REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA

NÚCLEO COSTA ORIENTAL DEL LAGO PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO

ASIGNATURA: PRESIONES ANORMALES Y CONTROL DE POZOS

TÉCNICAS DE DETECCIÓN DE PRESIONES ANORMALES Y ARREMETIDAS

Elaborado por: Grupo3

Profesor:

MSc. Chirinos, Ronny

Cabimas, Junio 2012

2

ÍNDICE GENERAL

Pág.

ÍNDICE GENERAL 2

METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LAS PRESIONES ANORMALES 3

Detección y predicción de presiones anormales 3

Técnicas utilizadas antes de la perforación 3

Técnicas utilizadas durante la perforación 5

Técnicas utilizadas después de la perforación 15

ARREMETIDAS 18

Causas de una arremetida 19

Indicadores de una arremetida 25

Equipos de control de pozos y arremetidas 28

Manejos de arremetidas 39

ANEXOS 45

1 Cierre de pozos mientras se perfora 46

2 Cierre de pozos durante los viajes con DRILL PIPES 47

3 Cierre de pozos durante los viajes con DRILL COLLARS 48

4 Arreglos API 2000 PSI 49

5 Arreglos API 3000-5000 PSI 50

6 Arreglos API 10000-15000 PSI 51

3

METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LAS PRESIONES ANORMALES

Detección y predicción de presiones anormales

Para tener una mejor visión de las técnicas utilizadas en la detección y

predicción, se les clasifica en tres grupos principales. El primer grupo se ca-

racteriza por el uso de las técnicas geofísicas para la detección antes de la

perforación. El segundo hace uso de datos obtenidos durante la perforación o

muestras examinadas durante ella y el último de mediciones de parámetros

efectuadas después de la perforación del pozo.

La predicción de las presiones anormales, es una parte integral de la

planeación de un pozo. La determinación de las presiones mientras se perfora el

pozo también es importante. Si éstas son sustancialmente diferentes a las

calculadas con anterioridad, se necesitara hacer grandes cambios al programa de

perforación, y en el peor de los casos, el pozo deberá abandonarse.

A continuación, se hace una breve descripción de las técnicas usadas para la

predicción y la cuantificación de las geopresiones:

Antes de la perforación: Se caracteriza por el uso de las técnicas

geofísicas de sismología.

Durante la perforación: Utiliza datos y muestras obtenidas durante la

perforación del pozo.

Después de la perforación: Utiliza la información de mediciones de

parámetros efectuadas después de la perforación.

Técnicas utilizadas antes de la perforación

Las técnicas utilizadas para la predicción de presiones anormales antes de

iniciar la perforación son:

4

a) Interpretaciones sísmicas: La única forma de obtener información del

subsuelo, además de la perforación, es utilizando los métodos geofísicos. La

técnica más comúnmente usada es el Sistema Sísmico de Reflexión.

El sismógrafo de reflexión se utiliza para generar una "imagen" acústica de la

sección sedimentaria de la tierra. La configuración estructural de las formaciones

es interpretada por los geofísicos con el fin de determinar si existe un ambiente

favorable para el entrampamiento de hidrocarburos. De estas imágenes sísmicas,

también es posible obtener datos que bien procesados aportan información del

subsuelo, como por ejemplo, las probables presiones del fluido de la formación,

urologías, posibles yacimientos petrolíferos, y peligros potenciales al perforar en

presiones anormales.

Los datos sísmicos de campo pasan por procesos de filtrado con el fin de

eliminar el ruido y posteriormente procesar la información y obtener secciones las

sísmicas. Las secciones sísmicas son una representación de los cambios del

producto velocidad - densidad de la roca en el subsuelo. Esto se denomina

impedancia acústica. Cuando hay un cambio en este producto, se origina una

reflexión de energía. Es recibida en la superficie (geófonos) y grabada en una cinta

magnética. El conjunto de estas grabaciones es procesado digitalmente y

presentado visualmente en las secciones sísmicas.

Debido a que contienen una mayor cantidad de fluidos, las zonas

sobrepresionadas tienen una menor velocidad de transmisión al sonido respecto a

una zona normal. Por tanto, originan reflexiones en su cima y base y dentro de ella

no se observa casi ninguna reflexión debido a la homogeneidad del material. No

es fácil descubrir una zona sobrepresionada a partir del análisis de una sección

sísmica a simple vista, pero existen procedimientos para determinar velocidades

de intervalo, durante el procesado de la sección. Esto permite determinar un

registro sónico sintético o registro de pseudo-velocidades, similar al sónico de

porosidad registrado en el pozo y el cual se obtiene por medio del análisis de la

velocidad sísmica.

5

Una vez determinado el registro de pseudo-velocidades, resulta viable la

detección y evaluación de las presiones anormales existentes en las formaciones

b) Interpretaciones geológicas: Los mapas de estructuras geológicas y

secciones transversales son muy valiosos para la perforación de pozos con

presión anormal. Pero los que más información proporcionan para efectos de

perforación son los geológicos de sección transversal. Estos muestran la profundidad

de las formaciones esperadas y los puntos de problemas probables en el pozo

propuesto. Estas secciones transversales son especialmente valiosas para pozos

exploratorios.

Técnicas utilizadas durante la perforación

Esta es una de las partes más importantes del estudio de presiones

anormales; contiene las técnicas para detectar las presiones anormales durante la

perforación.

a) Métodos tiempo real

Rata de Penetración: Declina gradualmente con la profundidad debido a

la disminución de la porosidad causada por el peso de los sedimentos. El

seguimiento a la rata de penetración es el método empleado para detectar

cambios significativos en la porosidad de las rocas. Es bien conocido que la rata

de penetración incrementa cuando se perfora lutitas subcompactadas. Un cambio

significativo en la rata de penetración es la primera estimación de evaluación de

valores de presión de formación. Existen varios factores que pueden influenciar a

la rata de penetración y enmascarar este método, entre los que se tienen: litología,

compactación, diferencia de presión, peso sobre la mecha, velocidad rotaria,

torque, hidráulica, tipo de mecha y desgaste, personal y equipo.

A continuación se describen brevemente cada uno de estos factores:

6

Litología: Este es el factor principal que afecta la rata de penetración. La

perforabilidad de la roca depende de la porosidad, permeabilidad, dureza,

plasticidad, abrasibidad, consolidación de las partículas, cambios de litología, lo

cual puede ser confirmado posteriormente al tomar la muestra de canal. Cambios

pequeños en la composición litológica (minerales arcillosos, limolita, contenido de

carbonato, entre otros) pueden significar alteración en la rata de penetración.

Comúnmente un contenido de limolita reduce la perforabilidad hasta cierto punto.

Compactación: La compactación de los sedimentos es reflejada por la

porosidad, la rata de penetración declina con el incremento de la compactación,

visto de otra manera si la rata de penetración incrementa uniformemente en una

serie arcillosa, es un reflejo de subcompactación, los cambios relativos en la rata

de penetración van en función del grado de compactación.

Diferencial de presión: El diferencial de presión es la diferencia entre la

presión ejercida por la columna de lodo y la presión de formación (llamada presión

de poro). Para una litología determinada, la rata de penetración baja a medida que

el diferencial incrementa y viceversa. Por ejemplo si D P es 500 psi, puede causar

una disminución en la rata de un 50% en comparación con D P de 0 psi. En lutitas

subcompactadas, altas ratas de penetración son causadas por un bajo D P e

incremento en la subcompactación. Una reducción en el D P puede ser por dos

razones: una reducción en la presión Hidrostática o Incremento en la Presión de

poro debido a la baja compactación.

