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MANUAL BÁSICO DE CONTROL DE POZO PETROLERO

JHON ALEXANDER GARCÍA VACCA PABLO ANTONIO BARBOSA LEÓN

COINSPETROL LTDA. TÉCNICO LABORAL EN PERFORACIÓN Y COMPLETAMIENTO DE POZOS DE PETRÓLEO VILLAVICENCIO 2011


MANUAL BÁSICO DE CONTROL DE POZO PETROLERO

JHON ALEXANDER GARCÍA VACCA PABLO ANTONIO BARBOSA LEÓN

DOCTORA JOHANNA PAOLA SILVA RODRIGUEZ DIRECTORA DE INVESTIGACIÓN Y PROYECTOS

COINSPETROL LTDA. TÉCNICO LABORAL EN PERFORACIÓN Y COMPLETAMIENTO DE POZOS DE PETRÓLEO VILLAVICENCIO 2011


NOTA DE ACEPTACIÓN

__________________________ __________________________ __________________________ __________________________ __________________________ __________________________

_____________________________ Director de escuela Ing. Remberto Taron Fortich

___________________________ JURADO Adm. Luis Fernando Hernandéz

___________________________ JURADO Ing. Carlos Dennis

Villavicencio, 18 noviembre 2011


ASESORÍA

Asesorado por:

_________________________ Ing. Carlos Dennis CC.

_________________________ Ing. Benjamín Daza CC.

En cumplimiento de los requisitos exigidos para optar el título de técnico laboral en perforación y completamiento de pozos de petróleo.


DEDICATORIA Este manual se dedica a cada una de nuestras familias que nos apoyo, por que creyeron en nosotros a pesar de los momentos difíciles siempre han estado apoyándonos y brindándonos todo su amor, que gracias a sus consejos y palabras de aliento crecimos con personas éticas y responsables, Tambien esta dedicado a nuestros docentes ya que son excelentes personas, siempre los vamos a recordar por las enseñanzas, su empeño en cada una de sus clases y por su apoyo incondicional, ya que no hubiéramos logrado llegar esta momento tan importante y emocionante. Agradezco a todas las personas de la familia Coinspetrol con los cuales compartimos momentos agradables y momentos duros, que nos hacen crecer para poder vivir una futura vida laboral siempre recordando los buenos consejos y dando todo de nosotros para ser los mejores.


AGRADECIMIENTOS

Nos gustaría agradecer a la institución Coinspetrol ya que gracias a la enseñanza, a su excelente personal idóneo capacitado, y con el apoyo de ellos este trabajo no sería posible. Estamos agradecidos por la asesoría que nos proporciono el Admr. Luis Fernando Hernández, Ing. Carlos Dennis y el Ing. Benjamín Daza, las ideas y el apoyo obtenido en el desarrollo del trabajo de grado. También queremos agradecer a nuestro director de la escuela de perforación Ing. Remberto Taron Fortich por la educación, vivencias, por su gran apoyo y dedicación que le pone a cada una de sus clases y asesoría con el fin de que seamos los mejores. Finalmente queremos agradecer a cada uno de las personas que se interesaron en leer este manual, ya que no lo dejaron como un libro más en la biblioteca, sino que la apropiaron a su conocimiento y esperamos que les sea de gran utilidad en la realización de sus trabajos o experiencias laborales futuras.


CONTENIDO pág. NOTA DE ACEPTACIÓN .................................................................................... 4 ASESORÍA.......................................................................................................... 5 DEDICATORIA ................................................................................................... 6 AGRADECIMIENTOS ......................................................................................... 7 LISTA DE TABLAS ........................................................................................... 19 LISTA DE FIGURAS ......................................................................................... 20 GLOSARIO ....................................................................................................... 29 1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 139 2. PLANTEAMIENTO DE PROBLEMA ........................................................... 140 3. JUSTIFICACIÓN ......................................................................................... 141 4. OBJETIVOS ................................................................................................ 142 4.1 Objetivo General ................................................................................... 142 4.2 Objetivo Específico ................................................................................ 142 5. ALCANCES Y LIMITACIONES ................................................................... 143 5.1. Alcances ............................................................................................... 143 5.2 Limitaciones .......................................................................................... 143 6. METODOLOGÍA ......................................................................................... 144 7. MANUAL BÁSICO DE CONTROL DE POZO ............................................. 145 7.1. Principios De La Presión ...................................................................... 145 7.1.1 Presión de un fluido. ........................................................................... 146 7.1.2 Factor de conversión de densidad. .................................................... 147 7.1.3 Gradiente de presión. ......................................................................... 148 7.1.3.1 Ejemplos de gradiente de presión. .................................................. 148 7.1.4 Profundidad vertical y profundidad medida. ....................................... 149 7.1.5 La presión hidrostática. ...................................................................... 150 7.1.5.1 Ejemplo y problemas de presión hidrostática. ................................. 150 7.1.6 Presión atmosférica / manométrica. ................................................... 151 7.1.7 Características de las formaciones. ................................................... 152 7.1.8 Presión de formación.......................................................................... 153 7 1.9 Presión de fractura. ........................................................................... 156 7.1.10 Pruebas de integridad. ..................................................................... 157


7.1.11 Prueba de admisión (LOT). .............................................................. 158 7.1.11.1 Técnica de admisión n° 1. ............................................................. 158 7.1.11.2 Técnica de admisión n° 2. ............................................................. 159 7.1.12 Prueba de integridad limitada. .......................................................... 160 7.1.13 Relación presión/densidad. .............................................................. 161 7.1.13.1 Ejemplos relación presión/densidad. ............................................. 162 7.1.14 Densidad equivalente. ...................................................................... 164 7.1.14.1 Ejemplos de densidad equivalente. ............................................... 165 7.1.15 Pérdida de presión por fricción/ presión de circulación. ................... 167 7.1.15.1 Casos de presiones de pozo. ....................................................... 168 7.1.16 Presión diferencial. ........................................................................... 169 7.1.17 Taller principios de una surgencia. ................................................... 170 7.1.18 Respuestas principios de una surgencia. ......................................... 173 7.2 Principios De Una Surgencia................................................................. 176 7.2.1 Concepto de surgencia....................................................................... 177 7.2.2 Como se predicen las presiones de formación. .................................. 178 7.2.3 Interpretaciones sísmicas. .................................................................. 179 7.2.4 Datos geológicos. ............................................................................... 180 7.2.4.1 Fallas. .............................................................................................. 180 7.2.4.2 Anticlinales ...................................................................................... 181 7.2.4.3 Domos salinos. ................................................................................ 182 7.2.4.4 Lutitas masivas. ............................................................................... 183 7.2.4.5 Zonas sobre-presionadas. ............................................................... 184 7.2.5 Indicadores de presión perforando. ................................................... 185 7.2.5.1 Variaciones en la penetración ......................................................... 186 7.2.5.2 Variaciones en la forma, tamaño, tipo y cantidad de recortes ........ 187 7.2.5.3 Aumento del torque. ........................................................................ 188 7.2.5.4 Lutitas desmoronables .................................................................... 189 7.2.5.5 Aumento en el contenido de gas. .................................................... 190 7.2.5.6 Mediciones y registros durante la perforación MWD y LWD. .......... 192 7.2.5.7 Disminución de densidad de las lutitas. ........................................... 193 7.2.5.8 Aumento en la temperatura de la línea de salida. ........................... 194 7.2.5.9 Aumento en el contenido de cloruro. ............................................... 195 7.2.6 Registros indicadores de presión. ...................................................... 196 7.2.7 Causas de las surgencias. ................................................................. 197 7.2.7.1 Densidad insuficiente del fluido. ...................................................... 198


7.2.7.2 Llenado Deficiente En Maniobras. ................................................... 199 7.2.7.3 Pistoneo y compresión. ................................................................... 201 7.2.7.4 Espaciamiento. ................................................................................ 202 7.2.7.5 Propiedades del fluido ..................................................................... 204 7.2.7.6 Velocidad de movimiento de los tubos. ........................................... 207 7.2.7.7 Llenado deficiente del pozo. ............................................................ 207 7.2.7.8 Ejemplos de la unidad de llenado. .................................................. 209 7.2.7.9 Presiones de compresión. .............................................................. 211 7.2.7.10 Verificación de los fluidos en la operación..................................... 213 7.2.7.11 Tanque de maniobras.................................................................... 213 7.2.7.12 Emboladas de la bomba ................................................................ 214 7.2.7.13. Ejemplo del cálculo del margen de maniobra ............................... 215 7.2.7.14 Presión de circulación ................................................................... 216 7.2.7.15 Presiones de compresión .............................................................. 216 7.2.8 Otras causas de presión anormal. ...................................................... 217 7.2.8.1 Obstrucciones en el pozo. ............................................................... 218 7.2.8.2 Dificultades o falla del equipamiento. .............................................. 219 7.2.9 Operaciones de cementación. ............................................................ 221 7.2.10 Surgencia bajo situaciones especiales ............................................. 222 7.2.10.1 Perforando dentro de un pozo adyacente. .................................... 222 7.2.10.2 Probando conjunto de bop ............................................................ 223 7.2.10.3 Perforación en bajo balance. ......................................................... 223 7.2.10.4 Patas de las plataformas marinas. ................................................ 224 7.2.11 Taller de detección de una surgencia. .............................................. 225 7.2.12

Respuestas de detección de una surgencia. .............................. 227

7.3 Detección De Surgencias ...................................................................... 229 7.3.1 Observación de indicios con la finalidad de detectar una surgencia. 230 7.3.2 Cambios de velocidad de penetración................................................ 231 7.3.3 Aumento del caudal de retorno. ......................................................... 232 7.3.4 Aumento de volumen en tanques. ...................................................... 233 7.3.5 Flujo con bomba detenida. ................................................................. 234 7.3.6 Cambio de la presión velocidad de la bomba. .................................... 237 7.3.7 Muestras de gas /petróleo circulando. ................................................ 238 7.3.8 Surgencia con la columna fuera del pozo........................................... 239 7.3.9 Desplazamiento de maniobra de bajada. ........................................... 240 7.3.10 Surgencias mientras seperfila o se opera con unidades de cable. ... 241


7.3.11 Surgencias mientras se cementa ..................................................... 242 7.3.12 Taller detección de surgencias. ........................................................ 243 7.3.13 Respuestas detección de surgencias. .............................................. 244 7.4. Procedimientos..................................................................................... 245 7.4.1 Cerrando el pozo. ............................................................................... 246 7.4.2 Procedimientos de control de flujo. .................................................... 247 7.4.2.1 Procedimientos generales para control de flujo. .............................. 247 7.4.3 Procedimientos de cierre con la tubería en el fondo. ......................... 248 7.4.3.1 Cierre duro. ..................................................................................... 249 7.4.3.2 Cierre modificado. ........................................................................... 249 7.4.3.3 Cierre blando. .................................................................................. 249 7.4.4 Cierre durante una maniobra con rotor de superficie top drive. .......... 251 7.4.5 Surgencia mientras se tiene la sarta fuera del pozo. .......................... 252 7.4.6 Cierre mientras se corre tubería de revestimiento. ............................. 254 7.4.7 Cierre sobre cables de perfilaje. ......................................................... 255 7.4.8 Manejo del gas en la superficie. ......................................................... 256 7.4.9 Procedimientos de derivación mientras se perfora. ............................ 257 7.4.10 Procedimiento con cabeza o bop rotatoria. ...................................... 258 7.4.11 Responsabilidades del personal. ...................................................... 259 7.4.12 Comunicaciones. .............................................................................. 263 7.4.12.1 Antes de la tarea: .......................................................................... 263 7.4.13 Pruebas del acumulador y del preventor de reventones (bop). ........ 266 7.4.13.1 Prueba de cierre del acumulador. ................................................. 267 7.4.14.2 Inspección y prueba de los preventores de reventones. ............... 267 7. 4.14 Prueba del árbol de producción. ...................................................... 268 7.4.15 Taller de procedimientos. ................................................................. 269 7.4.16 Respuestas de procedimientos. ....................................................... 270 7.5 Fundamentos Del Control De Pozos ..................................................... 271 7.5.1 Métodos de circulación, de presión de fondo de pozo constante. ...... 272 7.5.2 Cálculos de volumen. ......................................................................... 275 7.5.3 Tiempo/emboladas al a la broca al final de la tubería. ....................... 277 7.5.4 Capacidades, volúmenes y emboladas anulares. .............................. 280 7.5.5 Caudal de ahogo y presión a caudal de ahogo. ................................. 285 7.5.6 Presiones de cierre sidpp, sitp. .......................................................... 288 7.5.7 Sicp, cabeza de pozo. ....................................................................... 290 7.5.8 Fluido para controlar el pozo. ............................................................. 291


7.5.9 Presión inicial de circulación. ............................................................. 292 7.5.10 Presión final de circulación. .............................................................. 293 7.5.11 Representación gráfica de la caída de presión. ............................... 294 7.5.12 Cuadro de presión. ........................................................................... 295 7.5.13 Consideraciones de la presión anular en perforación. ..................... 296 7.5.14 Consideraciones sobre la presión de la formación. .......................... 298 7.5.15 Requerimientos de baritina. .............................................................. 301 7.6 Métodos Para Controlar Un Pozo .......................................................... 303 7.6.1 Documentar el control del pozo .......................................................... 304 7.6.2 Técnicas de circulación. ..................................................................... 305 7.6.2.1 Respuesta Del Estrangulador .......................................................... 306 7.6.2.2 Método del perforador ..................................................................... 309 7.6.2.3 Pasos principales método del perforador. ....................................... 320 7.6.2.4 Método de esperar y pesar .............................................................. 321 7.6.2.5 Revisión del control de esperar y pesar. ......................................... 330 7.6.3 Perforación bajo balance o producción mientras perfora. .................. 337 7.6.4 Taller de métodos para controlar un pozo. ......................................... 342 7.6.5 Respuestas de métodos para controlar un pozo. ............................... 343 7.7 Equipos De Superficie. .......................................................................... 344 7.7.1 Organización del conjunto de bop. ..................................................... 345 7.7.2 Preventores anulares. ........................................................................ 347 7.7.3.1 Sistemas de desvío. ........................................................................ 349 7.7.3.2

Preventor de reventones giratorio. .............................................. 350

7.7.3.3 Arietes para tubería. ........................................................................ 353 7.7.3.4 Arietes ciegos. ................................................................................. 354 7.7.3.5 Arietes cortadores. .......................................................................... 354 7.7.3.6 Arietes ciegos/cortadores. ............................................................... 355 7.7.3.7 Arietes de diámetro variable ............................................................ 356 7.7.3.8 Componentes de selladores elastoméricos. .................................... 357 7.7.3.9 Bridas y anillos empaquetadores. ................................................... 358 7.7.3.10 Herramienta de prueba del preventor de reventones. ................... 359 7.7.4 Sistemas de cierre/acumulador .......................................................... 360 7.7.4.1 La precarga de nitrógeno. ............................................................... 362 7.7.4.2 Fluidos de carga del acumulador .................................................... 362 7.7.4.3 Ejemplo 1 - cálculo del volumen necesario para el acumulador-..... 363 7.7.4 Manifold del estrangulador. ................................................................ 364


