo. Este valor depende de las diferentes situaciones operativas: 1. pozo abierto sin circulación: la presión de fondo es igual a la presión (PH):

PB = PH 2. pozo abierto con circulación: la presión de fondo esta dada por la suma de la presión

(PH) y el valor de la caída de presión en el anular (∆Pan):

PB = PH + ∆Pan 3. pozo cerrado sin circulación: la presión de fondo esta dado por la suma de la presión hidrostática (PH) y la presión de cabeza (presión estática PS):

PB = PH + PS 4. pozo cerrado con circulación a través del choke: la presión de fondo esta dada por la suma de la presión hidrostática (PH), la presión estática (Ps) y la perdida de carga por fricción en el anular (∆Pan):

PB = PH + PS + ∆Pan Presión de Formación La presión de formación (o de presión de poros) es la presión que actúa sobre los fluidos de formación. Ello esta en función de las siguientes características, tales como la porosidad y la permeabilidad. La presión de formación actúa sobre las paredes y el fondo del pozo. Por tanto, para evitar el ingreso del fluido de formación en el pozo, la presión hidrostática debe ser igual a la presión de formación

EQUILIBRIO HIDROSTATICO PH = PF

Appendice - Pressioni fondamentali


Presión de Fractura La presión de fractura (PFR) es la presión que causa una parcial absorción del fluido en la formación sin causar una fractura. Si el pozo esta sujeto a una presión superior a la de fractura, puede ocurrir una perdida de circulación. La presión de fractura puede ser determinada con un procedimiento experimental, llamado Leak-off test, que determina la máxima presión admisible anular en superficie (MAASP) sin causar alguna fractura en la formación. Una vez que este valor ha sido encontrado, recordar que la fractura ocurre en el punto mas débil (usualmente debajo del zapato), la presión de fractura se calcula sumando al valor obtenido del test, el valor de la presión hidrostática a la profundidad del zapato (PHs):

PFR = MAASP + PHs Presiones de Cierre Durante un kick (ingreso de fluido de formación), el valor de la presiones en el pozo varían hasta que estos valores se estabilicen asegurando un nuevo equilibrio entre la presión de fondo y la presión de formación. Una vez que el pozo ha sido cerrado y la presión estabilizada, para el control del pozo es necesario leer las dos presiones: - Presión de Cierre en DP (SIDPP) o Presión de Cierre en Tubing (SITP); es la presión

leída en tubos, después de la estabilización, con el pozo cerrado, en presencia de un kick.

SITP = PF - PH

- Presión de Cierre en Casing (SICP); es la presión leída en el casing, después de la

estabilización, con el pozo cerrado, en presencia de un kick.

SICP = PF - (PHG + PH)

donde: PHG = Presión Hidrostática del influjo

Apendice - Caracteristicas y comportamiento del gas


II. CARACTERISTICAS Y COMPORTAMIENTO DEL GAS Ley de Gases La ley universal del gas perfecto, conocido como la Ley de Boyle, dice que dado un gas a temperatura constante, el producto de su volumen por su presión, permanece constante:

P x V = constante Esta ley puede ser considerada valida, con buena aproximación, para nuestro propósito. Por tanto, esto significa que el producto entre el volumen y la presión del influjo de gas durante cada fase de migración en el pozo permanece constante. Si definimos P' y V' como presión y volumen inicial del influjo de gas, P'' y V'' como presión y volumen del influjo de gas a una cierta profundidad de migración, tenemos que:

P' x V' = P'' x V'' Asumiendo la relación P x V = constante, veamos que sucede en los siguientes : - migración del gas sin expansión - migración del gas con expansión no controlada - migración del gas con expansión controlada Migración del gas con pozo cerrado, sin expansión Cuando el pozo esta cerrado, el gas no se puede expandir y migrara en el anular por la diferencia de peso especifico con el fluido. Desde que el gas no se expande, su volumen no cambia y, por lo tanto, por la ley de gases, durante la migración tampoco cambia su presión. La disminución de la presión hidrostática en la cabeza del influjo, causada por la migración del gas, es compensada por el aumento en la presión de cabeza. Este aumento causa un aumento en la presión de fondo. Por lo tanto, si nosotros simplemente mantenemos el pozo cerrado y esperamos, acumu-laremos presiones altas en el pozo, que pueden causar: - fractura de la formación - rotura del equipamiento - reventazón del casing