Peso sobre la mecha: Cambios en el peso sobre la mecha afectan la

rata de penetración. Un peso sobre la mecha mínimo “threshold weigth” es

necesario para iniciar la perforación, es la mínima energía necesaria para que los

dientes de la mecha inicien el rompimiento. El threshold weight puede ser negativo

en caso que la formación sea inconsolidada, y la acción del jetting es suficiente

para iniciar la penetración.

Por encima del punto de iniciación, la rata de penetración es proporcional al

peso. Por encima de cierto valor conocido como “flounder point”, los incrementos

7

en la rata de penetración se detienen debido a que los dientes de la mecha se

atascan.

Velocidad de rotación: Inicialmente se consideró que la relación entre

Rata de Penetración y Velocidad de Rotación era lineal. (Bigham 1964, Jorden &

Shirley 1966) luego se consideró la relación exponencial Vidrine & Benit (1968),

Prentite (1980).

R = Na

Donde:

R = Rata de penetración

N= Velocidad de rotación

a= Exponente definido empíricamente basado en pruebas en pozos, tomando

litología y peso sobre la mecha.

Se asume una relación exponencial ya que toma en cuenta el desgaste de

los dientes contra la formación en función del tiempo. La relación en formaciones

blandas es casi lineal pero en formaciones de mayor dureza aplica la gráfica

logarítmica.

Torque: este parámetro casi nunca es tomado en cuenta debido a la

dificultad para medirlo. El torque en superficie no logra diferenciar el de la tubería

del de la mecha. Si el torque es medido mediante herramienta (MWD),

probablemente muestre una relación entre la Rata de Penetración y el torque

medido en la mecha. El torque es una medida de la energía necesaria para

perforar una roca, esta energía es proporcional al torque y a la velocidad de

rotación.

Hidráulica: el efecto del flujo hidráulico en la Rata de Penetración varía

según el grado de consolidación. Algunos autores sugieren una relación lineal

entre el flujo hidráulico y la rata de penetración. Algunas propiedades del lodo

pueden afectar la rata de penetración.

8

Una efectiva limpieza en el fondo del hoyo a través de una óptima hidráulica

mejoraría el avance en la perforación, al obtener un buen levantamiento de los

ripios y una fuerza de impacto adecuada dependiendo de la formación.

Tipo de mecha y desgaste: en la optimización de la Rata de

Penetración, el tipo de mecha a usar depende de la formación. Se debe tomar en

cuenta, parámetros críticos como altura de los dientes, tipo de inserto, resistencia

al desgaste. Las mechas son clasificadas de acuerdo a la dureza de la formación

por el Código IADC.

Una mala selección en el cambio de mechas puede afectar el rendimiento de

la Rata de Penetración y enmascarar el posible tope de una zona de transición.

Por esta razón cuando estamos cerca de una zona subcompactada no se debe

cambiar el tipo de mecha que está en uso, ya que cada tipo de mecha muestra

una resistencia al desgaste dependiendo de la formación atravesada.

Personal y equipo: el seguimiento a estos parámetros de perforación y

a la litología ayudan a optimizar la Rata de Penetración. Pero la experiencia del

personal de campo es vital en el conocimiento del área y del equipo, pudiendo

detectar cualquier cambio y relacionarlo con zonas de subcompactación.

b) Exponente “d”

En los últimos años se han desarrollado varios métodos con la finalidad de

normalizar la Rata de Penetración, de tal manera de eliminar el efecto en la

perforación de los diferentes parámetros enunciados antes. El método

computarizado más usado en campo se conoce como “Exponente d”, siendo un

método simple. Esta técnica fue formulada mediante estudios realizados a las

lutitas de la costa del Golfo y hasta ahora es el método más frecuentemente

usado.

9

Bingham (1964): sugirió la siguiente relación entre la Rata de

Penetración, peso sobre la mecha, velocidad de rotación y diámetro de la mecha.

Donde:

R = Rata de Penetración en pie por minuto N = Velocidad de Rotación en Revoluciones por minuto W= Peso sobre la mecha en Lbs. D = Diámetro de la mecha en pulgadas “a”= Constante Litológica “d” = Exponente de Compactación (adimensional)

Jorden & Shiley (1966) resolvieron esta ecuación del exponente “d”

utilizando medidas y unidades standard de la industria petrolera, haciendo el

Exponente “d” más manejable. La constante “a “no es requerida donde la litología

es constante, a=1, se asume por definición.

Nota: La relación R/60N es siempre menor que 1

Donde la Litología es constante el exponente “d” es una buena indicación de

lo siguiente: a) el estado de compactación, b) diferencial de presión

Nota: Calculado el Exponente “d” en lutitas es posible seguir el estado de

compactación y detectar una zona de subcompactación o presión anormal. Una

disminución en el exponente “d”, cuando se perfora una secuencia arcillosa es una

función del grado de subcompactación y es un valor asociado con presión

anormal.

10

c) Exponente “dxc”

Rehm y McClendon (1971) estudiaron los efectos del peso del lodo en la rata

de penetración y sugirieron la siguiente ecuación:

Donde:

“dxc”= Exponente “d”corregido “d” = Exponente “d” d1 = Gradiente de presión del fluido de formación de la región (presión de poro) d2 = Peso del Lodo (densidad equivalente de circulación)

Al tomar como referencia la aplicación de este método se debe examinar:

La validez de las fórmulas del Exponente “d” y el “dxc”.

El efecto de los diferentes parámetros no incorporados al “d” y “dxc”.

Parámetros que afectan al exponente “d”

Litología: El exponente “d” solo aplica para una sola litología (arcillas y

lutitas en la detección de zonas subcompactadas)

Hidráulica del lodo: cuando cambian los parámetros de la hidráulica y

existe una formación susceptible al efecto de la fuerza de impacto. Al igual en

formaciones someras donde existe una pobre consolidación de la Roca y esta es

perforada por el efecto de los chorros y no por la mecha en sí.

Tipo de mecha y desgaste: cada tipo de mecha mostrará su tendencia

particular del exponente “d”.

En conclusión, los datos seleccionados en el cálculo del exponente “d”: Rata

de Penetración, Peso sobre la Mecha, Velocidad de Rotación deben tomarse

11

como valores promedios para determinada sección Homogénea y no valores

Instantáneos del momento.

Cuando se usan unidades de Mud Logging en un sistema “On -line”, el

cálculo del exponente “d” es automático, pero es importante verificar que la data

sea correcta, si no se debe corregir manualmente.

Para poder observar cambios de compactación en profundidad es esencial

usar una escala reducida de 1:2000 para la interpretación día a día, 1:5000 para el

reporte final y escala 1:10.000 para comparar con otros documentos y

correlacionar el exponente “d” con otros parámetros de perforación

d) Torque

La medida del torque en superficie es la suma del torque en la mecha y de la

tubería de perforación contra las paredes del hoyo. Un incremento gradual del

torque puede ser por varias razones una de ellas por cambio en la presión

diferencial, si es negativo (peso del lodo muy bajo). El incremento del torque en las

lutitas puede ser por dos razones:

Hinchamiento de lutitas plásticas, cerrando el hoyo.

Por acumulación de ripios en el anular alrededor de la mecha y

estabilizadores.

e) Llenado del hoyo

Después de un viaje o durante las conexiones, se debe prever el llenado y

control del hoyo, ya que al estar en un área de presión anormal, la inestabilidad de

las paredes puede causar derrumbe y entrada de fluido de la formación lo que

puede ser detectado mediante el llenado del hoyo.

12

f) Nivel de lodo / Diferencia de flujo / Presión de bomba

Controlando estos parámetros se tiene información para reconocer un

diferencial de presión Negativo. La medición del flujo a través de sensores

electromagnéticos es fundamental en la detección de Kick, no siendo muy

confiable el uso de sensores de paleta.