7.7.5.1 Estranguladores. ............................................................................. 366 7.7.6.1 Separadores de gas del lodo ........................................................... 367 7.7.7 Válvulas de seguridad y flotadoras. .................................................... 369 7.7.7.1Válvula superior del vástago o barra cuadrada giratoria. ................. 369 7.7.7.2 Válvula inferior del vástago o barra cuadrada giratoria. .................. 370 7.7.7.3 Válvulas de seguridad de apertura completa. ................................. 371 7.7.7.4 Preventor de reventones interior. .................................................... 371 7.7.7.5 Válvulas de contrapresión (bvp) ...................................................... 372 7.7.8 Sistema de circulación........................................................................ 373 7.7.8.1 Indicador de retorno de lodo sensor de la línea de flujo. ................. 375 7.7.8.2 Piletas o tanques. ............................................................................ 375 7.7.8.3 Tanques de maniobra...................................................................... 376 7.7.8.4 Manómetros. ................................................................................... 378 7.7.9 Sistemas de información. ................................................................... 379 7.7.10 Árbol de producción.......................................................................... 380 7.7.10.1 Retiro del árbol de producción. ...................................................... 382 7.7.11Taller de equipamiento de superficie. ................................................ 383 7.7.12 Respuestas de equipamiento de superficie. ..................................... 385 7.8. Equipos Del Subsuelo .......................................................................... 386 7.8.1 Tubería de revestimiento. ................................................................... 387 7.8.1.2 Colgador del liner. ........................................................................... 388 7.8.1.3 Tubería de producción..................................................................... 389 7.8.2 Sarta de trabajo. ................................................................................. 389 7.8.2.1 Empaquetador ................................................................................. 390 7.8.2.2 Niple de sello. .................................................................................. 391 7.8.2.3 Tapon retenedor. ............................................................................. 392 7.8.2.4 Junta de desgaste. .......................................................................... 392 7.8.2.5 Acoplamiento de flujo o collar de flujo. ............................................ 393 7.8.2.6 Junta de seguridad. ......................................................................... 393 7.8.2.7 Niple de asiento. .............................................................................. 394 7.8.2.8 Mandril............................................................................................. 395 7.8.2.9 Cementador recuperable. ................................................................ 395 7.8.2.10 Retenedor de cemento. ................................................................. 396 7.8.2.11 Lavadora de circulación................................................................. 396 7.8.2.12 Herramienta de fresado. ................................................................ 397 7.8.2.13 Rascadores de cañería. ................................................................ 397


7.8.2.14 Centralizador. ................................................................................ 398 7.8.2.15 Desabollador rotativo..................................................................... 398 7.8.2.16 canasta recuperadora y circulador inverso .................................... 399 7.8.2.17 enderezador .................................................................................. 399 7.8.3 Taller de equipos del subsuelo ........................................................... 400 7.8.4 Respuestas de equipos del subsuelo. ................................................ 401 7.9 Control De Pozos Submarinos. ............................................................. 402 7.9.1 Componentes submarinos y sistemas de control en la superficie. ..... 403 7.9.1.2 Sistema del estrangulador. .............................................................. 409 7.9.2 Profundidades del agua y fractura de la formación. ........................... 410 7.9.2.1 Gas. ................................................................................................. 411 7.9.3 Detección del kick con riser y conjuntos de B.O.P. ............................ 413 7.9.4 Sistemas de desviadores. .................................................................. 415 7.9.4.1 Procedimiento de desvío para gas de poca profundidad................. 416 7.9.5 El sistema de control del preventor de reventones submarino. .......... 418 7.9.5.1 Procedimiento para localizar las fallas en el sistema de control submarino.................................................................................................... 419 7.9.6 Problemas que se tienen en cuenta. .................................................. 420 7.9.6.1 Pozos pilotos. .................................................................................. 420 7.9.6.2 Cemento .......................................................................................... 420 7.9.6.4 Colapso del riser. ............................................................................ 422 7.9.6.5 Desconexión de emergencia del riser. ............................................ 422 7.9.6.6 Reparaciones submarinas. .............................................................. 423 7.9.7 Taller de procedimientos costa afuera................................................ 424 7.9.8 Respuestas de procedimientos costa afuera...................................... 426 7.10 Operaciones De Reacondicionamiento De Pozo. ............................... 428 7.10.1 Razones comunes para efectuar operaciones de rehabilitación o reparación. .................................................................................................. 429 7.10.1.4 Estimulo para el incremento de la producción. .............................. 431 7.10.1.5 Terminaciones nuevas para la producción de un nuevo yacimiento petrolífero. ................................................................................................... 431 7.10.1.6 Terminación un pozo en mas de un yacimiento petrolífero. .......... 432 Figura 339. Terminación de pozo franco cadena de mando. ...................... 432 7.10.2.2 Terminación de hoyo con tubería de revestimiento sin tubería de producción. .................................................................................................. 433 7.10.2.4 Terminacion múltiple. .................................................................... 434 7.10.2.5 Completamiento por elevación en forma artificial. ......................... 435


7.10.2.6 Completación por elevación con gas. ............................................ 436 7.10.3 Terminaciones menos comunes. ...................................................... 437 7.10.3.1 Terminación de pozo franco con tubería de producción y tubería de revestimiento. .............................................................................................. 437 7.10.3.2 Terminación por intervalos de dos zonas de producción. ............. 437 7.10.3.3 Terminación de alta presión o corrosiva. ....................................... 438 7.10.4 Actividades de trabajos de mantenimiento y reparación. ................ 439 7.10.4.1 Cementacion forzada. ................................................................... 439 7.10.4.2 Cañoneo. ....................................................................................... 441 7.10.6 Acidificación. .................................................................................... 446 7.10.7 Control de arena. .............................................................................. 448 7.10.8 Taponar y abandonar. ...................................................................... 450 7.10.9 Deepening. ....................................................................................... 451 7.10.10 Desviaciones. ................................................................................. 452 7.10.11 Taller de reacondicionamiento de pozo. ......................................... 453 7.10.12 Respuestas de reacondicionamiento de pozo. ............................... 455 7.11 Operaciones Con Cable ...................................................................... 457 7.11.1 Operaciones comunes con línea de cable. ....................................... 458 7.11.1.1 Unidades de línea de cable. .......................................................... 460 7.11.1.2 Indicadores de velocidad de línea. ................................................ 461 7.11.1.5 Carretes......................................................................................... 462 7.10.1.6 Bloques de piso y poleas............................................................... 462 7.11.1.7 Cajas de lubricación, cabezal de control, limpiadores de línea. .... 463 7.11.1.8 Rreventor de reventones o válvulas de línea de cable. ................. 464 7.11.1.9 Lubricadores. ................................................................................. 465 7.11.2.1 Casquillo sujeta cables .................................................................. 467 7.11.2.3 Junta articulada ............................................................................. 468 7.11.2.4 Vástago o barras de lastre. ........................................................... 468 7.11.2.5 Diablo o chanchito. ........................................................................ 469 7.11.2.6 Percutores o martillos. ................................................................... 469 7.11.2.7 Arpón de línea de cable, gancho de pesca. .................................. 470 7.11.2.7 Enchufes de pesca. ....................................................................... 471 7.11.2.8 Herramienta de línea de cable para extracción. ............................ 471 7.11.2.9 Herramientas de cambio ............................................................... 472 7.10.2.10 Bloque de impresión. ................................................................... 472 7.11.2.11 Caja ciega. .................................................................................. 472


7.11.2.13 Achicador de arena o cucharas. .................................................. 473 7.11.3 Seguridad general con las líneas de cable ....................................... 474 7.11.3 Taller de operaciones con cable. ...................................................... 475 7.11.4 Respuestas de operación con cable. ............................................... 477 8. PRESUPUESTO ...................................................................................... 479 9. ANEXOS .................................................................................................. 480 A.1 Probeta Graduada ................................................................................ 480 A.3 Matraz De Erlenmeyer .......................................................................... 481 A.4 Gradilla.................................................................................................. 481 A.5 Balanza ................................................................................................. 481 A.5 TUBOS DE ENSAYO ............................................................................ 481 A.5 Vasos de precipitado. .......................................................................... 482 A.6 Embudos ............................................................................................... 482 A.7 Tiras de PH. .......................................................................................... 482 9.2 Anexo B Precauciones En El Laboratorio............................................. 483 9.3 Anexo C Imagen De Elementos De Laboratorio. ................................... 485 C.1 Vidrieria para laboratorio....................................................................... 485 C.2 Papel Indicador Para Ph. ..................................................................... 486 C.3 Barra de tres brazos. ............................................................................ 486 9.4 Anexo D. Mediciones Basicas De Los Fluidos De Perforacion En El Laboratorio .................................................................................................. 487 D.1 Densidad Del Lodo ............................................................................... 487 D.2 Balanza De Lodo .................................................................................. 487 D.3 Calibración ............................................................................................ 487 D.4 Viscocidad. .......................................................................................... 488 D.5 Viscosímetro De Marsh......................................................................... 488 D.6 Calibración ............................................................................................ 488 D.7 PH. ........................................................................................................ 488 D.8 Papel Ph ............................................................................................... 489 D.9 Medidor De Ph ...................................................................................... 489 10.

CRONOGRAMA.................................................................................... 490

11.

REFERENCIAS..................................................................................... 491

11.1 Bibliografía .......................................................................................... 491 11.2 Cibergrafía........................................................................................... 491 12. CONCLUSIONES ..................................................................................... 492


LISTA DE TABLAS TABLA 1. PRESIÓN DE INTEGRIDAD.................................................................................................................... 163 TABLA 2. COMPLETAR CUADRO DE CONCEPTOS. .................................................................................................. 171 TABLA 3. CUADRO DE RESPUESTAS DE CONCEPTOS............................................................................................... 174 TABLA 4. PRESIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN, TIEMPO Y EMBOLADAS DE LA BOMBA........................................... 294 TABLA 5. DOCUMENTACIÓN DE PRESIONES TOMADAS. ......................................................................................... 295 TABLA 6. CUADRO DE PRESIONES A CALCULAR..................................................................................................... 299 TABLA 7. TABLA DE DATOS USADA PARA DOCUMENTAR UN POZO............................................................................ 304 TABLA 8. INFORMACION REQUERIDA DEL POZO EN EL MÉTODO CONCURRENTE. ......................................................... 334 TABLA 9. FORMATO DE TABLA A DILIGENCIAR PARA EL CONTROL DE POZOS. .............................................................. 335


LISTA DE FIGURAS pág. FIGURA 1. DERRAME DE PETRÓLEO EN EL GOLFO DE MÉXICO. ................................................................................ 145 FIGURA 3. PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN................................................................................................................ 146 FIGURA 2. UN FLUIDO TIENE LA PRINCIPAL CARACTERÍSTICA DE FLUIR. ...................................................................... 146 FIGURA 4. REPRESENTACIÓN EN MEDIDAS DE UN CUBO......................................................................................... 147 FIGURA 5. REPRESENTACIÓN DE UN PIE CÚBICO................................................................................................... 148 FIGURA 6. PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA VS PROFUNDIDAD MEDIDA. ............................................................ 149 FIGURA 7. PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA VS PROFUNDIDAD MEDIDA. ............................................................ 150 FIGURA 8. MANÓMETRO ANÁLOGO PARA MEDIR PRESIÓN..................................................................................... 151 FIGURA 9. MANÓMETRO QUE LEE EN PSI. ......................................................................................................... 151 FIGURA 10. POROSIDAD DE LA ROCA. ................................................................................................................ 152 FIGURA 11. PAVIMENTOS DE CONCRETO PERMEABLES. ......................................................................................... 152 FIGURA 12. ESTRATOS MÁS ANTIGUOS Y ESTRATOS MÁS RECIENTES. ....................................................................... 153 FIGURA 13. CLASES DE ESTRATOS DE LA TIERRA. .................................................................................................. 153 FIGURA 14. FLUIDO DE PERFORACIÓN. .............................................................................................................. 154 FIGURA 15. FORMACIÓN DOMO SALINO. ........................................................................................................... 154 FIGURA 16. DATOS GEOELÉCTRICOS DE PERFILAJE DE UN POZO. .............................................................................. 155 FIGURA 17. FONDO MARINO PRESIÓN DE FRACTURA BAJOS EN AGUAS PROFUNDAS. ................................................... 156 FIGURA 18 . ROCA CON POROS ABIERTOS........................................................................................................... 156 FIGURA 19. PRESIÓN DEL LODO A LA FORMACIÓN. ............................................................................................... 157 FIGURA 20. SELLO DE CEMENTO ENTRE LA FORMACIÓN Y LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. ........................................... 157 FIGURA 21. PRESIÓN VS. TIEMPO O VOLUMEN PARA LA PRUEBA DE FORMACIÓN ....................................................... 158 FIGURA 22. BOMBAS DE LODO. ....................................................................................................................... 158 FIGURA 23. ESTRANGULADOR DE CHOKE MANIFOLD. ........................................................................................... 159 FIGURA 24. INFORMACIÓN DE PERFILAJE DE POZO ESTUDIADA POR OPERADORES. ...................................................... 160 FIGURA 25. EL FLUIDO SE USA DE ACUERDO AL TIPO DE FORMACIÓN. ...................................................................... 160 FIGURA 26. PRUEBAS DEL LODO EN LOS TANQUES. .............................................................................................. 161 FIGURA 27. PERFORACIÓN SIN DAÑOS A LA FORMACIÓN CON PRUEBAS DE INTEGRIDAD............................................... 162 FIGURA 28. PRUEBAS DE DENSIDAD. ................................................................................................................. 164 FIGURA 29. BOMBEO DEL LODO A UNA DENSIDAD EQUIVALENTE DADA. .................................................................. 165 FIGURA 30. VERIFICACIÓN VISUAL DEL LODO. ..................................................................................................... 165 FIGURA 31. PERFORACIÓN TRADICIONAL. .......................................................................................................... 166 FIGURA 32. TOMA DE PRESIONES. .................................................................................................................... 166 FIGURA 33. LA PRESIÓN EJERCIDA POR UNA COLUMNA DE FLUIDO EN EL POZO........................................................... 167 FIGURA 34. LA PRESIÓN HIDROSTÁTICA ES CONTROLADA A TRAVÉS DE UN CUIDADOSO MONITOREO Y CONTROL DE LA DENSIDAD DEL FLUIDO. ......................................................................................................................... 168 FIGURA 35. PRESIÓN SOBRE BALANCEADA ......................................................................................................... 169 FIGURA 36. PRESION SUB BALANCEADA ............................................................................................................. 169 FIGURA 37. PRESIÓN BALANCEADA. .................................................................................................................. 169 FIGURA 38. NOMBRE LAS SIGUIENTES PRESIONES DIFERENCIALES............................................................................ 172 FIGURA 39. RESPUESTAS DE LAS PRESIONES DIFERENCIALES. .................................................................................. 175 FIGURA 40. PATADA DE POZO PROVOCADA POR UNA SURGENCIA NO CONTROLADA.................................................... 176 FIGURA 41. SURGENCIA NO CONTROLADA.......................................................................................................... 177 FIGURA 42. PLATAFORMA MARINA DESTRUIDA POR SURGENCIA INCONTROLABLE....................................................... 177 FIGURA 43. CONSTANTE VERIFICACIÓN DE PRESIONES Y RATA DE PERFORACIÓN. ....................................................... 178 FIGURA 44. COMPARACIÓN DE REGISTRO SÓNICO. .............................................................................................. 179 FIGURA 45. GEÓLOGO ESTUDIO PRELIMINAR DE LA FORMACIÓN. ............................................................................ 180 FIGURA 46. UNA FORMACIÓN FALLADA............................................................................................................. 180 FIGURA 47. UNA ESTRUCTURA ANTICLINAL......................................................................................................... 181 FIGURA 48. PERFORACION DE POZOS DE AMPLIACIÓN. ......................................................................................... 181