Presión de cabeza

Presión hidrostática encima sobre el GAS

Presión hidrostática debajo del GAS

Presión de fondo

Profundidad



Migración del gas con el pozo abierto, con expansión no controlada Con el pozo abierto, el gas se expande libremente, aumentando su volumen mientras disminuye su presión. Expandiéndose, el gas desplazara un igual volumen de fluido con la consecuente notable disminución de la presión hidrostática en el fondo, posibilitando mas entrada de gas al pozo. De lo que se ha descrito arriba, tenemos que una migración de gas en pozo abierto produce una expansión no controlada de volumen de gas causando: - disminución de la presión de

fondo, causada por el parcial vacío del anular, con el peligro de un adicional ingreso de gas;

- una situación que es mas y mas difícil de controlar

Nota Podemos decir que hasta cerca de los ¾ de migración, la expansión no es considerable; pero inmediatamente después el fenómeno llega a ser mucho mas evidente, con grandes volúmenes que son expelidos en tiempos siempre mas breves.

Presión de cabeza

Presión hidrostática encima sobre el GAS


Presión de fondo

Profundidad

Perdida de presión hidrostática debido a la presencia de GAS

Disminución de la presión de fondo

Apendice - Caracteristicas y comportamiento del gas


Migración del gas con el pozo cerrado, con expansión controlada El correcto manejo de la migración del influjo de gas implica una expansión controlada, con tal de mantener la presión de fondo constante, a un valor igual a la presión de formación. Con el pozo cerrado, la expansión del gas durante su migración puede ser controlada operando el choke. El gas migrando se expande, aumentando así su volumen, con una consecuente disminución de su presión. Expandiéndose, el gas desplazara un correspondiente volumen de fluido, determinando una disminución de presión hidrostática ,que viene compensada por un aumento de presión en la cabeza. Como consecuencia, la presión de fondo permanece constante.

Presión de cabeza

Presión hidrostática sobre el GAS


Presión de fondo

Profundidad

Perdida de presión hidrostática debido a la presencia de GAS

Aumento de presión en cabeza



Solubilidad del GAS: propiedades del petróleo La contaminación del pozo con un fluido de dos fases gas-oil es menos evidente con respecto a la contaminación con solo gas. Esto porque solo una parte del volumen del fluido contaminante se transforma en gas libre, y por lo tanto hay una pequeña disminución en la presión hidrostática. El comportamiento de una mezcla de gas-oil en expansión a temperatura constante puede ser resumida en las siguientes fases: A. Presión de formación; cuando a la presión de formación, el gas contenido en la

mezcla de dos-fases (oil-gas) esta en la condición de máxima saturación y por lo tanto, la máxima solubilidad de su parte liquida porque:

PF > Pb

PF = presión de formación Pb = presión de saturación de la mezcla de dos fases B. Presión de saturación; reduciendo la presión al valor de saturación (Pb), algunas

burbujas de gas se liberan del oil y el volumen del influjo se expande ligeramente hasta un valor Vro'

C. Reducción de Presión; reduciendo ulteriormente la presión a un valor Px, la mezcla

libera una cantidad de gas y el volumen del influjo disminuye por la perdida de las partes volátiles.

D. Presión atmosférica; llevando la presión al valor atmosférico (Pa) el volumen inicial

de oil se reduce ulteriormente al valor Vto. La razón

Vro / Vto = Bo > 1 Factor Volumétrico de formación

representa el volumen que el petróleo (oil) ocupa en la formación por unidad de volumen de petróleo (oil) producido a presión atmosférica.

Nota La relación Gas-Oil (GOR) es definido como el número de pies cúbicos de gas, a la condición atmosférica standard, liberado por cada barril de oil producido.

1 ft3 = 28 litros 1 barril = 159 litros

Appendice - Definizioni


III. DEFINICIONES Fail-safe Elemento de seguridad insertado en un circuito(hidráulico, neumático),

que cierra en ausencia de señal de control proveniente del panel de control (ESD). Es típico del actuador de la válvula del X-mas tree y de la válvula de seguridad controlada desde la superficie, en la cual un pistón/cilindro operado por una presión hidráulica proveniente del circuito ESD, mantiene la válvula en posición de apertura comprimiendo un resorte de resistencia. Cuando no hay la presión proveniente del ESD, la fuerza del resorte lleva a la válvula a la posición de cierre.

Fail to close El sistema que debería efectuar el cierre no funciona por algún motivo. Fail to test Condición de falla de sellado durante un test. Positive plug Cierre de una comunicación en ambas direcciones (típico del tapón de

wireline). Pump through Herramienta que se puede bombear para que impida la producción/

(tapón de circulación por wireline).

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