Cambios en la presión de bonos que no sean por litología o efecto de la

mecha pueden ser asociados con un Kick. El incremento en el nivel de los tanques

asociado con disminución del peso del lodo indica aporte de fluidos por la

formación e indicios de arremetida.

Métodos dependiendo del Lag Time gas en el lodo

El monitoreo e interpretación del gas es fundamental en la detección de

presiones anormales. El gas de fondo es liberado por la formación durante la

perforación y generalmente existe siempre un bajo nivel de gas en el lodo, un

incremento del Back-ground gas ocurre cuando se perfora una zona

subcompactada por:

Alto contenido de gas

Incremento en la Rata de Penetración

Disminución del Diferencial de Presión

a) Densidad del lodo

Una disminución del peso del lodo saliendo (para un peso de lodo constante

puede ser por varias razones:

13

Expansión del gas liberado durante la perforación por la formación a

superficie.

Un kick de hidrocarburo o agua (producto del suaveo)

Difusión de gas (Si D P es negativo)

Burbuja de aire (durante el viaje o conexión)

Una brusca disminución del peso del lodo en superficie no

necesariamente es reflejo de una disminución a través del anular ya que el gas se

libera de presión al llegar a superficie.

b) Temperatura del lodo

El gradiente de temperatura observado en zonas subcompactadas es

anormalmente alto, por encima del de una secuencia de presión normal. El

gradiente geotérmico, es calculado:

Donde:

GT = Gradiente Geotermal (°F / 100Ft)

T1 = Temperatura ((°F) a la profundidad Z1

T2 = Temperatura ((°F) a la profundidad Z2

El promedio de gradiente geotermal puede ser establecido para una región o

campo en especial.

El gradiente geotermal puede variar o ser afectado por:

Cantidad de cuarzo: es altamente conductivo

14

La presencia del mineral arcilloso, especialmente caolinita reduce la

conductividad de la matriz.

Naturaleza de los fluidos entrampados.

c) Resistividad del lodo

En zonas de compactación normal la salinidad del agua intersticial

incremente gradualmente con la profundidad, ya que se ha demostrado una

relación entre la filtración iónica de las arcillas en el curso de la expulsión de agua

durante el proceso de compactación. La retención de Iones en las arcillas aumenta

con la profundidad. Monitoreando los cambios en la salinidad del agua de

formación teóricamente es posible detectar zonas subcompactadas. Se usa un

equipo para medir la Resistividad/conductividad continuamente durante la

perforación.

Métodos del análisis de los cortes litológicos

La experiencia en conocer la secuencia litológica provee indicaciones de la

existencia de presiones anormales. Pero en pozos exploratorios la entrada a

zonas de porosidad es generalmente marcada por un Drilling Break (cambio de

compactación). Se monitorea la perforación mediante el seguimiento a la rata de

penetración y circula el ciclo completo para realizar el análisis litológico a las

muestras de canal.

a) Densidad de lutita

La medición de la densidad en las arcillas y lutitas en el método más antiguo

en la detección de zonas anormalmente presurizadas, está basada en el principio

que la densidad de las lutitas en una zona subcompactada disminuye. Uno de los

métodos usados es el de la columna de densidad variable. La cual es preparada

15

mezclando dos líquidos Inmiscibles de densidad conocida. La distribución de la

densidad se chequea a través de un set bolitas de densidad conocida, se prepara

un gráfico densidad Vs. Altura de la columna. Cada muestra es tomada por

separado y sumergida en la columna después de haber sido secada en papel

absorbente. Las sustancias más comúnmente usadas son:

Bromoformo: 2.89gr/cc

Tetracloruro: 1.59gr/cc o

Tricloroetano: 1.47 gr/cc (este último de más baja toxicidad)

b) Derrumbes:

Son ripios de mayor diámetro que los de corte de la mecha que puede ser

visualizado fácilmente por los geólogos en el pozo. Pueden ser producto de un

bajo balance ( P negativo). La presencia de un alto porcentaje de derrumbes

indica inestabilidad en paredes del hoyo producto de excesivo esfuerzo horizontal

de matriz de roca.

Técnicas utilizadas después de la perforación

La presencia de presión anormal se puede detectar con los indicadores

descritos anteriormente mientras se está perforando. Sin embargo, con la

excepción de la densidad de la lutita, todos los indicadores dan solamente una

estimación cualitativa de la presión. La magnitud cuantitativa de presión se deriva

al graficar los valores de lutita obtenidos de los registros geofísicos después de

haber perforado el pozo o una etapa del mismo.

Una de las mejores herramientas usadas tanto para la detección como para

la estimación de las zonas con presiones anormales, son aquellas que utilizan los

datos obtenidos de los registros geofísicos, en los cuales se obtiene la información

16

de la variación con la profundidad de las características de las formaciones

atravesadas por el pozo.

La verificación y cuantificación de presiones anormales después de la

perforación cae dentro de lo que se llama "evaluación del pozo".

Los registros más comunes utilizados para evaluar presiones anormales en

los pozos son los acústicos y los de inducción. Son los registros básicos para

evaluar formaciones clásticas y no clásticas. De estos registros se pueden obtener

valores de lutita confiables para la determinación de presiones. Sin embargo, debe

aclararse que cualquier registro cuya respuesta dependa primordialmente de la

porosidad de la roca, puede emplearse en una evaluación cuantitativa de la presión

de formación.

A Continuación se hace una breve descripción de los registros geofísicos

utilizados con mayor frecuencia en la detección de las presiones anormales

a) Registro sónico de porosidad (acústico), (tiempo de tránsito y porosidad)

El registro sónico también llamado registro acústico, mide la velocidad del

sonido a través de la roca como valores específicos expresados en

microsegundos. Esta herramienta puede correrse en cualquier pozo descubierto

lleno de fluidos.

Esta técnica utiliza la diferencia entre los tiempos de tránsito de una zona de

alta porosidad geopresionada y la zona de baja porosidad normalmente

presurizada. La porosidad decrece con la profundidad, debido a que las forma-

ciones están más compactadas a medida que se va profundizando. Ahora, cuando

encontramos una zona de porosidad anormalmente alta o una formación bajo

compactada, el tiempo de transito se incrementa, desviándose de la tendencia

normal. La velocidad de la onda acústica depende de la composición mineralógica

de la formación, así como de su porosidad y fluido que la satura. Se ha observado

que la mayor velocidad de transmisión de la onda acústica se tiene en materiales

17

densos, tales como rocas de baja porosidad y velocidades más bajas en

materiales con menor densidad tales como rocas impregnadas de gas y/o con alta

porosidad

b) Registro de densidad (densidad de la formación)

Para la medición de la densidad deformación, se aprovecha la dispersión y

absorción de rayos gamma por los electrones de los átomos como principio fun-

damental. La dispersión de los rayos gamma, es proporcional al número de

electrones, y a la densidad del medio por donde viajan los rayos. Entre más densa

es la formación, más amplia es la dispersión.

Como la densidad de un estrato homogéneo es proporcional a su porosidad.

La dispersión de los rayos gamma es proporcional a la porosidad de las forma-

ciones.

La relación entre la cuenta de rayos gamma y la densidad se encuentra

experimentalmente mediante herramientas calibradoras en formaciones de densi-

dad conocida. La relación entre la densidad con la porosidad se calcula para

varias combinaciones litológicas y de fluidos saturantes.