FIGURA 49. DOMO SALINO. ............................................................................................................................ 182 FIGURA 50. SAL EN LA FORMACIÓN. ................................................................................................................. 182 FIGURA 51. LUTITAS MASIVAS COMO ZONA DE TRANSICIÓN. .................................................................................. 183 FIGURA 52. ZONAS DE ALTA PRESIÓN GENERADAS POR EL HOMBRE. ........................................................................ 184 FIGURA 53. LAS FORMACIONES CON PRESIONES ANORMALES PUEDEN SER IDENTIFICADAS CON LOS REGISTROS. ............... 184 FIGURA 54. INDICADORES EN AL FORMACIÓN. .................................................................................................... 185 FIGURA 55. EN LOS MANÓMETROS PUEDEN SER VERIFICADA LA VELOCIDAD DE PERFORACIÓN. ..................................... 186 FIGURA 56. RATA DE PERFORACIÓN CONSTANTE. ................................................................................................ 186 FIGURA 57. PERFORADOR VERIFICANDO CONSTANTEMENTE LAS PRESIONES Y LA VELOCIDAD DE PERFORACIÓN................ 187 FIGURA 58. EL TIPO DE BROCA USADO DE ACUERDO A LA CLASE FORMACIÓN............................................................. 187 FIGURA 59. AL LADO IZQUIERDO: RECORTES DE LUTITA DE UNA ZONA CON PRESIÓN NORMAL. A LA DERECHA: RECORTES DE LUTITA DE UNA ZONA DE TRANSICIÓN ....................................................................................................... 188 FIGURA 60. ROCA LUTITA. .............................................................................................................................. 188 FIGURA 61. CUANDO LA PRESIÓN ES LA CAUSA PARA EL DESMORONAMIENTO DE LAS ARCILLAS, SU FORMA, SERÁ LARGA, AFILADA Y CURVA. ................................................................................................................................ 189 FIGURA 62. EL GAS DE LA CANALETA DE RETORNO DEBE SER CONTROLADO CUIDADOSAMENTE. .................................... 190 FIGURA 63. TEA............................................................................................................................................ 190 FIGURA 64. MANIOBRAS DE TUBERÍA. ............................................................................................................... 191 FIGURA 65. EN UN POZO EL GAS SE QUEMA EN LA TEA. ......................................................................................... 191 FIGURA 66. TÉCNICAS DE LWD PROVEEN INFORMACIÓN DE CONDICIONES DEL POZO EN TIEMPO REAL. .......................... 192 FIGURA 67. REGISTRO LWD EN TIEMPO REAL..................................................................................................... 192 FIGURA 68. LAS FORMACIONES PRESENTAN COMPACTACIONES EXTREMAS Y MAYOR PRESIÓN. ..................................... 193 FIGURA 69. TERMOPROBE DIGITAL USADO PARA MEDIR TEMPERATURA DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS. ......................... 194 FIGURA 70. CLORURO DE MAGNESIO. ............................................................................................................... 195 FIGURA 71. MODELO A ESCALA CLORURO DE SODIO............................................................................................. 195 FIGURA 72. REGISTRO ELÉCTRICO DE LA FORMACIÓN. .......................................................................................... 196 FIGURA 73. REGISTRO SÓNICO IMPRESO. ........................................................................................................... 196 FIGURA 74. BALANZA DE LODOS EMPLEADA EN CAMPO PARA MEDIR LA DENSIDAD ACTUAL. ......................................... 198 FIGURA 75. EL AGUA LLUVIA PUEDE CAMBIAR LA DENSIDAD DEL LODO. .................................................................... 198 FIGURA 76. TANQUE DE LODO CON VOLUMEN PARA UN A CANTIDAD DE LIQUIDO DETERMINADO. ................................. 199 FIGURA 77. MANIOBRAS EN LA MESA DE TRABAJO DE LA TORRE DE PERFORACIÓN...................................................... 199 FIGURA 78. OBSERVAR EL NIVEL DE FLUIDO DE LOS TANQUES. ................................................................................ 200 FIGURA 79. MANIOBRAS CON LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN. ................................................................................. 201 FIGURA 80. HUECO CON POCO ESPACIAMIENTO. ............................................................................................... 202 FIGURA 81. EVITAR RECORTES ADHERIDOS A LA SARTA. ........................................................................................ 203 FIGURA 82. UNA SARTA SIN TANTAS HERRAMIENTAS, EVITA MAYORES PROBLEMAS. ................................................... 204 FIGURA 83. PRUEBA DE VISCOSIDAD USADA EN CAMPO. ....................................................................................... 205 FIGURA 84. SURGENCIA DE LÍQUIDOS NO CONTROLADA. ....................................................................................... 205 FIGURA 85. LA VERIFICACIÓN CONSTANTE DEL LA DENSIDAD LODO CON LA BALANZA................................................... 206 FIGURA 86. EVITAR QUE EL AGUA LIBRE ENTRE A LA FORMACIÓN, E HIDRATE LA ARCILLA.............................................. 206 FIGURA 87. EL MOVIMIENTO INADECUADO DE LOS TUBOS PODRÍA GENERAR UNA SURGENCIA. ..................................... 207 FIGURA 88. CALCULAR EL VOLUMEN QUE ES DESPLAZADO POR SACAR TUBERÍAS. ...................................................... 207 FIGURA 89. MOVIMIENTO DE TUBERÍA Y PRESIÓN................................................................................................ 208 FIGURA 90. AHORRADOR DE LODO O MUD SAVER................................................................................................ 208 FIGURA 91. BARRILES REQUERIDOS EN LA OPERACIÓN. ......................................................................................... 209 FIGURA 92. ESPACIO ANULAR DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN. ............................................................................. 210 FIGURA 93. MANIOBRAS DE BAJADA DE TUBERIA EN LA MESA DE LA TORRE. .............................................................. 211 FIGURA 94. FRACTURAMIENTO DE LA FORMACIÓN............................................................................................... 212 FIGURA 95. DESPLAZAMIENTO DE LODO PARA ROMPER CONDICIÓN ESTÁTICA. .......................................................... 213 FIGURA 96. SE CUENTAN LAS EMBOLADAS DE LA BOMBA PARA SER EXACTOS. ............................................................ 214 FIGURA 97. BOMBEO DE FLUIDO A LA FORMACIÓN. ............................................................................................. 216 FIGURA 98. SISTEMA DE CIRCULACIÓN. ............................................................................................................. 217 FIGURA 99. OBSTRUCCIÓN DE UN TAPÓN EN EL POZO. ......................................................................................... 218 FIGURA 100. CORROSIÓN DE TUBERÍA GALVANIZADA. .......................................................................................... 219 FIGURA 101. PREVENTORAS PARA CONTROLAR POZO. .......................................................................................... 219


FIGURA 102. CUMPLIMIENTO DE PARÁMETROS Y NORMAS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL. .............................................. 220 FIGURA 103. CUADRILLA DE PERFORACIÓN CAPACITADO Y ENTRENADO PARA CUALQUIER SITUACIÓN............................. 220 FIGURA 104. OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN. ..................................................................................................... 221 FIGURA 105. PERFORACIÓN DENTRO DE UN POZO ADYACENTE. .............................................................................. 222 FIGURA 106. VERIFICAR VISUAL Y FUNCIONALMENTE LAS PREVENTORAS. ................................................................. 223 FIGURA 107. PERFORACIÓN CON FLUIDO CON MENOR PRESIÓN QUE LA PRESIÓN DE FORMACIÓN.................................. 223 FIGURA 108. SURGENCIA INCONTROLADA EN PLATAFORMA PETROLERA. ................................................................. 224 FIGURA 109.SURGENCIA NO CONTROLADA EN UNA PLATAFORMA MARINA. .............................................................. 228 FIGURA 110. LA CUADRILLA DEBE CONOCER EL EQUIPO Y EL TIPO DE OPERACIÓN A DESEMPEÑAR PARA NO TENER INCIDENTES INESPERADOS. ..................................................................................................................................... 229 FIGURA 111. OBSERVAR DETENIDAMENTE LOS INDICIOS DE UNA SURGENCIA EN LOS EQUIPOS. ..................................... 230 FIGURA 112. ENCUENTRA UN REGISTRADOR DE PARÁMETROS DE PERFORACIÓN EN TIEMPO REAL PARA USO FUTURO........ 231 FIGURA 113. CUANDO HAY CAMBIO DE FORMACIÓN SE PUEDE PRESENTAR CAMBIOS DE PRESIÓN. ................................ 231 FIGURA 114. VERIFICAR LA VELOCIDAD DE PERFORACIÓN A MEDIDA QUE SE PERFORA. ................................................ 232 FIGURA 115. VELOCIDAD DE BOMBEO CONSTANTE DE LA BOMBA. .......................................................................... 233 FIGURA 116. SISTEMA DE CIRCULACIÓN DE LODO CONSTANTE. .............................................................................. 233 FIGURA 117. UN SENSOR DE NIVEL DE TANQUE TIPO FLOTADOR. ............................................................................ 234 FIGURA 118. CAMBIO EN LA PRESIÓN / VELOCIDAD DE LA BOMBA POR SURGENCIA EN EL POZO. ................................... 234 FIGURA 119. UN INFLUJO DE FLUIDO DE FORMACIÓN CAUSARÁ UN AUMENTO DE FLUJO DESDE EL POZO. ....................... 235 FIGURA 120. UN SENSOR DE FLUJO DE LÍNEA DE RETORNO................................................................................... 236 FIGURA 121. POZO FLUYENDO CON LA BOMBA PARADA........................................................................................ 237 FIGURA 122. UN AUMENTO EN EL NIVEL DE LOS TANQUES PUEDE INDICAR QUE EL POZO ESTA FLUYENDO. .................... 237 FIGURA 123. UN AUMENTO DEL GAS Y SIGNOS DE PETRÓLEO EN LOS TANQUES. ........................................................ 238 FIGURA 124. SURGENCIA MIENTRAS ESTÁ FUERA DEL POZO ................................................................................... 239 FIGURA 125. MANIOBRA DE BAJADA DE TUBERÍA. ............................................................................................... 240 FIGURA 126. UTILIZANDO UN LUBRICADOR SE PUEDEN PREVENIR LAS SURGENCIAS. ................................................... 241 FIGURA 127. UNIDAD DE BOMBEO DE CEMENTO................................................................................................. 242 FIGURA 128. LA CUADRILLA DEBE CONOCER DIARIAMENTE LA OPERACIÓN A REALIZAR Y COMO ACTUAR EN CASO DE UNA EMERGENCIA....................................................................................................................................... 245 FIGURA 129. LOS PROCEDIMIENTOS PARA CIERRE DE UN POZO SON ESENCIALES PARA EVITAR REVENTONES. ................... 246 FIGURA 130. CONTROL DE FLUJO POR OBSERVACIÓN DIRECTA DEL EQUIPO. .............................................................. 247 FIGURA 131. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE CON LA TUBERÍA EN EL FONDO. ............................................................. 248 FIGURA 132. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE, DURANTE LA BAJADA O SACADA DE LA TUBERÍA. ........................................ 250 FIGURA 133.COMPONENTES DE TOP DRIVE. ....................................................................................................... 251 FIGURA 134. TOP DDRIVE INSTALADO EN LA TORRE DE PERFORACIÓN. ..................................................................... 251 FIGURA 135. PERSONAL PERFORANDO VERIFICANDO PRESIONES E INFLUJOS. ............................................................ 252 FIGURA 136. CONJUNTO DE PREVENTORAS DE VARIOS ARIETES. ............................................................................. 253 FIGURA 137. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO INSTALADA EN EL POZO. ......................................................................... 254 FIGURA 138. LOS EQUIPOS FLOTANTES, SON MÁS COMPLEJOS DE OPERAR POR EFECTOS DEL CLIMA. .............................. 254 FIGURA 139. OPERACIÓN CON CABLE TOMA DE REGISTROS. .................................................................................. 255 FIGURA 140. NO TRATAR DE CONTROLAR INDIVIDUALMENTE GASES TÓXICOS............................................................ 256 FIGURA 141. FUGA DE GAS NO CONTROLADA EN PLATAFORMA MARINA. ................................................................. 256 FIGURA 142. LA BOMBA DE LODOS NO SE APAGA EN CIERTAS SITUACIONES, PROVOCARÍA DISMINUCIÓN DE LA CIRCULACIÓN Y DE PRESIÓN. ....................................................................................................................................... 257 FIGURA 143. CHARLA PREOPERACIONAL Y MEDIR RIESGOS A ENFRENTAR. ................................................................ 258 FIGURA 144. OPERANDO CONTROLES DE PERFORACIÓN DEL EQUIPO. ...................................................................... 259 FIGURA 145. TOOL PUSHER O JEFE DEL EQUIPO................................................................................................... 259 FIGURA 146. REPRENTANTE DE COMPAÑIA ORGANIZANDO LA OPERACIÓN. .............................................................. 260 FIGURA 147. ASISTENTE DEL PERFORADOR. ....................................................................................................... 260 FIGURA 148. ELECTRICISTA. ............................................................................................................................ 261 FIGURA 149. CUADRILLA CONOCIENDO SU LABOR DEL DÍA..................................................................................... 261 FIGURA 150. ENCARGADO DE LA OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN. ............................................................................ 262 FIGURA 151. OPERACIONES COSTA AFUERA A CARGO DEL JEFE DE EQUIPO................................................................ 262 FIGURA 152. CHARLA PREOPERACIONAL LA CUADRILLA DE PERFORACIÓN. ................................................................ 263 FIGURA 153. EN LA CUADRILLA SE DEBE MANTENER UNA LINA DE MANDO Y SEGUIR INSTRUCCIONES.............................. 264