Las zonas con presión anormal distorsionan los valores leídos de densidad

hacia valores más bajos de la tendencia normal; debido a que tienen una mayor

porosidad. Esto también puede suceder con formaciones impregnadas de gas. Los

datos de densidad se presentan en gráficas sobre escalas normales y/o

semilogarítmicas. El principal problema es que este registro rara vez se registra en

un intervalo muy largo. Se registra para propósitos de porosidad sobre zonas

potencialmente productoras de hidrocarburos

c) Registro sónico dipolar (dsi)

La herramienta DSI Sónico de Cizallamiento por Imágenes que combina la

tecnología monopolar y dipolar, adquiere y analiza en forma efectiva las ondas de

18

cizallamiento y Stoneley en todo tipo de formaciones. Además, trabaja tanto en

agujero descubierto y entubado. Con las mediciones de esfuerzos direccionales

del tren completo de ondas medidas con el DSI se puede mejorar la interpretación

de la sísmica de cizallamiento, particularmente la técnica de (AVO) amplitud vs

offset.

También da una medición precisa de la porosidad y la potencial presencia de

gas. Las ondas Stoneley se analizan con un nuevo producto que ilumina las frac-

turas abiertas, proporciona respuestas de gran valor en la litología, el contenido de

fluidos y las propiedades mecánicas, tales como dureza de la formación y

compresibilidad, derivadas de análisis del tren de ondas completo.

d) Registro de inducción

Este dispositivo de registro mide la resistividad de una roca al inducir una

corriente alterna a través de ella. Mide la capacidad de la roca para conducir la

corriente. Se puede correr en agujero descubierto.

Se conoce que la resistividad (inverso de la conductividad) es una función de

varios factores, tales como, porosidad, temperatura, contenido de sales en el

fluido, saturación y composición mineralógica, entre los más importantes. En los

estratos lutíticos es función de la porosidad. Debido a que la porosidad es una

respuesta de las formaciones a los procesos de compactación, las medidas de

resistividad y/o conductividad reflejan en cierto modo, la presión en los poros de la

lutita.

ARREMETIDA

Es la entrada no deseada al pozo de los fluidos de la formación, (agua,

petróleo o gas) cuando la presión hidrostática originada por la columna del fluido

de perforación no es suficiente para mantener los fluidos de la formación. No todos

los flujos de fluidos desde la formación son arremetidas ya que pequeñas

19

cantidades de gas, agua o petróleo pueden filtrarse en el hoyo proveniente de

algunas formaciones mientras se perfora o se efectúan viajes. Un flujo continuo

proveniente de formaciones más permeables normalmente puede ser manejado

con equipos y procedimientos de perforación bajo balance sin ser considerado una

arremetida.

Si la arremetida es reconocida y controlada a tiempo, puede ser fácilmente

manipulada y circulada fuera del pozo en forma segura. Como una arremetida

podría suceder en cualquier momento, se debe estar en condiciones de

reconocerla, identificarla y reaccionar ante todos los indicadores. Estos

indicadores permiten saber tanto si las condiciones para una surgencia existen o si

en el pozo pudiese estar ya una arremetida.

Antes de reanudar las operaciones de perforación el influjo o arremetida

debe ser circulado del hoyo. La circulación de un influjo de agua o petróleo no

representa mayor dificultad en comparación con la circulación de un influjo de gas.

Un influjo de gas es más complicado de remover debido a la necesidad de permitir

la expansión del gas a medida que sube en el anular. Si el influjo del gas no se le

permite que se expanda a medida que este sube en el hoyo, la presión de fondo

en el hoyo será llevada hasta superficie. Debido a que muy pocos hoyos,

revestidores y equipos de superficie pueden resistir una presión igual a la presión

de fondo del pozo, se permite que la mayoría de los influjos de gas se expandan.

Causas de una arremetida

El objetivo principal del control de pozos es la prevención de las arremetidas

y el objetivo secundario es detectarla rápidamente para circularla lo más rápido

posible y evitar así que se convierta en un reventón. Conocer esto objetivos es

importante debido a los riesgos asociados a la circulación del influjo. Para hacer

esto se requiere un buen conocimiento de las posibles causas de los influjos en el

pozo.

20

Es importante recordar que existen dos condiciones necesarias para que

ocurra el influjo: a) la presión interna ejercida en el hoyo y frente a la formación de

donde proviene la arremetida tendrá que ser menor que la presión que acompaña

a los fluidos almacenados en los poros de la formación b) y la formación que

causa la arremetida deberá tener suficiente porosidad y permeabilidad para

permitir el flujo de los fluidos hacia el hoyo.

Como la permeabilidad no puede controlarse el personal de perforación

deberá utilizar las técnicas a su alcance para asegurarse de que la presión dentro

del hoyo sea siempre mayor que la presión de la formación, siempre y cuando se

esté perforando en sobrebalance.

Existen distintos factores que pueden generar un desbalance de presión

hacia el pozo y dar lugar a situaciones que pudieran originar una arremetida. Entre

los factores que pueden causar una arremetida se encuentran:

a) Densidad insuficiente del fluido de perforación: La presión hidrostática

ejercida por la columna de fluido es el medio principal de control de pozos. Si esta

presión hidrostática es igual o mayor que la presión de las formaciones expuestas

en el hoyo desnudo, entonces el pozo no podrá fluir.

Las arremetidas ocasionadas por insuficiencia de peso del fluido son más

predominantes durante la perforación de pozos exploratorios en áreas de

presiones anormales. Sin embargo, este tipo de arremetida puede ocurrir también

en la perforación de pozos de desarrollo porque las formaciones están “cargadas”.

En una formación cargada, la presión en los poros aumenta por las operaciones

previas de perforación o producción, y no por otras condiciones. Las operaciones

de inyección de fluidos, fugas en los revestimientos, cementaciones pobres,

inadecuado abandono de pozos y reventones subterráneos previos, pueden ser

las causas de que las formaciones estén cargadas.

b) Llenado inadecuado del hoyo: Las fallas en mantener el hoyo

completamente lleno de fluido durante la extracción de inserción de la sarta de

21

perforación son la causa fundamental del 50 al 70% de todos los reventones

registrado en la industria. A medida que se extrae la sarta, el nivel del fluido en el

hoyo bajará debido al volumen de metal que representan los tubos extraídos. Y a

medida que baja el nivel del fluido, la presión hidrostática de la columna de fluido

se reduce, ya que la altura de la columna disminuye. La disminución de la altura

de la columna puede ser también ocasionada por filtración o pérdida de fluido

desde el hoyo hacia las formaciones. Si no se le agrega más fluido al hoyo, a

medida que se extrae la sarta, es posible que se reduzca la presión hidrostática a

una presión menor que la contenida en la formación. Cuando esto sucede, puede

ocurrir una arremetida.

Para evitar esta pérdida de presión hidrostática, es solamente necesario

llenar de fluido el hoyo a intervalos determinados o continuamente por medio del

“tanque de viaje”, para reemplazar el volumen representado por el volumen de

metal de la tubería que se extrae, y para compensar las pérdidas por filtración.

El volumen del metal de la tubería puede calcularse, pero las adiciones

necesarias de fluido para reemplazar las pérdidas por filtración, pueden sólo

predecirse por comparación con los volúmenes determinados anteriormente, para

mantener el hoyo debidamente lleno, durante las extracciones e inserciones de la

sarta. Por esta razón, es imperativo mantener en el taladro un registro del volumen

de lodo requerido, correspondiente al número de tubos (parejas) extraídos durante

cada operación

c) Pérdidas de circulación: La pérdida de circulación o pérdida de retorno

está definida como la invasión de los fluidos de perforación y/o lechadas de

cemento hacia la formación. El control y prevención de la pérdida de circulación de

los fluidos de perforación es un problema frecuentemente encontrado durante la

perforación de pozos de petróleo y gas.