FIGURA 154. MINUTA CON PRESIONES DE CADA DIA A UNA HORA ESPECÍFICA. .......................................................... 264 FIGURA 155. OPERACIONES DE PERFORACIÓN DEBEN SER DOCUMENTADAS. ............................................................ 265 FIGURA 156. TOMA DE PRESIONES REPORTADAS EN MINUTA. ............................................................................... 265 FIGURA 157. OPERACIONES PARA COMBATIR UNA SURGENCIA............................................................................... 266 FIGURA 158. PRUEBA DEL ACUMULADOR. ......................................................................................................... 267 FIGURA 159. CABEZAL DE POZO. ...................................................................................................................... 268 FIGURA 160. EQUIPO DESTRUÍDO DEBIDO A CONTROL DE POZO NO ÉXITOSO............................................................. 271 FIGURA 161. SIMULACIÓN DE UN POZO............................................................................................................. 272 FIGURA 162. PERFORADOR ESCOGE EL MÉTODO MÁS APROPIADO. ......................................................................... 273 FIGURA 163. DATOS GENERALES DE UN POZO..................................................................................................... 274 FIGURA 164. SE MIDE EL DIÁMETRO EXTERNO E INTERNO DE CADA TUBERÍA. ............................................................ 275 FIGURA 165. CADA TUBERÍA DE PERFORACIÓN TIENE UNA CAPACIDAD DETERMINADA. ............................................... 276 FIGURA 166. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN. ........................................................................................................... 276 FIGURA 167. CÁLCULO DE CANTIDAD DE EMBOLADAS DE LA BOMBA. ...................................................................... 277 FIGURA 168. VELOCIDAD DE LA BOMBA. ........................................................................................................... 279 FIGURA 169. TASAS DE CONTROL DE POZO......................................................................................................... 286 FIGURA 170. PRESION DE LA TUBERÍA ............................................................................................................... 287 FIGURA 171. MANÓMETRO DE PRESIÓN............................................................................................................ 288 FIGURA 172. PRESIÓN DE CIERRE DE TUBERÍA- .................................................................................................... 289 FIGURA 173. VIGILAR CONSTANTEMENTE EL POZO PARA QUE LA PRESIÓN HIDROSTÁTICA NO ESTA POR DEBAJO DE LA FORMACIÓN........................................................................................................................................ 290 FIGURA 174. CONSIDERACIÓN FLUIDO DE CONTROL. ............................................................................................ 291 FIGURA 175. FÓRMULA PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN. ................................................................................... 292 FIGURA 176. PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN. ................................................................................................... 293 FIGURA 177. CONJUNTO DE PREVENTORES. ....................................................................................................... 296 FIGURA 178. CÁLCULOS DE LA PRESIÓN EN LA FORMACIÓN. .................................................................................. 300 FIGURA 179. REQUERIMIENTOS ESTIMADOS DE BARITA. ....................................................................................... 302 FIGURA 180. PERFORACIÓN ADYACENTE DE UN POZO DE ALIVIO DENTRO DE UN POZO EN SURGENCIA. ........................... 303 FIGURA 181. COMUNICACIONES ENTRE LOS OPERARIOS ENCARGADOS DE LA OPERACIÓN. ........................................... 305 FIGURA 182. CÓMO DETERMINAR EL AJUSTE DEL ESTRANGULADOR. ....................................................................... 306 FIGURA 183. AJUSTE DEL ESTRANGULADOR. ...................................................................................................... 307 FIGURA 184. MEDICIÓN DE PRESIONES EN TODAS LAS OPERACIONES. ...................................................................... 308 FIGURA 185. PERFORANDO CON TOMA DE PRESIONES CONSTANTE. ........................................................................ 309 FIGURA 186. BOMBA EMPEZANDO A INICIAR LA PRIMERA CIRCULACIÓN................................................................... 311 FIGURA 187. UNA VEZ QUE LA BOMBA ALCANZA LA VELOCIDAD DE CIRCULACIÓN PROGRAMADA, SE ANOTA LA PRESIÓN DE CIRCULACIÓN. ESTA ES LA PRESIÓN QUE SE DEBE MANTENER. ........................................................................ 312 FIGURA 188. SI LA PRESIÓN CAE POR DEBAJO DE DONDE DEBERÍA ESTAR, SE DEBE HACER UN AJUSTE. .......................... 313 FIGURA 189. PARA LOS AJUSTES DE PRESIÓN, DETERMINE PRIMERO CUÁNTA PRESIÓN NECESITA. .................................. 314 FIGURA 190. LUEGO AJUSTE LA PRESIÓN DE LA TUBERÍA DEREVESTIMIENTO SÓLO POR ESA CANTIDAD. ........................... 314 FIGURA 191. DEJE PASAR SUFICIENTE TIEMPO DE RETRASO Y EVALÚE LA SITUACIÓN DE NUEVO. .................................... 314 FIGURA 192. PARA EVITAR QUE ESTO PASE, SI LA PRESIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EMPIEZA A CAMBIAR RÁPIDAMENTE AJUSTE EL ESTRANGULADOR. .............................................................................................. 316 FIGURA 193. SI SE DEJA CAER LA PRESIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ABRUPTAMENTE TAMBIÉN LO HARÁ LA PRESIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN / TUBERÍA, LUEGO DEL TIEMPO DE RETRASO. ................................... 316 FIGURA 194. SI REACCIONA APROPIADAMENTE, LOS CAMBIOS DE LA PRESIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y TUBERÍA DE PERFORACIÓN SERÁN MÍNIMOS. ........................................................................................................ 317 FIGURA 195. SI SE VA A CERRAR EL POZO, MANTENGA LA PRESIÓN DE LA TUBERÍA DEREVESTIMIENTO POR LO MENOS IGUAL A LA PRESIÓN ORIGINAL DE CIERRE DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN / TUBERÍA. ......................................................................................................................................... 317 FIGURA 196. MANTENGA LA PRESIÓN APROPIADA A MEDIDA QUE EL FLUIDO DE CONTROL ES BOMBEADO A LA BROCA. ..... 318 FIGURA 197. LA CIRCULACIÓN SE MANTIENE CON LA PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN. ................................................ 319 FIGURA 198. CIERRE DE PREVENTORAS ............................................................................................................. 320 FIGURA 199. OPERACIONES DE CONTROL DE POZO. ............................................................................................. 320 FIGURA 200. UNA VEZ QUE LA BOMBA ALCANZA LA VELOCIDAD DE CIRCULACIÓN PROGRAMADA, SE ANOTA LA PRESIÓN DE CIRCULACIÓN INICIAL................................................................................ 323


FIGURA 201. SE DEBER DE MANTENER UNA PRESIÓN DE CIRCULACIÓN CORRECTA A MEDIDA QUE SE BOMBEA EL FLUIDO DE CONTROL HACIA LA BROCA. ..................................................................... 324 FIGURA 202. SI LA PRESIÓN CAE POR DEBAJO DE LO PLANEADO, SE DEBE HACER UN AJUSTE. DETERMINE CUÁNTA PRESIÓN SE NECESITA PARA EL AJUSTE. .................................................................................................................... 325 FIGURA 203. AJUSTE LA PRESIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO SÓLO POR ESA CANTIDAD. .......... 325 FIGURA 204. DÉ TIEMPO DE RETRASO SUFICIENTE PARA VERIFICAR EL AJUSTE POR DIRECTA, Y REEVALUAR LA SITUACIÓN. ............................................................................................................ 326 FIGURA 205. EL GAS ESTA SALIENDO A TRAVÉS DEL ESTRANGULADOR, LA PRESIÓN DE CASING ............ 326 FIGURA 206. NO DEJE QUE ÉSTO PASE, SI LA PRESIÓN EN LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DISMINUYE. ........................................................................................................................................................ 327 FIGURA 207. TAMBIÉN LO HARÁ LA PRESIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN / TUBERÍA. ................... 327 FIGURA 208. UNA ACCIÓN CORRECTA IMPIDE UN MAYOR INFLUJO; SI LA PRESIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EMPIEZA A CAMBIAR, AJUSTE RÁPIDAMENTE EL ESTRANGULADOR. ................. 328 FIGURA 209. SI REACCIONA CORRECTAMENTE, LAS FLUCTUACIONES EN LA PRESIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN/TUBERÍA SERÁN MÍNIMAS....................................................................................... 328 FIGURA 211. EL POZO DEBE MONITOREAR SE POR INCREMENTO DE PRESIÓN. SI NO SE INCREMENTA LA PRESIÓN PROBABLEMENTE EL POZO ESTA CONTROLADO. ........................................................... 329 FIGURA 210. CUANDO GAS O LÍQUIDO QUE SIGUE AL GAS EMPIEZA A PASAR POR EL ESTRANGULADOR, SE DEBE ESTABILIZAR LA PRESIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN EL ÚLTIMO VALOR QUE FUE REGISTRADO EL POZO. ........................................................................................................... 329

FIGURA 212. SE DEBE HACER CIERRE DE POZO DE FORMA RÁPIDA Y SEGURA.............................................................. 330 FIGURA 213. POZO INICIANDO LA CIRCULACIÓN. ................................................................................................. 331 FIGURA 214. CIERRE DE POZO CON ARIETES DE TUBERIA Y PREVENTOR ANULAR. ........................................................ 332 FIGURA 215. EL POZO EN ESTADO FLUYENTE. ..................................................................................................... 333 FIGURA 216. BOMBEO A UNA TASA DE CIRCULACIÓN CONSTANTE. ......................................................................... 333 FIGURA 217. MANÓMETROS MEDIDORES DE PRESIÓN.......................................................................................... 336 FIGURA 218. EQUIPO EN SUPERFICIE PERFORACIÓN BAJO BALANCE. ...................................................................... 337 FIGURA 219. TÉCNICA DE PERFORACIÓN CON FLUIDOS BASE AIRE. .......................................................................... 338 FIGURA 220. SEPARADOR DE GAS. ................................................................................................................... 339 FIGURA 221. PERFORANDO MIENTRAS PRODUCE. ............................................................................................... 339 FIGURA 222. ÁREA AMARILLA ES LA NUESTRO OBJETIVO. UN POZO HORIZONTAL ABARCAR MAS ÁREA DE ESE OBJETIVO . 340 FIGURA 223. PERFORAR A TRAVÉS DEL PREVENTOR ANULAR .................................................................................. 341 FIGURA 224. TORRE DE PERFORACIÓN BAJO BALANCE. ......................................................................................... 341 FIGURA 225. PRUEBA DE PREVENTORES. ........................................................................................................... 344 FIGURA 226. PARTES DE LOS PREVENTORES, DEPENDIENDO DE LAS PRESIONES EN LA FORMACIÓN SE ESCOGE EL ADECUADO. ........................................................................................................................................................ 345 FIGURA 227. PARTES DEL PREVENTOR DE REVENTONES ANULAR. ............................................................................ 346 FIGURA 228. CLASES DE PREVENTORES ANULARES. .............................................................................................. 347 FIGURA 229. EQUIPO PARA REALIZAR PRESIÓN PARA CIERRE. ................................................................................. 348 FIGURA 230. PREVENTOR ANULAR PARA SEMISUMERGIBLES. ................................................................................. 348 FIGURA 231. SE USAN LOS SISTEMAS DE DESVÍO PARA PROTEGER AL PERSONAL. ................................ 349 FIGURA 232. UN CABEZAL GIRATORIO. .............................................................................................................. 350 FIGURA 233. UN PANEL DE CONTROL................................................................................................................ 350 FIGURA 234. UN ENFRIADOR .......................................................................................................................... 350 FIGURA 235. ARIETE DE TUBERÍA. .................................................................................................................... 351 FIGURA 236. PARTES DEL PREVENTOR DE ARIETES. .............................................................................................. 351 FIGURA 237. ARIETE Y SUS PARTES PRINCIPALES. ................................................................................................. 352 FIGURA 238. CUERPO DE ESCLUSA DE TUBERÍA ................................................................................................... 353 FIGURA 239. CUERPO DE ARIETES CIEGOS. ......................................................................................................... 354 FIGURA 240. BLOQUES DE ARIETES CORTADORES. ............................................................................................... 354 FIGURA 241. CUERPOS DE ARIETES CIEGOS / CORTADORES. ................................................................................... 355 FIGURA 242. ARIETE DE DIÁMETRO VARIABLE. .................................................................................................... 356 FIGURA 243. EMPAQUE DE SELLO. ................................................................................................................... 357 FIGURA 244. MUESTRAS DE ELEMENTOS DE SELLADO PARA PREVENTORES DE REVENTONES. ............. 357 FIGURA 245. PROCESO DE INSTALACIÓN Y AJUSTE DE LAS BRIDAS. .......................................................................... 358


FIGURA 246. ASEGURAMIENTO DE BRIDAS. ........................................................................................................ 358 FIGURA 247. ASEGÚRESE DE QUE LAS CONEXIONES ESTÉN BIEN HECHAS................................................................... 359 FIGURA 248. PRUEBA DE PREVENTOR DE REVENTONES. ........................................................................................ 359 FIGURA 249. SE MANTIENEN CARGADOS LOS SISTEMAS DE ACUMULADORES POR MEDIO DE BOMBAS DE AIRE O ELÉCTRICAS. ........................................................................................................................................................ 360 FIGURA 250. UNA UNIDAD DE ACUMULADOR. .................................................................................................... 361 FIGURA 251. UNA BOTELLA DE ACUMULADOR CILÍNDRICA..................................................................................... 362 FIGURA 252. UNA UNIDAD DE ACUMULADOR TÍPICA. ........................................................................................... 363 FIGURA 253. CONJUNTO DE VALVULAS MANIFOLD. ............................................................................................. 364 FIGURA 254. CHOKE MANIFOLD. ..................................................................................................................... 365 FIGURA 255. ESTRANGULADOR HIDRÁULICO REMOTO. ......................................................................................... 366 FIGURA 256. ESTRANGULADOR AJUSTABLE A CONTROL REMOTO. ........................................................................... 367 FIGURA 257. SEPARADOR DE LODO / GAS. ......................................................................................................... 367 FIGURA 258. SEPARADOR DE LODO / GAS .......................................................................................................... 368 FIGURA 259. DESGASIFICADOR COMÚN. ........................................................................................................... 368 FIGURA 260. VÁLVULA SUPERIOR..................................................................................................................... 369 FIGURA 261. UNA VÁLVULA DE SEGURIDAD DE PASO APERTURA PLENA TIPO KELLY. .................................................... 370 FIGURA 262. UNA VÁLVULA DE SEGURIDAD QUE DE APERTURA PLENA. .................................................................... 371 FIGURA 263. PREVENTOR DE REVENTONES INTERIOR. .......................................................................................... 371 FIGURA 264. VÁLVULAS CONTRAPRESIÓN. ......................................................................................................... 372 FIGURA 265,. VÁLVULA CONTRAPRESIÓN. ......................................................................................................... 372 FIGURA 266. ZARANDAS. ............................................................................................................................... 373 FIGURA 267. TANQUES O PILETAS DE LODO. ....................................................................................................... 373 FIGURA 269. CONTADOR DE GOLPES DE LA BOMBA. ................................................................................. 374 FIGURA 268. BOMBAS DE LODO DE PERFORACIÓN. .............................................................................................. 374 FIGURA 270. SENSOR DE LA LÍNEA DE FLUJO. ...................................................................................................... 375 FIGURA 271. TANQUES DE LODO. .................................................................................................................... 375 FIGURA 272. CIRCUITO TANQUE DE MANIOBRAS. ................................................................................................ 376 FIGURA 273. MEDIDORES DE FLUJO. ................................................................................................................ 377 FIGURA 274. MANÓMETROS MEDIDORES DE PRESIÓN.......................................................................................... 378 FIGURA 275. MANÓMETRO DE PRESIÓN EN LA BOMBA......................................................................................... 378 FIGURA 276. SISTEMA DE INFORMACIÓN CON GRÁFICOS GEOLÓGICOS..................................................................... 379 FIGURA 277. DATOS DE INFORMACIÓN MANEJO DE PRESIONES. ............................................................................. 379 FIGURA 278. ÁRBOL DE PRODUCCIÓN. .............................................................................................................. 380 FIGURA 279. PARTES DEL ÁRBOL DE PRODUCCIÓN. .............................................................................................. 381 FIGURA 280. DESMONTE DEL ÁRBOL DE NAVIDAD. .............................................................................................. 382 FIGURA 281. SARTA DE EQUIPOS EN SUBSUELO................................................................................................... 386 FIGURA 282. LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ES LA PRIMERA LÍNEA DE DEFENSA QUE TIENE UN POZO. ........................... 387 FIGURA 283. REVESTIMIENTO COLGANTE AUNIDO AL COLGADOR DE REVESTIMIENTO. ................................................ 388 FIGURA 284. SARTA DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN. .............................................................................................. 389 FIGURA 285. OBTURADOR DE EMPAQUE COLOCADO CON LÍNEA DE CABLE. ............................................................... 390 FIGURA 286. NIPLE DE SELLO. ......................................................................................................................... 391 FIGURA 287. TAPÓN RETENEDOR. .................................................................................................................... 392 FIGURA 288. JUNTA DE DESGASTE. ................................................................................................................... 392 FIGURA 289. COLOCACIÓN DEL COLLAR DE FLUJO. ............................................................................................... 393 FIGURA 290. JUNTA DE SEGURIDAD. ................................................................................................................. 393 FIGURA 291. NIPLE DE ASIENTO....................................................................................................................... 394 FIGURA 292. COLOCACIÓN DE LOS MANDRILES EN LA SARTA DE PRODUCCIÓN. .......................................................... 395 FIGURA 293. EMPAQUE CEMENTADOR RECUPERABLE. ......................................................................................... 395 FIGURA 294. RETENEDOR DE CEMENTO RECUPERABLE. ........................................................................................ 396 FIGURA 295. CONJUNTO LAVADOR................................................................................................................... 396 FIGURA 296. HERRAMIENTA DE FRESADO. ......................................................................................................... 397 FIGURA 297. RASCADOR DE CAÑERIA................................................................................................................ 397 FIGURA 298. CENTRALIZADOR Y RASPADOR........................................................................................................ 398 FIGURA 299. DESABOLLADOR ROTATIVO. .......................................................................................................... 398