La pérdida puede ser parcial o total, es decir, se puede perder una pequeña

fracción de fluido generalmente manifestada por una disminución gradual del nivel

del fluido de perforación en los tanques o se puede perder el fluido de perforación

22

que se encuentra en el hoyo, al desplazarse en su totalidad hacia la formación.

Otros problemas como: colapso del hoyo, atascamiento de tubería, imposibilidad

de controlar el hoyo, pérdida de tiempo durante las operaciones de perforación,

daño a formaciones potencialmente productivas, arremetidas, reventones,

derrumbe excesivo de las formaciones y costos asociados son otros efectos que

contribuyen a hacer que el control y prevención de la pérdida de circulación sea

considerado uno de los problemas más importantes en la industria petrolera y uno

de los sucesos que más afecta la estabilidad del hoyo.

La magnitud del problema plantea la necesidad de iniciar investigaciones que

relacionen todos los aspectos considerados en la pérdida de circulación, para así

determinar soluciones efectivas y evitar las horas improductivas durante las

operaciones en el taladro.

Existen muchos factores que originan pérdidas de circulación en el hoyo,

cada uno de estos está relacionado con el tipo de formación que se está

perforando, las condiciones del hoyo y la presión que ejerce la columna del fluido

de perforación.

Con relación al tipo de formación o condiciones en el subsuelo que pueden

ocasionar o son susceptibles de generar una pérdida de circulación en el pozo se

clasifican en cuatro categorías:

Fracturas naturales o intrínsecas: son aquellas creadas por los

esfuerzos tectónicos, y los diferentes eventos geológicos ocurridos en una

determinada zona. Se manifiestan por una discontinuidad que rompe los estratos

de las rocas en bloques por medio de grietas o fisuras que pueden permitir el paso

de los fluidos que se encuentran en el pozo solo si existe suficiente presión en el

hoyo capaz de exceder la de los fluidos de la formación y además el espacio

creado por la fractura es tan grande como para permitir la entrada de los fluidos

con esta presión (ver figura 1c)

23

Fracturas creadas o inducidas: son aquellas producidas durante las

operaciones de perforación con el fin de estimular la formación para mejorar la

producción (fracturamiento hidráulico y acidificación). Adicionalmente, muchas

fracturas han sido creadas al tratar de mantener el peso de la columna hidrostática

en el hoyo por lo que esta operación también puede crear fracturas en la

formación si se excede la densidad necesaria para mantener las paredes del hoyo.

Las fracturas inducidas o creadas se distinguen de las fracturas naturales

principalmente por el hecho de que la pérdida del fluido de perforación hacia

fracturas inducidas requieren la imposición de presión de una magnitud suficiente

para romper o abrir una parte de la formación (ver figura 1d)

Fracturas cavernosas: las fracturas creadas en zonas cavernosas están

generalmente relacionadas con formaciones volcánicas o de carbonatos (caliza y

dolomita). Cuando estas formaciones fisuradas son perforadas, la columna de

fluido de perforación puede caer libremente a través de la zona vacía creada por la

fractura y producir rápidamente la pérdida del fluido de perforación.

Las formaciones cavernosas se diferencian de las fracturas naturales e

inducidas en que las cavernas son probablemente el resultado de un fenómeno de

disolución de la roca, es decir pueden aparecer durante el enfriamiento del magma

o ceniza volcánica (ver figura 1b)

Pérdidas en formaciones altamente permeables o poco consolidadas:

pueden tener una permeabilidad suficientemente alta para que el fluido de

perforación invada la matriz de la formación, y generar así la pérdida de

circulación de los fluidos del pozo. La alta permeabilidad también se encuentra

frecuentemente en las arenas, grava, y formaciones que fueron arrecifes o bancos

de ostras.

En general para que ocurra la pérdida de fluido hacia las formaciones

permeables es necesario que los espacios intergranulares tengan suficiente

tamaño para permitir la entrada del fluido de perforación, y como en el caso de las

24

fracturas naturales y cavernosas, es necesario que exista una presión hidrostática

que exceda la presión de la formación. Solo así podrá ocurrir la invasión (ver figura

1a).

Figura 1: Zonas de pérdida de circulación: a) Arenas no consolidadas y de alta permeabilidad. b)

Zonas cavernosas o fisuradas en carbonatos (caliza o dolomita). c) Fracturas naturales, fallas y

zonas de transición en carbonatos o lutitas duras. d) Fracturas inducidas por el exceso de presión

d) Presiones de achique durante la extracción de la tubería de perforación:

Aún cuando el hoyo esté completamente lleno de fluido lo suficientemente pesado,

la presión ejercida frente a una formación permeable puede ser reducida por el

achique ocasionado durante la extracción de la tubería. Esta reducción de presión

en el hoyo puede permitir que pequeños volúmenes de los fluidos de la formación

entren al hoyo, durante el tiempo que la sarta está en movimiento. El achique

25

puede hacer que el pozo empiece a fluir, ya que la presión hidrostática ejercida

por el fluido es reducida por el fluido de la formación.

Cierta pérdida de presión hidrostática es inevitable debido al achique. Sin

embargo, la reducción de presión no debe exceder el sobrebalance de presión de

la columna de fluido. El achique es función de la velocidad con que se extrae la

tubería, de las propiedades del fluido y del tamaño del espacio anular. Las

primeras tres son los problemas de mantener el control del pozo a través de la

presión hidrostática de la columna de fluido de perforación. La cuarta es debido a

los efectos dinámicos que reducen la presión de la columna de fluido de

perforación al extraer la tubería del hoyo.

Indicadores de una arremetida

Existen varios indicadores o signos de aviso que se pueden observar en la

superficie cuando está ocurriendo una arremetida mientras se está perforando o

durante viajes de tubería. Sin embargo, no todas las señales identifican una

arremetida positivamente. Dichas señales ponen en alerta al personal del taladro

sobre una situación anormal, que puede ser una arremetida en proceso. El

personal de perforación debe poseer los conocimientos teóricos y el

entrenamiento práctico que le permita reconocer e interpretar estas señales, para

decidir un cierre temprano del pozo con un mínimo influjo de la formación. Esto

disminuye las probabilidades de daño en el pozo, minimiza las presiones de cierre

y facilita el control posterior del pozo.

Los indicadores más importantes ocurren durante la perforación y durante los

viajes de tubería. Entre los indicadores claves mientras se perfora se tienen:

a) Aumento en la tasa de penetración: un cambio en el ritmo de la

perforación se debe principalmente a cambio en el tipo de formación que se

perfora, siempre y cuando el peso sobre la mecha y la velocidad de rotación se

mantengan constantes. También si disminuye el diferencial de presión entre la

26

presión de la columna hidrostática y la presión de la formación, lo cual ocurre al

penetrar una formación de mayor presión.

Esto produce un aumento en la tasa de penetración, independientemente de

que las variables de perforación y el tipo de formación atravesada permanezcan

constantes. Generalmente el incremento en la tasa de penetración debido al

aumento de la presión de la formación no es tan abrupto como el causado por

cambios en la dureza de la formación, pero el perforador debe estar alerta

después que haya notado un avance en la tasa de penetración. Particularmente

debe estar atento a los otros indicadores de la arremetida descritos a

continuación.

b) Ganancia en los tanques: un aumento repentino en el nivel de tanques

es un signo de que está ocurriendo una arremetida. Esto se debe a que la entrada

de fluido al pozo, desde una formación, desplaza parte del fluido que está en el

espacio anular y ocasiona un aumento en el nivel de los tanques.

Los tanques en los taladros de perforación están provistos de indicadores del

nivel para poder notar rápidamente cualquier aumento del volumen del fluido de

perforación.

Cuando ocurre una arremetida la presión en superficie para contrarrestarla

(presión de cierre) depende en gran parte de la cantidad de fluido de perforación

descargado. A medida que este aumenta mayor será la contrapresión que deberá

aplicarse en la superficie para contener la presión de la formación con lo que

queda de la columna de fluido de perforación en el pozo

c) Aumento en la tasa de retorno: si se mantiene constante la tasa de

bombeo el flujo ascendente por el espacio anular deberá ser constante. Pero si el

flujo anular aumenta sin un cambio en la tasa de bombeo, entonces el flujo

adicional es ocasionado por descarga de fluidos de la formación al hoyo.

27

d) Cambio en la presión y velocidad de las bombas: la señal inicial en la

superficie de que una arremetida está en proceso puede ser un aumento

momentáneo en la presión de la bomba. Este aumento raras veces es percibido

debido a su corta duración, pero es registrado en los instrumentos de control y

apreciado luego de haberse identificado la arremetida. Posteriormente la entrada

de fluidos livianos de la formación hace que la presión hidrostática en el anular

baje progresivamente. La bomba no tiene que levantar una columna tan pesada

como antes y la presión de esta tiende a disminuir mientras que la velocidad de

bombeo aumenta.

e) Fluido de perforación contaminado con gas: cuando se detecta en

superficie que el fluido de perforación ha sido contaminado por gas puede ser una

señal anticipada de una arremetida en potencia. Sin embargo, no es un indicador

definitivo ya que primero debe verificarse si no se ha registrado una ganancia en

los tanques o si el pozo no fluye con las bombas paradas, de lo contrario no se

puede asegurar que esto sea un indicador confiable de una arremetida. Por otra

parte, se debe tomar en cuenta que una pequeña cantidad de gas en superficie

tendrá un volumen despreciable dentro del pozo debido a la capacidad que este

tiene de expandirse.

Por otra parte, los principales indicadores de una arremetida durante los

viajes de tubería son:

El pozo no toma volumen adecuado de fluido de perforación.

El pozo fluye con las bombas paradas.

El pozo no toma volumen adecuado de fluido de perforación cuando el

volumen de fluido utilizado para compensar el volumen de la sarta extraída del

hoyo durante los viajes es menor que el volumen calculado, es decir, se requiere

menor cantidad de fluido de perforación para compensar el volumen perdido

durante el proceso de viaje de la tubería lo cual indica que una arremetida está en

proceso de ocurrir.

28

Además de los indicadores señalados anteriormente, están otros asociados

con la tubería y con las herramientas:

a) Indicadores que anticipan una arremetida al sacar o meter tubería: los

principales indicadores que anticipan una arremetida al sacar o meter la tubería

son: aumento de volumen en tanque, flujo sin circulación, el pozo toma menos

volumen o desplaza mayor volumen, el volumen requerido para llenar el pozo,

debe ser igual al volumen de acero de la tubería que ha sido extraída. Si la

cantidad necesaria de lodo para llenar el pozo es mayor, se tiene una perdida y

esta trae consigo el riesgo de tener una arremetida. En caso de introducir tubería,

el volumen desplazado deberá ser igual al volumen de acero introducido en el

pozo.

b) Indicadores que anticipan una arremetida al sacar o meter

herramientas: los mismos indicadores de viajes de tuberías se tienen para los

lastrabarrenas, la diferencia estriba principalmente en el mayor volumen de lodo

desplazado por esta herramienta.

c) Indicadores que anticipan una arremetida sin tubería dentro del pozo:

se tienen dos indicadores: Aumento de volumen en los tanques y flujo sin bombeo.

Equipos de control de pozos y arremetidas

El factor principal para prevenir una arremetida es la presión hidrostática

aplicada a la formación por la columna del fluido de perforación. El equipo de

control del pozo debe estar diseñado para cerrar el cabezal del pozo en superficie,

controlar la salida de fluidos, permitir bombear fluidos dentro del pozo y permitir el

movimiento de la sarta.

El equipo superficial necesario para controlar una arremetida debe estar

compuesto de:

29

Un estrangulador hidráulico ajustable (Choke).

Dos estranguladores manuales.

Una válvula de control hidráulico (HCR).

Un separador de gas y fluido de perforación.

Un impidereventón anular o esférico.

Dos impidereventones tipo arietes de tubería y ciego.

Manómetros.

Una válvula de contrapresión.

Una válvula de cierre positivo de máxima abertura para la sarta de

perforación (Kelly Cock).

Una válvula multiple check cuando se perfora con top drive.

a) Estranguladores: El estrangulador (choke) es un elemento que controla

el caudal de circulación de los fluidos. Al restringir el paso del fluido con un orificio,

se genera una contrapresión o fricción extra en el sistema, lo que provee un

método del control del caudal del flujo y de la presión del pozo (ver figura 2)

Figura 2. Estrangulador Figura 2. Estrangulador

30

Los estranguladores usados para el control de pozos son:

Estrangulador manual ajustable (convencionales): está compuesto por

un vástago (aguja) y asientos cónicos. Su principal mecanismo de funcionamiento

es el siguiente: a medida que el vástago se acerca al asiento, disminuye el

espacio anular entre ellos y se restringe el paso de fluido. Esto produce una mayor

contrapresión en el pozo (ver figura 3)

Estranguladores ajustables a control remoto (choke hidráulico): los

estranguladores ajustables a control remoto tienen la ventaja de permitir

monitorear presiones, emboladas y controlar la posición relativa de apertura del

estrangulador desde la consola. El estrangulador se puede cerrar y sellar en forma

ajustada para actuar como válvula. El mecanismo de operación es un conjunto de

cilindros de doble acción que hacen girar el estrangulador (ver figura 4)

Figura 3. Estrangulador manual ajustable

Figura 4. Estrangulador ajustable a control remoto

31

Entre las limitaciones de este tipo de estranguladores se tiene que su uso no

es muy frecuente y por ello deben ser revisadas sus condiciones de

funcionamiento periódicamente, al menos una vez por semana

b) Separador de gas: El separador de gas y de fluido de perforación es un

tanque cilíndrico instalado de manera horizontal (ver figura 5a) o vertical (ver

Figura 5b), cuyo propósito es separar el gas del fluido de perforación para

mantener este último en condiciones apropiadas. Estos separadores son equipos

de seguridad necesarios durante la perforación de un pozo y se utilizan en

aquellas operaciones donde existe la posibilidad de enfrentar grandes volúmenes

de gas o cuando se está perforando con una columna hidrostática bajo balance.

Su función principal es separar y ventilar de forma segura las grandes cantidades

de gas libre, que pueden incluir gases tóxicos tales como el sulfuro de hidrógeno,

provenientes del sistema del fluido de perforación.

La amenaza de gas se reduce cuando este se transporta a través de las

líneas de ventilación y se dirige hacia una localización remota para ser quemado.

Esta entrega de gas hacia dicha localización puede controlarse mediante una

válvula de distribución de contrapresión ubicada en la línea del quemador.

Figura 5. Separador de gas horizontal y vertical

32

c) Impidereventones: El Instituto Americano del Petróleo (API) define el

equipo de impidereventones como unos dispositivos que se conectan a la tubería

de revestimiento y que tienen por objeto controlar las presiones en el espacio

anular, entre la tubería de revestimiento y la sarta de tuberías durante las

operaciones de perforación, terminación y/o rehabilitación de pozos.

Un sistema de impiderreventones es la unión de dos o más de ellos

instalados en el cabezal del pozo con el propósito de impedir el flujo incontrolado

de fluidos en el espacio anular entre el revestidor y la tubería de perforación, o el

pozo abierto. El tipo, tamaño y número de impiderreventones se selecciona de

acuerdo con los requerimientos de cada pozo en particular.