FIGURA 300. CANASTA RECUPERADORA. ........................................................................................................... 399 FIGURA 301. ENDEREZADOR TIPO PERA. ............................................................................................................ 399 FIGURA 302. PREVENTORAS PARA AGUAS PROFUNDAS. ........................................................................................ 403 FIGURA 303. CONJUNTO PREVENTOR SUBMARINO. ............................................................................................. 404 FIGURA 304. PREVENTORES MARINOS. ............................................................................................................. 405 FIGURA 305. ROV, VEHICULO OPERADO REMOTAMENTE. .................................................................................... 405 FIGURA 306. CONJUNTO LMRP. ..................................................................................................................... 406 FIGURA 307. PARTES DE EQUIPO DE PERFORACIÓN MARINO. ................................................................................. 407 FIGURA 308. VEHICULO OPERADO REMOTAMENTE BAJO EL MAR. ........................................................................... 408 FIGURA 309. VIGILA PARÁMETROS IMPORTANTES COMO LA CORROSIÓN.................................................................. 408 FIGURA 310. CONJUNTO DE VÁLVULAS PREVENTORAS. ......................................................................................... 409 FIGURA 311. CHOKE MANIFOLD. ..................................................................................................................... 409 FIGURA 312. SISTEMA PREVENTOR MÚLTIPLE. .................................................................................................... 410 FIGURA 313. PREVENTOR EN SUPERFICIE. .......................................................................................................... 410 FIGURA 314. DIFERENTES PROFUNDIDADES DE PERFORACIÓN................................................................ 411 FIGURA 315. REGISTROS DE LA FORMACIÓN MARINA. .......................................................................................... 412 FIGURA 316. HAY QUE TOMAR EN CUENTA EL CABECEO, BALANCEO Y OSCILACIÓN VERTICAL CUANDO CONTROLA ............ 413 FIGURA 317. RISER MARINO. .......................................................................................................................... 414 FIGURA 318. CIERRE DE POZO ANTE LA PRESENCIA DE CUALQUIER SURGENCIA........................................................... 414 FIGURA 319. UN DESVIADOR DE RISER MARINO......................................................................................... 415 FIGURA 320. SISTEMAS DE DESVIADORES. ......................................................................................................... 416 FIGURA 321. CIERRE DE PREVENTOR ANULAR. .................................................................................................... 417 FIGURA 322. CONEXIONES DE RISER. ................................................................................................................ 417 FIGURA 323. SISTEMA DE CONTROL HIDRÁULICO ..................................................................................... 418 FIGURA 324. SISTEMA DE CONTROL SUBMARINO. ............................................................................................... 419 FIGURA 325. RISER EN SUPERFICIE. .................................................................................................................. 420 FIGURA 326. PLATAFORMA COSTA AFUERA. ....................................................................................................... 420 FIGURA 327. RISER EN SUPERFICIE. .................................................................................................................. 421 FIGURA 328. ÁRBOL DE PRODUCCIÓN SUBMARINO. ............................................................................................. 423 FIGURA 329. CONJUNTO PREVENTOR MARINO. .................................................................................................. 426 FIGURA 330. DESCONEXION DE UN RISER. ......................................................................................................... 427 FIGURA 331. TORRE DE REPARACIÓN DE POZO.................................................................................................... 428 FIGURA 332. EL INCREMENTO EN ABATIMIENTO DEBIDO A LA PRODUCCIÓN ALTA CAUSA QUE EL CONO SE ELEVE........... 429 FIGURA 333. LA PRODUCCIÓN TIENE LUGAR EN LA SECCIÓN DE PETRÓLEO UTILIZANDO UNA TAPA DE GAS COMO EL IMPULSOR DEL YACIMIENTO PETROLÍFERO. ............................................................................................... 429 FIGURA 334. SI EXISTE UN CAMBIO EN LA INTERFASE DEL GAS Y PETRÓLEO O DEL PETRÓLEO Y AGUA, O SI EL ÁREA DE DRENAJE SE AGOTA, EL POZO PUEDE SER DESVIADO A LA ZONA DE PETRÓLEO A UNA NUEVA ÁREA DE DRENAJE. ..................................................................................................... 430 FIGURA 335. TAPONES DE CEMENTO. ............................................................................................................... 430 FIGURA 336. SE REALIZAN TRABAJO DE REPARACIÓN PARA AUMENTAR LA PRODUCCIÓN.............................................. 431 FIGURA 337. COMPLETAMIENTO EN UNA ZONA MÁS ARRIBA. ................................................................................ 431 FIGURA 338. ATRAVESAR LA FORMACIÓN HACE QUE SEA MÁS PRODUCTIVA.............................................................. 432 FIGURA 339. TERMINACIÓN DE POZO FRANCO CADENA DE MANDO......................................................................... 432 FIGURA 340. UNA TERMINACIÓN EN UN HOYO CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. ................................... 433 FIGURA 341. UNA TERMINACIÓN DE EMPAQUE SIMPLE. ............................................................................ 434 FIGURA 342. TERMINACIÓN DOBLE. ................................................................................................................. 434 FIGURA 343. OPERACIÓN DE CAÑONEO. ........................................................................................................... 435 FIGURA 344. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL BOMBEO A VARILLAS. ............................................................................ 435 FIGURA 345. CABEZAL DE POZO DE CAVIDADES PROGRESIVAS. ............................................................................... 436 FIGURA 346. COMPLETACIÓN CON GAS-LIFT. ..................................................................................................... 436 FIGURA 347. POZO FRANCO Y TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE ZONA SIMPLE............................................................. 437 FIGURA 348.TUBERÍA DE PRODUCCIÓN Y TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE UNA TERMINACIÓN DE DOS ZONAS. ................. 437 FIGURA 349. TERMINACIÓN DE ALTA PRESIÓN O DE UN AMBIENTE CORROSIVO. ........................................................ 438 FIGURA 350. TERMINACIÓN DOBLE SARTA. ........................................................................................................ 438 FIGURA 351. CEMENTACIÓN FORZADAA PARA CORREGIR PROBLEMAS DE UAN ZONA. ................................................. 439


FIGURA 352. REGISTRO DE ADHERENCIA DE CEMENTO CBL. .................................................................................. 439 FIGURA 353. LA MAYORÍA DE LOS PLANOS DE FRACTURA INDUCIDOS SON VERTICALES, SIN EMBARGO, FORMACIONES POCO PROFUNDAS PUEDEN EXHIBIR FRACTURAS HORIZONTALES....................... 440 FIGURA 354. BOMBEO DE CEMENTO. ............................................................................................................... 440 FIGURA 355. CIRCULACIOÓN INVERSA DE CEMENTO EN EXCESO. ............................................................................ 441 FIGURA 356. OPERACIONES DE CAÑONEO. ........................................................................................................ 441 FIGURA 357. UNA OPERACIÓN DE PERFORACIÓN CON BALA................................................................................... 442 FIGURA 358. EL EXAMEN DE PRUEBAS DEL CONTENIDO DE LA FORMACIÓN POR MEDIO DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (DST) SEA ABIERTA. ........................................................................................ 444 FIGURA 359. PRUEBAS EN CAMPO. .................................................................................................................. 445 FIGURA 360. INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS DST. .......................................................................................... 445 FIGURA 361. AGRIETAMIENTO Y EMPAQUE DE GRAVA EXPONEN MÁS ÁREA DE SUPERFICIE DE FORMACIÓN PARA PRODUCCIÓN. ........................................................................................................................................................ 446 FIGURA 362. SÚLFURO DE HIDRÓGENO. ............................................................................................................ 448 FIGURA 363. UN COLADOR. ............................................................................................................................ 448 FIGURA 364. SARTA DE CONTROL ARENA CON GRAVA RANURADO. ......................................................................... 449 FIGURA 365. EMPAQUE CON GRAVA. ............................................................................................................... 449 FIGURA 366. PROCESO DE ABANDONO DE POZO. ................................................................................................ 450 FIGURA 367. TAPÓN DE CEMENTO. .................................................................................................................. 450 FIGURA 368. PERFORACIÓN DE POZOS PROFUNDOS. ............................................................................................ 451 FIGURA 369. DESVIACIONES. .......................................................................................................................... 452 FIGURA 370. TERMINACIÓN SIMPLE CON EMPAQUE............................................................................................. 455 FIGURA 371. TERMINACIONES MENOS COMÚNES................................................................................................ 456 FIGURA 372. OPERACIONES CON CABLE. ........................................................................................................... 457 FIGURA 373. UNA UNIDAD DE LÍNEA DE CABLE. .................................................................................................. 458 FIGURA 374. UNA UNIDAD DE LÍNEA DE CABLE MONTADA EN UN CAMIÓN. ............................................................... 460 FIGURA 375.COMPONENTES DEL MEDIDOR DE LONGITUDES. ................................................................................. 461 FIGURA 376. COMPONENTES DE UN INDICADOR DE PESO...................................................................................... 461 FIGURA 377. CARRETES DE CABLE. ................................................................................................................... 462 FIGURA 378. BLOQUES Y POLÉAS PARA CAMBIAR DIRECCIÓN. ................................................................................ 462 FIGURA 379. CONJUNTO DE LUBRICADOR .......................................................................................................... 463 FIGURA 380.PREVENTOR DE REVENTONES DE CABLE DE LÍNEA................................................................................ 464 FIGURA 381. CABEZA DE CONTROL. .................................................................................................................. 465 FIGURA 382. UNA BOMBA OPERADA MANUALMENTE PARA EL PREVENTOR DE REVENTONES. ....................................... 466 FIGURA 383. UNA VÁLVULA DE RETENCIÓN DE BOLA, DE SEGURIDAD....................................................................... 466 FIGURA 384. CASQUILLOS SUJETA CABLES. ......................................................................................................... 467 FIGURA 385. UNIÓN ARTICULADA.................................................................................................................... 468 FIGURA 386. BARRAS DE LASTRE............................................................................................................... 468 FIGURA 387. DIABLO O CHACHITO. .................................................................................................................. 469 FIGURA 388. MARTILLO. ................................................................................................................................ 469 FIGURA 389. SECUENCIA DE MOVIMIENTO DEL MARTILLO. .................................................................................... 470 FIGURA 390. ARPÓN DE LÍNEA DE CABLE. .......................................................................................................... 470 FIGURA 391. UN ENCHUFE DE PESCA DE PUERTA LATERAL. .................................................................................... 471 FIGURA 392. HERRAMIENTA DE EXTRACCIÓN DE CABLE. ....................................................................................... 471 FIGURA 393. HERRAMIENTA DE TRABADO TEMPORAL. ......................................................................................... 472 FIGURA 394. BLOQUE DE IMPRESIÓN. ............................................................................................................... 472 FIGURA 395. RASPADOR DE PARAFINA. ............................................................................................................. 473 FIGURA 396. ESCARIADOR DE TUBERÍA.............................................................................................................. 473 FIGURA 397. CUCHARA DE ARENA.................................................................................................................... 473 FIGURA 398. UBICADOR EXTREMO DE TUBERÍA. .................................................................................................. 474 FIGURA 399. PREVENTOR DE LÍNEA DE CABLE. .................................................................................................... 477 FIGURA 400. MARTILLO FUNCIONAMIENTO. ...................................................................................................... 478 FIGURA 401. PROBETA GRADUADA. ................................................................................................................. 480 FIGURA 402. PIPETA VOLUMÉTRICA. ................................................................................................................ 480 FIGURA 403. ERLENMEYER ............................................................................................................................. 481


FIGURA 404. GRADILLA.................................................................................................................................. 481 FIGURA 405. BALANZA TRIPLE BRAZO. .............................................................................................................. 481 FIGURA 406. VASO PRECIPITADO. .................................................................................................................... 482 FIGURA 407. EMBUDO. ................................................................................................................................. 482 FIGURA 408. TIRAS REACTIVAS MEDIDORAS DE PH. ............................................................................................. 482 FIGURA 409. VIDRIERIA PARA LABORATORIO. ..................................................................................................... 485 FIGURA 410. 100 TIRILLAS REACTIVAS. ............................................................................................................. 486 FIGURA 411. BALANZA DE TRIPLE BRAZO PARA PESO. ........................................................................................... 486 FIGURA 412. BALANZA DE LODOS. ................................................................................................................... 487 FIGURA 413. EMBUDO DE MARSH. ................................................................................................................... 488 FIGURA 414. TIRAS REACTIVAS. ....................................................................................................................... 489 FIGURA 415. MEDIDOR DE PH DIGITAL. ........................................................................................................... 489


GLOSARIO A A PRUEBA DE VAPOR: no susceptible a los vapores ni afectado por los mismos; por ejemplo, un interruptor eléctrico se fabrica a prueba de vapor de manera de que, en presencia de gases combustibles, no se produzca una explosión por culpa de una chispa. (Vaporproof) ABANDONADO TEMPORARIAMENTE: pozo cerrado temporariamente pero no taponado. (Temporarily abandoned) ABIERTO: con referencia a un pozo, aquel que no está entubado donde no se ha bajado sondeo o tubing. (Open)

2. Aquel

ABSORCIÓN: la penetración o aparente desaparición de moléculas o iones de una o más substancias en el interior de un sólido o un líquido. Por ejemplo, en el caso de la bentonita hidratada, el agua plana atrapada entre las capas de apariencia similar a la mica es el resultado de la absorción. (Absorption) ACCIONADOR HIDRÁULICO DE TERMINACIÓN: Conjunto de cilindros hidráulicos que se utilizan para retener y sacar tubería bajo presión del pozo, que se colocan en forma temporaria en la cabeza de pozo para operaciones de reparación. (Hydraulic workover) ACELERADOR DE FRAGÜE: aditivo químico que reduce el tiempo de fragüe del cemento. (Accelerator) ACELERADOR DE MARTILLO: herramienta hidráulica que se utiliza junto con un martillo y que se enrosca a la columna de pesca por encima del martillo para aumentar el impacto o el poder del golpe (Jar accelerator) ACIDEZ: el grado relativo de acidez de una substancia, medida por pH. Un valor de pH menor que 7. (Acidity) ACIDIFICACIÓN: tratamiento de estimulación de formación petrolífera. Se trata de fracturar un pozo utilizando ácidos. (Acidizing) ACIDIFICAR: tratar una formación de piedra caliza petrolífera u otro tipo de formación, mediante la utilización de una reacción química con ácido, con el fin de aumentar la producción. Se inyecta a presión ácido clorhídrico u otro ácido. Este ácido ataca la roca, agrandando los espacios porales y los pasajes a través de los cuales fluyen los fluidos de la formación. Luego se bombea el ácido al exterior, y se pistonea el pozo, para luego ponerlo a producir. Con el ácido se combinan aditivos químicos e inhibidores para que reaccionen en forma selectiva con la roca de la formación sin afectar el equipamiento metálico del pozo. (Acidize)


ÁCIDO: todo compuesto químico que contenga hidrógeno que pueda ser reemplazado por elementos positivos o radicales para formar sales. En términos de la teoría de la disociación, es un compuesto que, al disociarse en solución, produce un exceso de iones de hidrógeno. Los ácidos bajan el pH. Son ejemplos de ácidos y substancias ácidas: el ácido clorhídrico, el ácido tánico, el ácido de pirofosfato de sodio. (Acid) ÁCIDO ACÉTICO: compuesto de ácido orgánico que a veces se utiliza para acidificar pozos de petróleo. No es tan corrosivo como otros ácidos que se utilizan para el tratamiento de pozos. Su fórmula química es C2H4O2 o CH3COOH. (Acetic acid) ÁCIDO CLORHÍDRICO: compuesto ácido que se suele utilizar para acidificar rocas de carbonato. se prepara mezclando gas de cloruro de hidrógeno y agua. También se lo conoce como ácido muriático. El símbolo químico es HCL. (Hydrochloric acid) ACIDO FLUORHÍDRICO CLORHÍDRICO: mezcla de ácidos que se utiliza para eliminar el lodo del pozo. (hydrofluoric hydrochloric acid) ÁCIDO FÓRMICO: acido orgánico simple que se utiliza para acidificar pozos de petróleo. Es más fuerte que el ácido acético, pero menos corrosivo que el ácido fluorhídrico o el clorhídrico. Se lo suele utilizar en pozos de altas temperaturas. (Formic Acid) ÁCIDO HÚMICO: ácidos orgánicos de composición indefinida que se presentan en el lignito leonardita natural. Los ácidos húmicos son los elementos constitutivos más valiosos. (Humic acid) ÁCIDO INHIBIDO: ácido tratado químicamente antes de acidificar o hacer una fracturación ácida en un pozo, para disminuir su efecto corrosivo sobre los materiales tubulares sin afectar su eficacia. (Inhibited acid). ÁCIDO SULFÁMICO: ácido cristalino, NH2SO3H, derivado del ácido sulfúrico, y que a veces se utiliza en la acidificación. (Sulfamic acid). ÁCIDO TÁNICO: el ingrediente activo del quebracho y de otros sustitutos del quebracho. (Tannic acid) ACUMULADOR: en un equipo de perforación, el acumulador almacena fluido hidráulico bajo presión de nitrógeno comprimido, para el cierre del BOP en casos de emergencia. El acumulador es un recipiente o tanque que se utiliza para recibir y almacenar temporariamente líquidos que se utilizan en procesos continuos en plantas de producción. El acumulador por goteo recoge los hidrocarburos líquidos que provienen de la condensación de un gas húmedo que circula por una cañería. (Accumulator)