Al momento de escoger los impiderreventones que se usarán en un

determinado pozo, el principal elemento a considerar es la presión de trabajo de

éstos. Así mismo, para seleccionar la presión de trabajo se deben considerar los

siguientes factores:

Presión interna de trabajo de la tubería de revestimiento.

Máxima presión de superficie anticipada.

Tipo de fluido producido.

Disponibilidad en el mercado de los impidereventones con las

especificaciones de presión requerida.

Tipos de Impidereventones

El equipo de impiderreventones puede estar compuesto de varios tipos de

elementos. La mayoría están constituidos por impidereventones esféricos, de

ariete, o rotacionales. A continuación se presenta una descripción de los mismos.

a) Impidereventón anular o esférico: se coloca en la parte superior del

conjunto y normalmente es el primero en ser activado para cerrar el pozo. En

33

estos preventores (como también se les llama a los impiderreventones) se emplea

un anillo de caucho sintético reforzado con una unidad sellante que circunda el

orificio del pozo para cerrarlo herméticamente.

En la posición de apertura máxima el diámetro de la unidad sellante es igual

al diámetro interno del impidereventón. Un sistema de compresión del anillo que

opera hidráulicamente lo comprime radialmente ajustándolo al tamaño de la

tubería que se encuentra en el hoyo, a las uniones o al cuadrante que se

encuentre dentro del impiderreventones. Los impiderreventones anulares tienen la

capacidad de sellar sobre cualquier forma o diámetro del equipo que se esté

usando en la perforación del pozo. En la figura 6a se muestra la configuración

mecánica de impidereventón anular.

Los impidereventones anulares permiten efectuar operaciones de arrastre de

la tubería de perforación, debido a que poseen la propiedad de mantener el sello

mientras pasa la tubería a través de él.

Una de las características más importantes de estos preventores es el

elemento sellante, estas unidades son manufacturadas con material de goma de

alta calidad reforzada con segmentos de acero. El orificio del elemento de sello se

adapta a cualquier forma y tamaño, cerrando cualquier parte de la tubería o

cerrando completamente el hoyo (ver figura 6).

Figura 6. a) Impidereventón anular; b) Elemento sellante del Impidereventón anular

34

b) Impidereventón tipo ariete: cierran el espacio anular en el exterior de

una sarta de perforación en un pozo, moviendo los arietes desde una posición de

reposo hasta la posición cerrada alrededor de la tubería de perforación. Los

arietes operan por pares y, cuando están cerrados, tapan herméticamente el

espacio debajo de ellos. Los arietes para tubería tienen aperturas semicirculares

correspondientes al diámetro de la tubería para la cual están destinados. Es

absolutamente esencial que los arietes de un impidereventón correspondan

exactamente al diámetro de la tubería de perforación, la tubería de revestimiento,

o la tubería de producción que se esté empleando. En la figura 7 se muestra la

configuración mecánica de un impidereventón tipo ariete.

Los impiderreventones tipo ariete se clasifican en tres categorías:

Arietes de tubería: los arietes de tubería cierran el anular del pozo

cuando la tubería está dentro del hoyo. Están diseñados para cerrar alrededor de

un diámetro específico de tubería; por lo tanto, los arietes de tubería vienen en

diferentes tamaños de acuerdo al diámetro exterior de las tuberías (ver figura 8).

Se pueden usar para mantener la tubería de perforación en el hoyo cuando la

presión del pozo trata de sacarla

Figura 7. Impidereventón tipo ariete

35

Arietes ciegos: los arietes ciegos cierran el pozo cuando no hay tubería

en el hoyo. Si la tubería se encuentra accidentalmente en el pozo cuando el ariete

se está cerrando, ésta será aplastada y no se podrá hacer un sello efectivo. En la

figura 9 se muestra una configuración mecánica de un ariete ciego.

Arietes de corte: poseen hojillas de corte adheridas a ellos, como su

nombre, lo indica estos arietes cortan la tubería presente el hoyo a medida que

cierran y sellan el hoyo abierto. Cuando no hay tubería en el hoyo, los arietes de

corte se comportan exactamente como un ariete ciego (ver figura 10)

Figura 8. Arietes de tubería

Figura 9. Arietes ciegos

Figura 10. Arietes de corte

36

c) Impidereventones rotacionales: se colocan en el tope del conjunto de

equipos preventores de reventones (BOP por sus siglas en inglés, BlowOut

Preventer). Proveen una salida lateral para la línea de flujo de retorno. Las salidas

más pequeñas se usan para las conexiones de llenado del pozo. Los

impiderreventones rotacionales tienen un elemento de sello que pueden cerrar

alrededor del cuadrante, tubería de perforación, portamechas y revestimiento.

Estos impiderreventones son utilizados principalmente en la perforación bajo

balance o con fluidos de perforación aireados (ver figura 11).

El impidereventón rotatorio es una necesidad en casos de circulación

invertida, durante la cual la presión de bombeo se aplica al espacio anular para

conseguir flujo a través de la tubería de perforación.

Los impiderreventones rotatorios hacen exactamente lo que se nombre

indica: una unidad hermética unida al cuadrante dando vueltas mientras que el

cuerpo del aparato queda estacionario. La unidad sellante rotatoria hace cuerpo

con el cuadrante y proporciona una hermeticidad mayor y de más larga duración.

d) Manómetros: Son instrumentos que sirven para medir presiones.

Pueden registrar distintos tipos de presiones en el pozo, como por ejemplo: la

presión de cierre de tubería de la tubería de perforación, la presión de cierre de la

tubería de revestimiento y la presión de cabezal entre otras.

Figura 11. Impidereventón rotacional

37

e) Válvula de contrapresión o inside Preventer: Es una válvula recuperable

que se usa para bloquear el flujo indeseado del hoyo hacia la superficie. Se instala

en la sarta de perforación y se recupera usando una guaya de recuperación que

permite liberarla de las conexiones donde fue colocada.

f) Válvula de seguridad del cuadrante o kelly cock: La válvula de

seguridad del cuadrante es una válvula tipo bola colocada en cada terminal de la

junta del cuadrante y la unión giratoria. Su propósito básico es proveer un medio

para cerrar la sarta de perforación, en caso de que la manguera de perforación o

el tubo que sostiene a la manguera de perforación tenga alguna salida del fluido

de perforación mientras que se está circulando una arremetida.

Esta válvula se cierra si la presión de la tubería de perforación amenaza con

exceder la presión que se tiene en la manguera de perforación Existen dos tipos

de válvulas de esta categoría; la válvula de seguridad superior del cuadrante y la

válvula de seguridad inferior del cuadrante.

Válvula de seguridad superior del cuadrante: es usada para cerrar el

cuadrante cuando el mismo está en su posición más baja en la mesa rotatoria. La

finalidad de esta válvula es cerrar la sarta de perforación si, en el momento que se

esté circulando una arremetida fuera del pozo, comienza a salir fluido de

perforación a través de la manguera de perforación o el tubo que sostiene la

manguera de perforación (ver figura 12).

Figura 12. Válvula de seguridad superior del cuadrante

38

Válvula de seguridad inferior del cuadrante: es usada como reemplazo

de la válvula de seguridad superior. Permite ahorro de fluido de perforación

durante las conexiones y que el cuadrante sea desenroscado al momento de

instalar una válvula de contrapresión durante la operación de forzamiento de la

tubería (ver Figura 13)

g) Válvula múltiple check: se usa para evaluar y monitorear las presiones

del pozo. Provee una vía de flujo para el fluido de perforación que esté siendo

bombeado a través de los tubulares conectados al top drive así como también

incluye una válvula ahorradora que utiliza un pistón para retener el fluido de

perforación en el top drive cuando un tubular se desconecte de él, es decir, la

válvula controla el flujo del fluido de perforación u otros fluidos al área de trabajo y

al ambiente mientras que el top drive está siendo conectado a un nuevo tubular.

h) Líneas de matar: estas líneas van desde la bomba del lodo al conjunto

de válvulas de seguridad, conectándose a estas en el lado opuesto a las líneas de

estrangulación. A través de esa línea se bombea lodo pesado al pozo hasta que la

presión se haya restaurado, lo cual ocurre cuando se ejerce suficiente presión

hidrostática contra las paredes del hoyo para prevenir cualquier irrupción de fluido

al pozo (ver figura 14)

Figura 13. Válvula de seguridad inferior del cuadrante

39

i) Tanque de viaje: es una estructura metálica utilizada con la finalidad de

contabilizar el volumen de lodo en el hoyo durante los viajes de tuberías; permiten

detectar si la sarta de perforación está desplazando o manteniendo el volumen

dentro de hoyo cuando se meta o se saque la tubería del mismo. Posee una

escala graduada que facilita la medición más exacta de estos volúmenes

Manejo de Arremetidas

Después de constatar la presencia de una arremetida se debe proceder a

cerrar el pozo, verificar las presiones existentes tanto en la tubería de perforación

Figura 14. Líneas de matar

Figura 15. Tanques de viaje

40

como en el espacio anular. Es importante seguir ciertos procedimientos para

controlar con éxito la situación. Las acciones para dominar una arremetida cuando

la tubería está en el fondo o cuando ocurre durante un viaje, consiste en efectuar

el cierre del pozo utilizando los procedimientos establecidos para cada caso. Estos

tienen el propósito de disminuir la cantidad de influjo para facilitar el control

posterior y además realizar el cierre del pozo con seguridad.

Se utilizan tres tipos o métodos de cierre una vez que se ha percibido

cualquier indicador de arremetida y se efectúa la prueba de flujo (el pozo fluye con

las bombas paradas). Estos son: cierre duro, cierre rápido y cierre suave.

a) Método de cierre duro: es un procedimiento en el cual el pozo se cierra

mediante el impidereventón de ariete de tubería luego de apagar las bombas y

abrir el HCR. En este caso se perfora con el estrangulador cerrado. Ofrece la

ventaja de que el influjo es mínimo mientras se efectúa el procedimiento de cierre,

pero no se tiene certeza de la posibilidad de fracturar la formación. Por esta razón

su utilización se limita a hoyos entubados (reacondicionamiento y pozos en

producción) o perforando el hoyo de producción después de haber cementado el

revestidor intermedio, si se tiene una buena integridad de formación. Tienen la

desventaja de generar un mayor choque hidráulico sobre la formación y se debe

garantizar que la tubería de perforación esté frente al impidereventón de arietes

que se va a cerrar.

El procedimiento de cierre duro se puede resumir en los siguientes pasos:

Parar la mesa rotatoria si es perforación convencional de lo

contrario parar el top drive.

Levantar el cuadrante si es perforación convencional.

Parar las bombas.

Verificar flujo.

41

Si existe flujo abrir HCR.

Cerrar impidereventón de ariete de tubería

b) Método de cierre rápido: es un procedimiento en el cual el pozo se

cierra mediante el impidereventón esférico, después de apagar la bomba y abrir el

HCR. Se perfora con el estrangulador cerrado.

Algunas de las ventajas de utilizar este método son:

Menor influjo que en el cierre suave,

Menor choque hidráulico que en el cierre duro.

No importa la posición de la tubería de perforación porque el

impidereventones anular se adapta a cualquier diámetro.

Entre las desventajas se encuentran: mayor choque hidráulico que el cierre

suave y mayor influjo que el cierre duro.

En general, el procedimiento de cierre rápido se puede resumir en los

siguientes pasos:

Parar la mesa rotatoria si es perforación convencional o parar el

top drive.

Levantar el cuadrante si es perforación convencional.

Parar las bombas.

Verificar flujo.

Si existe flujo abrir HCR.

Cerrar el impidereventón esférico o anular.

42

c) Método de cierre suave: es un procedimiento en el cual el pozo se

cierra mediante los estranguladores, lo cuales permanecen abiertos durante la

perforación. Es el procedimiento recomendado generalmente para arremetidas

mientras se está perforando porque puede verificarse si la formación se fractura

durante el cierre del pozo. Además presenta la ventaja de evitar el efecto de

choque hidráulico sobre la formación que se produce por la parada brusca del flujo

de fluidos

Los procedimientos de cierre que se presentan a continuación se basan en el

tipo de cierre suave y dependen de la operación que se esté llevando a cabo en el

momento de ocurrir la arremetida.

En general, el procedimiento de cierre suave durante la perforación se realiza

de la siguiente manera:

Levantar el cuadrante hasta que la conexión de la tubería de

perforación quede cinco (5) pies sobre la mesa rotatoria si es perforación

convencional, si se realiza con top drive colocar la tubería a cinco (5) pies por

encima de la mesa rotatoria.

Apagar las bombas y verificar si el pozo fluye.

Abrir la válvula hidráulica.

Cerrar el impidereventón designado. Éste puede ser el impidereventón

anular o el de ariete de tubería más alto con el tamaño de bloque de ariete

apropiado para la tubería de perforación dentro del conjunto de impiderreventones.

Cerrar el estrangulador.

Registrar el volumen de ganancia en los tanques del fluido de

perforación y las presiones de cierre en la tubería de revestimiento y la tubería de

perforación.

43

Iniciar los cálculos y distribuir el personal para comenzar las acciones

de control del pozo.

Por otra parte, el procedimiento de cierre suave durante un viaje se efectúa

de la siguiente manera:

Dejar la tubería sobre las cuñas de tal manera que la conexión de la

tubería de perforación quede 5 pies sobre la mesa rotatoria para que se pueda

colocar la válvula de seguridad.

Colocar la válvula de seguridad abierta y la válvula de contrapresión

inside preventer en la tubería y cerrar la válvula de seguridad. Una vez colocada la

segunda abrir la válvula de seguridad

Abrir la válvula hidráulica HCR.

Cerrar el impidereventón anular.

Cerrar el estrangulador.

Registrar la presión de cierre de la tubería de perforación y del

revestimiento, así como el volumen de ganancia en los tanques de fluido de

perforación.

Comenzar a bajar la tubería al fondo, utilizando la técnica de arrastre.

En el caso de cierre del sistema de desviación, el procedimiento se ejecutará

de la siguiente manera:

Levantar el cuadrante hasta que la conexión de la tubería de

perforación quede cinco (5) pies sobre la mesa rotatoria si es perforación

convencional, si se realiza con top drive colocar la tubería a cinco (5) pies por

encima de la mesa rotatoria.

Parar las bombas de fluido de perforación.

44

Abrir las válvulas de las líneas de desahogo.

Cerrar el impidereventón anular desviador.

Circular con agua.

A continuación se presenta un cuadro resumen donde se describen las

ventajas de un procedimiento suave y duro.

Cuadro 1. Ventajas de un procedimiento suave y duro

45

ANEXOS

46

CIERRE DE POZO MIENTRAS SE PERFORA

47

CIERRE DE POZO DURANTE LOS VIAJES CON DRILL PIPES

48

CIERRE DE POZO DURANTE LOS VIAJES CON DRILL COLLARS

49

ARREGLOS API 2000 PSI

ARREGLOS API 2000 PSI

50

ARREGLOS API 3000-5000 PSI

51

ARREGLOS API 10000-15000 PSI