ADHESIÓN: la fuerza que hace que moléculas disímiles se mantengan unidas. (Adhesion) ADITIVO PARA LODO: todo material que se agregue a un fluido de perforación para un propósito en particular. (Mud additive) ADITIVOS PARA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN: materiales que se agregan al lodo para controlar o impedir la pérdida de circulación. estos materiales se agregan en cantidades variables y se clasifican en fibras, escamas o granulados. (Lost-circulation additives) ADSORCIÓN: fenómeno de superficie por el cual un sólido (adsorbente) mantiene o concentra gases, líquidos o substancias disueltas sobre su superficie, propiedad que se debe a la adhesión. Por ejemplo, el agua que existe sobre la superficie externa de la bentonita hidratada es agua adsorbida. (Adsorption) AIREACIÓN, VENTILACIÓN: técnica que consiste en inyectar aire o gas al interior de un fluido de perforación en cantidades variables, con el fin de reducir la carga hidrostática comparar con corte con aire. (Aeration) AFLUENCIA: el flujo de fluidos de la formación al interior del pozo. [Influx, Inflow]) AGARRE SIMPLE: descripción de empaquetadores o packers con un sistema de cuñas para el soporte de peso y presión desde arriba únicamente. (Singlegrip). AGENTE ESPUMANTE: substancia que produce burbujas bastante estables en la combinación aire-líquido debido a la agitación, aireación o ebullición. En perforación con aire o con gas, se utilizan agentes espumantes para convertir la afluencia de agua en espuma aireada. Este procedimiento se suele llamar “perforación con niebla”. (Foaming agent) AGENTE FLOCULADOR: substancias que tienen la capacidad de espesar un fluido de perforación son agentes floculadores la mayoría de los electrolitos, algunos polisacáridos, ciertos polímeros sintéticos o naturales En fluidos plásticos Bingham, el punto de fluencia y la fuerza gel aumentan. (Flocculating Agent) AGENTE HUMECTANTE: substancia o compuesto que, al agregarse a un líquido, aumenta la expansión del mismo en una superficie o la penetración del líquido en un material. (Wetting agent) AGENTE SOPORTE: substancia granular tipo arena, cáscara de nuez u otro material transportado en suspensión por medio del fluido de fractura que sirve para mantener las grietas abiertas cuando se retira el fluido, luego del tratamiento de fracturación. (Propping agent)


AGENTE TENSO ACTIVO: substancia que afecta las propiedades de la superficie de un líquido o un sólido al concentrarse en la capa superficial. Los agentes tenso activos reducen la tensión superficial, lo que aumenta la capacidad de penetración del fluido y la humectabilidad. Los agentes tensoactivos son de utilidad porque con ellos se puede garantizar que la superficie de una substancia u objeto quede completamente en contacto con la superficie de otra substancia. (Surfactant) AGENTES SELLADORES: cualquiera de los materiales que se agrega a los fluidos de perforación para recuperar la circulación. (Sealing agents) AGLOMERACIÓN: agrupamiento de partículas individuales. (Agglomeration) AGLOMERADO: grandes grupos de partículas individuales, que generalmente resultan de los procesos de tamizado y secado. (Agglomerate) AGREGACIÓN: formación de agregados. En lo que se refiere a los fluidos de perforación, la agregación se produce por el hecho de apilar las placas de arcilla una sobre otra, lo que reduce la viscosidad y fuerza del gel. (Aggregation) AGREGACIÓN CONTROLADA: condición en la cual las placas de arcilla se mantienen apiladas por la acción de un catión polivalente, como el calcio, y son de floculadas con algún tipo de diluyente. (Controlled aggregation) AGREGADO: grupo de dos o más partículas individuales que se mantienen fuertemente unidas. Los agregados se mantienen estables aunque se los someta a agitación normal, batido o llevados a condición de polvo o suspensión. Se los puede romper mediante tratamientos más drásticos, tales como molienda/trituración del polvo o por corte/ sacudida de la suspensión. (Aggregate) AGUA DE EMULSIÓN DE PETRÓLEO: fluido de perforación con un contenido de petróleo que suele mantenerse entre un tres y un siete por ciento y, de vez en cuando, por encima del diez por ciento (el porcentaje puede ser bastante superior). El petróleo se emulsifica en agua dulce o salada con un emulsificador químico. A veces, puede agregarse CMC, almidón o caucho a los sistemas de agua dulce o salada. (Oil emulsion water) AGUA DE FONDO: agua que se encuentra debajo del petróleo y el gas en una formación productora. (Bottom Water) AGUA INTERSTICIAL: el agua original que queda retenida en los espacios porales (o intersticios) de una formación desde el momento de su creación, diferente de las aguas migratorias que fluyeron hasta los depósitos después de su creación. (Interstitial water) AGUA SALOBRE: agua que contenga cualquier clase de sales solubles en baja concentración. (Brackish water)


AGUAS MARGINALES: el agua que está en contacto con el borde del petróleo en el horizonte inferior de una formación. (Edgewater) AHOGAR: en perforación/servicio de pozos, evitar un reventón inminente, llevando a cabo las medidas preventivas necesarias (por ejemplo, cerrar el pozo con los preventores de reventones, circular la surgencia al exterior y aumentar la densidad del fluido de perforación/terminación/reparación). 2. En producción, detener la producción de gas y petróleo de un pozo para permitir su reacondicionamiento. (Kill) AHOGAR UN POZO: controlar un pozo que sufre un reventón. También es el procedimiento de circular agua y lodo por un pozo terminado antes de comenzar las operaciones de servicio de pozo. (Killing a well) AISLAR: colocar empaquetadores por arriba y por debajo de una zona de interés. (Isolate) ALAMBIQUE/RETORTA PARA LODO: instrumento que se utiliza para destilar petróleo, agua y otros materiales volátiles para determinar los contenidos de petróleo, agua y totales de sólidos en porcentaje de volumen. (Mud still/retort) ALIVIANAR EL POZO: circular un fluido de menor densidad para sub balancear la presión de la formación y así iniciar el flujo. (Jetting-the-well-in) ALMACENAR UN EQUIPO: operación de embalaje de un equipo una vez terminado el trabajo, cuando se debe retirar el equipo del lugar de operaciones por un tiempo. (Stacking a rig) ALMIDÓN: grupo de carbohidratos presentes en muchas células vegetales. Se somete al almidón a un proceso especial pre-gelatinización y se lo agrega a los lodos para reducir la velocidad de filtración y ocasionalmente para aumentar la viscosidad. Si no se toman los recaudos apropiados, el almidón puede llegar a fermentar. (Starch) ALOJAMIENTO: término que describe la ubicación, pero no el anclaje, del tubing de producción en el interior de un empaquetador. (Locator) ANÁLISIS DE LODO: examen y ensayo del fluido de perforación para determinar sus propiedades físico-químicas. (Mud analysis) ANÁLISIS DE LODO O FLUIDO DE PERFORACIÓN: examen y ensayo del fluido de perforación para determinar sus propiedades físicas y químicas y su condición. (Analysis, mud or drilling fluid) ANÁLISIS DE TAMIZADO: sirve para determinar los porcentajes relativos de substancias, por ejemplo: los elementos sólidos en suspensión de un fluido de perforación que pasan por una sucesión de mallas de tamaños cada vez menores o que son retenidos. El análisis se puede efectuar mediante métodos húmedos o secos. También conocido como “análisis tamiz”. (Screen analysis)


ANÁLISIS DE TESTIGOS: análisis de laboratorio de una muestra testigo corona para determinar la porosidad, permeabilidad, litología, contenido de fluido, ángulo de inclinación, edad geológica y probable productividad de la formación. (Core analysis) ANCLA: todo dispositivo cuya función sea la de asegurar o sujetar un equipamiento. Dispositivo que se utiliza para asegurar la tubería de producción ante la posibilidad de expansiones o contracciones; es similar a un empaquetador pero sin los elementos de caucho. En equipamiento de interior de pozo, este término se suele utilizar para referirse al ancla de entubación/caño de cola. En perforaciones marítimas, se suele sujetar a las embarcaciones de perforación sobre la zona de perforación con anclajes metálicos de grandes dimensiones, similares a los que se utilizan en los barcos. (Anchor) ANCLAJE DE CONTRAVIENTO: peso o anclaje enterrado al cual se ata un cable contraviento. (Guy line anchor) ANCLAJE HIDRÁULICO: accesorio o parte integral de un empaquetador que se utiliza para limitar el movimiento ascendente del empaquetador bajo presión. (Hydraulic holddown) ANCLAR: asegurar la cabeza de pozo u otros componentes. (Buttoning-up) ANGOSTAMIENTO: restricción del diámetro interno del casing. (Bridging-off) ÁNGULO DE DESVIACIÓN: en perforación dirigida, el ángulo en el que se desvía el pozo con respecto al eje vertical mediante el uso de una cuña desviadora u otra herramienta de desviación. (Angle of deflection) ANHIDRO: sin agua (Anhydrous) ANILLO GUÍA: anillo cilíndrico de metal que se utiliza para guiar a los empaquetadores a través de obstrucciones en el casing. (Guide ring) ANIÓN: átomo o radical de carga negativa, como por ejemplo el CI-, OH-, SO4=, etc, en solución de un electrolito. Los aniones se mueven en dirección al ánodo (electrodo positivo) bajo la influencia de un potencial eléctrico. (Anion) ANTEPOZO: es el hueco inicial que proporciona una separación adicional entre el piso del equipo y la cabeza del pozo, donde se ubica parte de la instalación de los preventores de reventones, etc. También sirven para colectar agua de drenaje y otros fluidos para su posterior eliminación. (Cellar) ANTIESPUMANTE: substancia que se utiliza para evitar la formación de espuma aumentando en gran medida la tensión de superficie. (Antifoam) ANTIESPUMANTE: toda substancia que se utilize para reducir o eliminar la espuma por reducción de la tensión de superficie. (Defoamer or defoaming agent)


ANULUS: el espacio en derredor de una tubería suspendida en el pozo. La pared exterior del anulus puede ser la pared del pozo o la del casing. (Annulus) ANULUS O ESPACIO ANULAR: el espacio entre la columna de sondeo y la

pared del pozo o del casing. (Annulus or annular space) APAREJAR: hacer pasar la línea de perforación por las roldanas de la corona

de torre y del motón móvil de aparejo. Un extremo de la línea se asegura el tambor del cable de aparejo y el otro se asegura a la subestructura de la torre. (String up) APAREJO: todo ensamblaje de poleas que forme parte de una única estructura.

En mecánica, una o más poleas, o roldanas, montadas para rotar en un único eje. La corona de la torre es un ensamblaje de roldanas montadas en vigas en la parte superior de la torre. El cable de perforación se pasa por las roldanas de la corona de torre en forma alternada con las roldanas del aparejo. El cable de perforación sube y baja el aparejo que está en la torre o mástil. Cuando se colocan elevadores en el gancho del aparejo, y cuando se enganchan barras de sondeo a los elevadores, se pueden subir y bajar las barras que están en la torre (Block) APAREJO PARA ENROSCAR/CABEZA GIRATORIA: dispositivo conectado al eje del cuadro de maniobras, que se utiliza como fuente de energía para enroscar barras, por lo general está del mismo lado que el perforador en el cuadro de maniobras. de maniobras. (Make out cathead) APAREJO RÁPIDO: motón móvil de sacada continua de dos velocidades que permite que un elevador tome los tiros a medida que se los desenrosca mientras el motón móvil continúa su movimiento. (Speed kit) API: instituto americano del Petróleo (American Petroleum Institute) API SEGUNDOS: unidad de viscosidad medida con un embudo Marsh de

acuerdo con el procedimiento API. (Seconds API) APRETAR EL GATILLO: término referido a la detonación de una herramienta de

cable de acero que se opera pozo abajo dentro del camión de servicio. (Pullingthe-trigger) APRISIONAMIENTO: condición por la cual barras de sondeo, casing u otros

dispositivos quedan atrapadas en el pozo. Puede ocurrir durante la perforación, cuando se está bajando casing o cuando se están sacando las barras de sondeo. Cuando esto sucede, con frecuencia es necesario realizar operaciones de pesca. (Stuck) ARAÑA: dispositivo circular de acero con cuñas que sostienen una columna

suspendida de barras de sondeo, casing o tubing. La araña puede ser de una sola pieza o dividida. (Spider)


ÁRBOL DE PRODUCCIÓN / ARBOL DE SURGENCIA: las válvulas de control,

manómetros y estrangulador conectados en el extremo superior de un pozo para controlar el flujo de petróleo y gas una vez que concluyen las operaciones de perforación y terminación. (Christmas tree) ARCILLA (LUTITAS): roca sedimentaria de grano fino compuesta por limo y lodo

consolidados. Constituye la roca sedimentaria que aparece con mayor frecuencia. (Shale). ARCILLA: tierra plástica, blanda, de colores variados, por lo general es un

hidrosilicato de alúmina, que se forma por la descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio. Bentonita, de Alto Rendimiento, de Bajo Rendimiento, y arcillas naturales. Los minerales de arcilla son esencialmente insolubles en agua, pero bajo condiciones tales como hidratación, fuerzas de corte como la pulverización, efectos de la velocidad, se dispersan en partículas extremadamente pequeñas, que van desde tamaños inferiores a 1 micrón hasta 100 micrones. (Clay) arcilla coloidal, viscosificadora, que se utiliza principalmente en lodos de agua salada. La Atapulgita, una variedad de arcilla, es un hidrosilicato de aluminio y magnesio. (Attapulgite clay) ARCILLA

ATAPULGITA:

ARCILLA DE PERFORACIÓN DE ALTO RENDIMIENTO: clasificación que se da a

un grupo de preparados de arcillas de perforación comerciales cuyo rendimiento es de 35 a 50 bbl/tonelada. Este es un grupo intermedio entre la bentonita y las arcillas de bajo rendimiento. Estas arcillas se preparan por peptización de arcillas de montmorillonita de calcio de bajo rendimiento o, en algunos casos, mezclando bentonita con la arcilla de bajo rendimiento Peptizada. (High-yield drilling clay) ARCILLA PEPTIZADA: arcilla a la que se le ha agregado un agente para

aumentar su rendimiento inicial. por ejemplo, suele agregarse ceniza de soda a la arcilla montmorilonita de calcio. (Peptized clay) ARCILLA PLÁSTICA: toda formación relativamente pegajosa, como la arcilla,

que se encuentre durante la perforación. (Gumbo) ARCILLAS DE BAJO RENDIMIENTO: arcillas comerciales generalmente del tipo

de la montmorillonita de calcio cuyo rendimiento es de alrededor de 15 a 30 barriles por tonelada. (Low-yield clays) ARCILLAS NATURALES: arcillas naturales, en contraposición a las comerciales,

son aquellas que se encuentran al perforar varias formaciones. El rendimiento de estas arcillas es muy variable y pueden ser incorporadas a discreción en el sistema de lodo (Natural clays) ÁREA: campo potencialmente productor de hidrocarburos. (Play)


ÁREA DE PERFORACIÓN: Una o varias concesiones de terrenos adyacentes que constituyen una unidad de superficie suficiente como para justificar la perforación de un pozo exploratorio. (Drilling block) ARENA: Material blando en grano que resulta de la desintegración de rocas, por lo general de sílice. (Sand) ARENA GASÍFERA: Estrato de arena o piedra arenisca porosa de donde se puede extraer gas natural. (Gas sand) ARENA PRODUCTORA O FORMACIÓN PRODUCTORA: Formación productora a nivel comercial que, por lo general, no constituye ni siquiera arenisca. También denominada zona productora o de producción. (Pay sand or pay formation) ARENISCA: Roca detrítica y sedimentaria compuesta por granos de arena individuales el más común es el cuarzo que se cementan juntos por acción del sílice, carbonato de calcio, óxido ferroso, etc. La arenisca es una roca común en la que se acumula tanto el petróleo como el agua. (Sandstone) ARO CALIBRE: Aro cilíndrico de metal que se utiliza para guiar y centrar empaquetadores y herramientas en el interior del casing. (Gage ring) ARO CUÑA: Sistema de cuña en configuración de anillo. (Slip ring). ARO DE APOYO: Aro cilíndrico, generalmente con forma de “V” que se utiliza como refuerzo (o apoyo) de un miembro sellador, para evitar su expulsión en caso de temperaturas o presiones altas. (Back-up ring) ARO TRABA DEL CUERPO: Mecanismo interno empleado en algunas herramientas para trabar conos al mandril. (Body lock ring) ARREGLO: Reemplazo de ciertas piezas (por ejemplo o-rings) de las herramientas. El uso de accesorios de tamaño específico para tamaños y pesos de casing determinados. (Dressing) ARRENDADOR: Quien otorga una concesión (por ejemplo, una concesión de gas y petróleo). (Lessor) ASA (GRILLETE): Elemento de acero de sección circular (similar al asa de un balde, pero mucho más grande) que sirve de sostén de la cabeza de inyección y que permite conectarla al gancho. En algunas ocasiones, las dos barras cilíndricas que sirven de sostén de los elevadores (amelas) y que los sujetan al gancho también se denominan “asas”.(Bail) ASAS DEL ELEVADOR: La unión entre el elevador y el aparejo. (Elevator bails)


ASBESTO: término que se aplica a muchos minerales de silicatos fibrosos, algunos de los cuales se utilizan en cierto tipo de fluidos de perforación. (Asbestos) ASENTAR EL CASING: instalar el casing de manera que quede sostenido por cuñas en la cabeza de casing. Generalmente, el casing se asienta sobre la cabeza de casing en la misma posición en la que estaba colgando cuando el tapón de cemento alcanzo su punto más bajo. (Land casing) ASENTAR PESO: bajar la columna de trabajo/tubing al empaquetador o packer. (Slacking off) ASFALTO: mezcla natural o mecánica de bitúmenes sólidos o viscosos que se encuentran en estratos naturales o se obtienen como residuo de petróleo. Asfalto, mezclas que contienen asfalto, y materiales asfálticos alterados (por ej. asfalto soplado, o modificado químicamente), todos estos elementos se agregan a ciertos fluidos de perforación con propósitos muy diferentes; como componente de lodos de basepetróleo, Material de pérdida de circulación, agente de control de pérdida de fluido, agente de revoque de paredes, etc. (Asphalt) ASIENTO DE CASING: la ubicación del extremo inferior de una columna de casing cementada en un pozo. Habitualmente, en este punto se enrosca un zapato en el extremo del casing. (Casing seat) ÁTOMO: de acuerdo a la teoría atómica, es la cantidad más pequeña que puede integrar una combinación química, o que puede existir individualmente. (Atom) ATRAPAR MUESTRAS: obtener recortes para información geológica a medida que el trépano penetra en la formación. Las muestras se obtienen del fluido de perforación, a medida que este emerge a la superficie o, en perforación con herramienta de cable, de la cuchara/achicador. Se lavan los recortes cuidadosamente hasta que quedan limpios de elementos extraños; se los seca y se les coloca una etiqueta en donde se indica la profundidad a la que se tomaron las muestras. (Catch samples). AYUDANTE DE BOCA DE POZO: operario que trabaja en el piso del equipo. (Floor hand) B B/D: barriles por día. (B/D) BACKSIDE: el área encima del empaquetador, entre el diámetro interno del casing y el diámetro externo del tubing. (Backside) BACHE: bombear una determinada cantidad de una substancia por ejemplo, cemento o ácido a un intervalo específico del pozo. Por ejemplo, se pueden


bombear 10 barriles de diesel oíl a un área del pozo para liberar portamechas que se atascaron en las paredes del pozo. (Spot) BAJADA DE TUBERÍA BAJO PRESIÓN DEL POZO: bajar el sondeo cuando el pozo está cerrado por causa de una surgencia. (Stripping in) BAJADA/SACADA DE TUBERÍA BAJO PRESIÓN DEL POZO: introducción o extracción de tuberías con el pozo presurizado y sin permitir el flujo vertical en el extremo superior del pozo. (Stripping) BAJAR BAJO PRESIÓN DEL POZO: bajar tubería o herramientas en un pozo que no ha sido ahogado, en condiciones de alta presión (por ejemplo, bajar tubería en un pozo contra presión). El “snubbing” generalmente requiere de un conjunto de aparejos y cable de acero que fuerzan la tubería o las herramientas dentro del pozo a través de una cabeza limpiadora o preventor de reventones hasta que la columna alcance el peso suficiente para compensar en el stripper el efecto levantador de la presión del pozo. (Snub). BALANZA DE LODO: balanza de brazos que se utiliza para determinar la densidad del lodo. Consta principalmente de una base, un brazo graduado con una copa de volumen constante, tapa, rider, knife edge y contrapeso. (Balance, mud) BANDERA: 1. tira de tela, soga, o nylon que se utiliza para marcar el cable/alambre durante operaciones de pistoneo o cuchareo. 2. Indicador de la dirección del viento para aquellas perforaciones o reparaciones en las que se sospecha la presencia de ácido sulfhídrico. (Flag) BARCO PERFORADOR: barco construido para perforación de pozos marítimos. Si bien no es tan estable como otras estructuras flotantes, como los Semisumergibles, los barcos de perforación, pueden perforar pozos de exploración en aguas relativamente profundas. (Drill ship) BARITINA: sulfato de bario natural (BaSO4) que se utiliza para aumentar la densidad de los fluidos de perforación. Si se requiere, se lo puede mejorar con aditivos para que alcance una gravedad específica de 4.20 es decir, 4.2 veces más pesado que el agua. Este material suele presentarse en vetas blancas, grisáceas, verdosas y rojizas, o en masas cristalinas. (Barite, baryte, or heavy spar) BARRA DE PESO: barra pesada que se coloca sobre o cerca de una herramienta de cable de perfilaje. Le brinda el peso suficiente a la herramienta para facilitar su bajada al pozo. (Sinker bar) BARRAS DE SONDEO: 1 tubería de paredes gruesas que se usa como sarta de perforación. 2-Tubería gruesa, sin costura que se utiliza para rotar el trépano y circular el fluido de perforación. Se conectan tiros de tubería de 30 pies (9,144 m) de largo por medio de las uniones. (Drill pipe)


BARRAS DE SONDEO CON UNIÓN LISA: barras de sondeo en las que el diámetro externo de la unión es igual al diámetro externo del caño. La unión también puede ser lisa en lo que respecta al diámetro interno. (Flush-joint pipe) BARRENO/TALADRO EMPAQUETADOR: b/te recuperable anclado en la parte superior de la empaquetadura de producción para fijar un conjunto de sello de tubing. (Packerbore receptacle) BARRIL (BBL): barril - unidad de volumen para productos de petróleo. Un barril equivale a 42 galones US o 0,15699 metros cúbicos. Un metro cúbico equivale a 6,2897 barriles. (Barrel) BARRIL EQUIVALENTE: unidad de laboratorio que se utiliza para evaluar o ensayar fluidos de perforación. Un gramo de material que se agrega a 350 ml de fluido equivale a 1 libra de material que se le agrega a 1 barril (42 galones) de fluido. (Barrel equivalent) BARRILES POR DÍA: medida del caudal de flujo de un pozo; el total de la producción o procesamiento de petróleo de un pozo por día. (Barrels per day) BASE: compuesto de metal, o de un grupo del tipo de los metales, con hidrógeno y oxígeno en proporción como para formar un radical de OH, que se ioniza en una solución acuosa, produciendo un exceso de iones hidroxilos. Las bases se forman cuando los óxidos de metales reaccionan con el agua. Las bases aumentan el pH. Ejemplos de bases son la soda cáustica y la cal. (base) BASICIDAD: valor de pH por encima de 7. Capacidad de neutralizar o aceptar protones de ácidos. (Basicity) BATERÍA: 1. instalación de piezas de equipamiento idénticas o casi idénticas (por ej. Una batería de tanques, o una batería de manómetros) 2. Dispositivo de almacenamiento de electricidad. (Battery) BATERÍA DE TANQUES: grupo de tanques de producción ubicados en el yacimiento para almacenar petróleo crudo. (Tank battery) BENTONITA: arcilla plástica, coloidal, constituida en su mayor parte por el mineral montmorilonita de sodio (un silicato de aluminio hidratado) que se expande cuando se humedece. Debido a sus propiedades de formación de gel, la bentonita es un componente importante de los lodos de perforación. Para su uso en fluidos de perforación, la bentonita tiene un rendimiento que sobrepasa los 85 bbl/ton. El término genérico “bentonita” no es un término exacto desde el punto de vista mineralógico, ni tampoco es la arcilla de composición mineralógica definida. (Bentonite) BICARBONATO DE SODIO: naHCO3 - material de uso común para el tratamiento de contaminación del cemento y ocasionalmente contaminación de calcio en los fluidos de perforación. Es la sal de sodio de media neutralización del ácido carbónico. (Bicarbonato de Sodio)


BICROMATO DE SODIO: na2Cr2O7 - También denominado “dichromato de sodio” BLOCKS: mecanismo pesado de elevación que se utiliza en los equipos para favorecer las operaciones de bajada y sacada. (Blocks) BLOQUE DE ARRASTRE: accesorios que se utilizan para proporcionar “arrastre” a una herramienta. Similares a los resortes de arrastre, pero más resistentes. (Dragblock) BLOQUEO POR AGUA: reducción de la permeabilidad de una formación (por la presencia de una acumulación de agua (Water block) BLOQUEO POR GAS: condición que se encuentra a veces en un pozo en bombeo en el que un gas disuelto que se liberó de una solución durante el movimiento ascendente del émbolo, aparece como gas libre entre las válvulas. Si la presión del gas es suficiente, la válvula fija se cierra y, por lo tanto, no entra fluido al tubing. (Gas lock) BOLA/PESA DESLIZANTE: objeto esférico que se utiliza para bombear el pozo desde superficie, liberar, o realizar otra operación con ciertas herramientas hidráulicas. (Ball) BOLSA: contenedor de cemento, bentonita, ilmenita, sulfato de bario, cáustico, etc. contiene las siguientes cantidades de los elementos mencionados: Cemento 94 libras (1 pie cúbico), Bentonita 100 libras, Ilmenita 100 libras, Sulfato de bario 100 libras (Sack) BOLSILLO LATERAL: unión compensadora de paredes pesadas en la columna de producción para colocación de válvulas de gas lift, etc. (Side pocket). BOLSÓN: término de slang oleadas/bocanadas. (Belching)

que

describe

una

surgencia

en

BOMBA: instrumento que aumenta la presión de un fluido. Las distintas clases de bomba son: alternativa, centrífuga, giratoria, de chorro de agua, de varilla de succión, hidráulica, de lodo, sumergible y de fondo de pozo. (Pump) BOMBA ALTERNATIVA: bomba que consiste en un pistón que se mueve en sentido vertical y horizontal. El cilindro cuenta con un equipamiento con válvulas de entrada (succión) y de salida (descarga). Durante la embolada de succión, las válvulas de succión se abren y el fluido se vierte en el cilindro. Durante la descarga, las válvulas de succión se cierran, las de descarga se abren y el fluido sale con fuerza del cilindro. (Reciprocating pump) BOMBA CENTRÍFUGA: bomba provista de un propulsor o rotor, un eje y una cubierta, que descarga fluido por fuerza centrífuga. (Centrifugal pump)


BOMBA DE INYECCIÓN: bomba recíproca de grandes dimensiones que se utiliza para circular el lodo en un equipo de perforación o el fluido de terminación/reparación en un equipo de servicio. La bomba de inyección típica es una bomba a pistón de doble efecto o de simple efecto, de dos o tres cilindros, cuyos pistones corren por tuberías auxiliares reemplazables y son impulsados por un cigueñal accionado por un motor. (Mud pump) BOMBA DE TUBING: bomba de varillas en la que el cilindro está conectado al tubing. (Tubing pump) BOMBA DE UNIDAD DE CIERRE: otro término para designar a una bomba eléctrica o hidráulica ubicada en un acumulador cuya función es bombear fluido de alta presión a los preventores de reventones para cerrarlos o abrirlos. (Closing unit pump) BOMBA DE VARILLAS: conjunto de pozo abajo que se utiliza para elevar fluido hacia la superficie por la acción recíproca de la columna de varillas de bombeo. Los componentes básicos son el cilindro de bomba, el émbolo, las válvulas y el anclaje pendular. La bomba de tubing, en la que el cilindro está conectado al tubing, y la bomba insertable, que se baja al pozo como una unidad completa, son dos tipos de bombas de varillas. (Sucker rod pump) BOMBA DÚPLEX: bomba recíproca que consta de dos pistones y dos cilindros, de uso muy difundido como bomba de lodo equipos de perforación. (Duplex pump) BOMBEO: una de las actividades de servicio de pozos “a través de la línea de flujo” que permite acceder al pozo bajo presión para realizar diferentes tareas, bombeando cable no conductor pozo abajo. (Pumpdown) BONETE: en los preventores de esclusas, el componente que sella la parte posterior del cilindro de la esclusa. (Bonnet) BOQUILLA: conducto a través del trépano que permite que el fluido de perforación llegue al fondo del pozo y empareje los cortes a través del espacio anular. Las boquillas presentan diferentes tamaños que pueden intercambiarse de acuerdo con el trépano para permitir mayor o menor flujo. (Nozzle) BOTA: dispositivo tubular que se coloca en posición vertical, ya sea adentro o afuera de un recipiente más grande, a través del cual circulan fluidos del pozo antes de entrar al recipiente más grande. La bota ayuda a separar el gas de la humedad del petróleo. También llamado tubo separador de gas, o tubo conductor. (Boot) BPD: barriles por día. (BPD) BPPD: barriles de petróleo por día (Bopd [Barrels of oil per day]) BRIDA: borde o reborde presente en las conexiones de tubería y en las bocas de bombas y recipientes que se proyecta en ángulo recto y que sirve de


refuerzo o conexión con otra pieza. Las bridas tienen orificios para ajustarlas con pernos a otras bridas. (Flange) BRIDA AISLADORA: brida provista de piezas de plástico que aíslan las piezas metálicas con el fin de impedir el flujo de corriente eléctrica. Se las suele utilizar en sistemas de protección catódica para evitar la corrosión electrolítica. A menudo se las instala cuando se está conectando una línea de salida a la cabeza del pozo. (Insulating flange) BRIDA CON ARO: tipo de conexión especial con bridas en la que un anillo de metal (apoyado en una ranura de la brida) cumple la función de sello a presión entre las dos bridas. (Ring-joint-flange) BUFFER: toda substancia o combinación de substancias que, al disolverse en agua, produce una solución que resiste las variaciones en la concentración del ion de hidrógeno cuando se le agrega ácido o base. (Buffer) BUJE: accesorio de tubería que permite conectar dos secciones de tubería de diferentes tamaños. (Bushing) BUJE DE ESTRANGULACIÓN: accesorio tubular que se utiliza en un estrangulador de superficie. Estrangulador que se utiliza para regular el flujo de un pozo. Ver estrangulador. (Bean) BUJE DE IMPULSO DEL VÁSTAGO DE PERFORACIÓN: dispositivo especial conectado al buje rotativo que transmite torque al vástago de perforación y simultáneamente permite el movimiento vertical del vástago para poder perforar. Puede ser cuadrado o hexagonal y encajar en la abertura rotativa o puede estar provisto de uniones macho para transmitir torque. También se lo llama buje de transmisión. (Kelly bushing) BUJE DE TRANSMISIÓN: también llamado buje del vástago. *Ver buje del vástago. (Drive bushing) BUJE MAESTRO: dispositivo que forma parte de la mesa rotativa. En el encajan las cuñas, y sirve para impulsar el buje del vástago de perforación, de manera de transmitir el movimiento de la mesa rotativa al vástago de perforación. (Master bushing) BULLHEADING: (inyección de fluido sin purga) - 1. Término que designa la operación de bombeo al interior de un pozo cerrado sin retornos. 2. Impulsión forzada de fluido al interior de un pozo. (Bullheading) BUNA-N: caucho de nitrilo que se usa habitualmente en yacimientos petrolíferos como sello elastómetro, es decir en O-rings, V-rings, etc. (BUNA-N) BUTANO: hidrocarburo parafínico, C4H10, que en condiciones atmosféricas es un gas, pero que bajo presión se licúa con facilidad. Es un elemento constitutivo del gas licuado de petróleo. Ver gas licuado de petróleo. (Butane)


C C-A; C/A: cable alambre. (W-A; W/A - [Wireline]) CABALLETE DE TUBERÍA: 1.colocar una tubería retirada del pozo sobre una tarima para tubería. 2. Disponer la tubería en forma vertical sobre el piso de la torre al sacarla del pozo. (Rack pipe) CABALLETE, CABRÍA, TRÍPODE: torre o grúa que se utiliza para manejar cargas pesadas, cuya forma es similar a la de la letra A (A-Frame) CABEZA DE CASING: la sección de la columna de casing de paredes más gruesas, generalmente ubicada justo por debajo de los preventores o el árbol. (Gage joint) CABEZA DE CASING: accesorio de acero, pesado, embridado, que contiene cuñas y empaquetaduras del que se suspenden secciones intermedias de casing y se sella el espacio anular. También se lo llama carretel. (Casing head) CABEZA DE CIRCULACIÓN: Dispositivo conectado al extremo superior del sondeo o del tubing, cuya función es permitir el bombeo al interior del pozo sin necesidad de usar el vástago de perforación. (Circulating head) CABEZA DE CONTROL: Extensión de una herramienta recuperable, por ejemplo un tapón puente recuperable, que se utiliza para fijar y liberar la herramienta. (Control head) CABEZA DE GATO: 1-accesorio con forma de carretel colocado en un guinche alrededor del cual se enrolla una cuerda para elevar cargas o tirar. (Cathead). 2- Dispositivo conectado al eje del cuadro de maniobras, que se utiliza como fuente de energía para desenroscar tubulares, por lo general está del lado del frente del perforador en el cuadro de maniobras (Break out cathead) CABEZA DE INYECCIÓN: herramienta rotativa que cuelga del gancho rotativo y del motón móvil de aparejo, de la que se suspende la columna de sondeo, lo que permite la libre rotación de la misma. También proporciona una conexión para la manguera de inyección y un pasaje para el flujo de fluido de perforación al interior de la columna de sondeo. (Swivel) CABEZA DE POZO: el equipamiento que se utiliza para mantener el control del pozo en superficie. También se refiere a diferentes parámetros que tienen que ver con la cabeza de pozo, como por ejemplo la presión en cabeza de pozo, el precio del petróleo en cabeza de pozo, etc. Está formado por la cabeza del casing y el árbol de producción. (Wellhead) CABEZA DE TUBING: accesorio embridado que sostiene la columna de tubing, sella y bloquea la presión entre el casing y el exterior del tubing y provee una conexión que sostiene al árbol de producción. (Tubing head)


CABEZA EMPAQUETADORA: dispositivo de prevención de reventones constituido por un casquillo y empaquetadura atornillados a la cabeza de pozo. Se lo suele utilizar para sellar el espacio anular entre el tubing y el casing. (Stripper head) CABEZA GIRATORIA: elemento sellador utilizado para cerrar el espacio anular alrededor del vástago al perforar con presión la superficie; por lo general, se la instala por encima de los preventores de reventones principales. Evita la formación de nube de polvo o de fluidos alrededor del rotary. La cabeza giratoria permite seguir perforando, incluso cuando hay una presión tal en el annulus que no puede ser superada por la densidad del fluido de perforación. Además, la cabeza giratoria impide que el pozo experimente un reventón. Se utiliza principalmente para la perforación de formaciones con presión baja y fluidos de alta presión. La velocidad de invasión a través de tales formaciones suele ser rápida. (Rotating head) CABLE: cuerda compuesta por alambres de acero trenzados alrededor de un alma de cáñamo o de cualquier otra fibra. El resultado es una cuerda muy fuerte y bastante flexible. El cable se utiliza como línea de perforación, como línea de malacate/ guinche, etc. Se los suele llamar cable/alambre, aunque este último en realidad es una única varilla delgada de metal, generalmente muy flexible. (Wire rope) CABLE DE MANIOBRAS: líneas para elevación de tiro que se opera desde uno o dos carreteles de maniobra ubicados en el equipo.. (Catline) CABLE DE PISTONEO: cable de acero con gran capacidad para extracción de cargas, en contraposición al cable conductor eléctrico de acero. Se utiliza en equipos para servicio de pozos con el objeto de operar un pistón o cuchara. Suele medir entre 9/16 pulgadas de diámetro y varios pies de longitud. (Sand line) CABLE/ALAMBRE: pieza de metal de tipo varilla, generalmente de diámetro reducido, que se utiliza para bajar herramientas especiales al pozo (tales como sondas de perfilaje, cañones de punzamiento, entre otros. (Wireline) CADENA DE ENROSQUE: cadena con forma de Y que se utiliza para enroscar o ajustar uniones de barras de sondeo entre sí. Un extremo de la cadena está enganchado a las llaves de enrosque, otro extremo se engancha en el aparejo para enroscar/cabeza giratoria, y el tercer extremo queda libre. Se enrolla la cadena alrededor de la unión, se tira de la misma mediante el aparejo y la unión gira con velocidad y se enrosca Una vez que se saca la cadena de la unión, se colocan las llaves en el mismo lugar y se sigue tirando de la cadena con el aparejo, lo cual termina de ajustar la unión. ( Spinning chain) CAJA DE PRENSA ESTOPA: parte metálica que comprime y sostiene la empaquetadura en su lugar en una caja de estopas. (Packing gland)


CAL: Presentación comercial del hidróxido de calcio. (Lime) CAL RÁPIDA: oxido de calcio (CaO). Se utiliza en determinados lodos a base de petróleo para neutralizar el ácido orgánico. (Quicklime) CALCIO: una de las tierras alcalinas, cuya valencia es 2 y su peso atómico alrededor de 40. Los compuestos de calcio suelen ser responsables de la dureza del agua. También es un componente de la cal, el yeso, la piedra caliza, etc. (Calcium) CALDERA: recipiente cerrado y presurizado que tiene un horno equipado para quemar carbón, petróleo o gas y que se utiliza para generar vapor de agua. (Boiler) CALENTADOR: recipiente que contiene un montaje de tuberías y un hogar de caldera que se utiliza para calentar una emulsión para su posterior tratamiento. (Heater) CALIBRAR: acción de bajar un calibre con tubing o con cable de pistoneo para verificar las dimensiones del casing. (Gage trip) CALIBRE NO PASA: medidor que se corre pozo abajo para comprobar dimensiones. ( No-go) CALIPER: registro cuyo objetivo es determinar el diámetro del pozo, que sirve para indicar agrandamientos debido a derrumbes, inundación u otras causas. Este perfilaje también detecta corrosión en sus diversas formas en los accesorios tubulares. (Caliper log) CALOR ESPECÍFICO: el número de calorías que se requiere para elevar en 1 grado centígrado la temperatura de 1 gramo de una substancia. El calor específico de un fluido de perforación es un indicador de la capacidad del fluido de enfriar el trépano a un caudal de circulación determinado. (Specific heat) CAMBIO BRUSCO DE PENETRACIÓN: aumento repentino de la velocidad de penetración del trépano. A veces es una señal de que el trépano ha penetrado una zona de alta presión, por lo que constituye una advertencia de la posibilidad de un reventón. (Drilling break) CAMBIO DE ESCLUSAS: acto de cambiar el tamaño de las esclusas del preventor de reventones cuando se opera con barras de sondeo o tubing de un tamaño diferente al que se estaba usando previamente. (Changing rams) CAMISA DE BOMBA: sección metálica, cilíndrica de dimensiones exactas, que forma el barril de trabajo o ciertas bombas alternativas. Las camisas de bomba brindan la posibilidad de reemplazar las camisas desgastadas a bajo costo y, en algunas bombas, constituyen un método adecuado para el cambio de caudal y presión de las bombas. Las secciones, utilizadas en algunos tipos de bomba de pozos petrolíferos permiten instalar, sin demora, una bomba de pozo


de cualquier tipo de longitud de embolada al agregar secciones extremo a extremo. (Pump liner) CAMISA DE SEPARACIÓN: camisa diseñada para aislar al tubing del flujo del anulus en caso que la unión de circulación deslizable dejara de operar. (Separation sleeve) CAMPANA DE PESCA: unión o junta de acero, con rosca interna, que se utiliza para recuperar tubería del pozo en operaciones de pesca; contraparte hembra del pescador de rosca macho. La campana de pesca se enrosca en el sondeo y se baja al pozo hasta que hace contacto con la tubería perdida. La rotación de la campana de pesca hace una rosca en la parte exterior de la tubería, lo que proporciona una conexión firme. Luego se retira la tubería del pozo. (Die collar) CAMPANA TERRAJA: 1. herramienta de rosca hembra, cónica, autoenroscable, que se atornilla en forma externa a una pesca para recuperarla. 2. Una roscadora a la vieja usanza, con ranuras longitudinales que atraviesan la roscas. Ver roscadora y macho terraja. (Box tap) CAMPO PETROLÍFERO: 1. terreno sobre el que yace un reservorio o reservorios de petróleo. por lo general, el término no sólo incluye el terreno, sino que también puede incluir el reservorio, los pozos y el equipo de producción. 2. Lugar en el que se desarrolla la industria de la perforación, terminación, reparación y servicio de pozos. (Oil field) CANALETA: 1. acanaladura o ranura que se produce en la pared del pozo, paralela al eje del mismo. Es el resultado de la fricción de la tubería contra un codo muy pronunciado del pozo. 2. Sección del pozo, generalmente de formación muy blanda y con una desviación anormal, en donde las barras de sondeo han producido una erosión o acanaladura de tamaño menor que las uniones dobles o los portamechas. Esta configuración de tipo cerradura provoca el atascamiento de estos miembros en la sacada. (Key seat) CANALIZACIÓN: fenómeno que suele ocurrir en un pozo de inyección en el que el fluido que se está inyectando no entra en contacto con el reservorio en su totalidad, sino que desvía porciones de los fluidos del reservorio formando canales en forma de dedos. Este fenómeno no es deseable porque no hay contacto entre algunas porciones del reservorio y el fluido inyectado. (Fingering) CANALIZACIÓN: pasaje de fluido a través del cemento o la formación. (Channel) CANASTA: 1. dispositivo para pescar herramientas atascadas agarrándolas firmemente. 2. La pieza de una herramienta de pesca overshot que engancha la pesca. (Grapple)


CANASTA: dispositivo que se coloca justo encima del trépano o de la fresa en la columna de sondeo para atrapar pequeños desechos no perforables que circulan por el espacio anular 2- Dispositivo que se utiliza para atrapar desechos provenientes de herramientas perforables, punzadores, etc (Basket). CANASTA CALIBRADORA DE CABLE/ALAMBRE: herramienta que se utiliza para calibrar el casing, además de limpiarlo de residuos y detritos cuando se la utiliza con un atrapador de residuos. (Feeler, Wireline) CANASTA RECUPERADORA: herramienta cilíndrica diseñada para la remoción de desechos, recortes u objetos extraños del pozo. Se suele correr cuando se perforan o se fresan herramientas perforables o no perforables. (Junk basket) CANGREJO: herramienta de pesca que se utiliza para rescatar tubería perdida en un pozo. El cangrejo se baja al pozo por dentro de la tubería perdida, y cuando se aplica torque o peso o ambos a la columna, las cuñas del cangrejo se expanden y aferran la pared interior de la tubería. Luego toda la columna se saca a superficie. (Spear) CAÑERÍA GUÍA: la primera columna de casing (luego del caño conductor) que se asienta en un pozo, con una longitud que puede ser de varios cientos o de varios miles de pies. Algunos estados exigen una longitud mínima para proteger las arenas de agua potable. (Surface pipe) CAÑERÍA LAVADORA: cañería del tamaño apropiado para la pesca en pozo abierto o en casing o para lavar o perforar la obstrucción de manera de liberar la pesca. (Wash out pipe [or washpipe]) CAÑERÍA VERTICAL DE ALIMENTACIÓN DE INYECCIÓN: cañería vertical que se eleva a un lado de la torre o mástil, que conecta la línea de descarga que va desde la bomba de inyección hasta la manguera de inyección, y a través de la cual se bombea el lodo al interior del pozo. (Standpipe) CAÑO CONDUCTOR: 1. columna corta de casing de diámetro grande que se utiliza para mantener abierto el extremo superior del pozo y para derivar el fluido de perforación ascendente a las piletas de lodo. (Conductor pipe) CAÑO CONDUCTOR DE TUBERÍA SUBMARINO: tubería y conexiones especiales utilizadas en equipos offshore de perforación flotante para fijar un sello entre la parte superior del pozo, que se encuentra sobre el lecho marino, y el equipo de perforación, ubicado en la superficie del agua. El caño conductor de tubería sirve como guía para la barra de sondeo desde el buque de perforación hasta el cabezal del pozo y como conductor del fluido de perforación desde el pozo hasta el buque. El caño conductor consta de diferentes secciones de tubería e incluye dispositivos especiales para compensar cualquier movimiento del equipo de perforación provocado por las olas. También se denomina caño conductor marino. (Riser pipe)


CA��O DE COLA: 1. sección corta de caño espaciador que se utiliza por debajo de una herramienta de inyección a presión durante cementaciones de reacondicionamiento. 2. Caño que se corre en un pozo por debajo de una empaquetador. (Tail pipe) CAÑO FILTRO: tubería auxiliar de revestimiento con agujeros realizados con un cañón de punzamiento. (Perforated liner). CAÑO LAVADOR: 1. sección corta de caño resistente de superficie que encaja en el interior de la cabeza de inyección y que sirve como conducto para el fluido de perforación a través de la cabeza de inyección. 2. A veces se emplea este término para referirse a la cañería lavadora. (Wash pipe) CAÑÓN DE PUNZAMIENTO: dispositivo explosivo con cargas o balas moldeadas, que se corre hasta la profundidad deseada en el pozo y se detona para crear agujeros de invasión en el casing, en al área cementada y en la formación. (Perforating gun). CAÑÓN SEMI-CONSUMIBLE: cañón de punzamiento a través del tubing; no recuperable. (Semi-expendable gun). CAÑONES: dispositivos explosivos que se utilizan para punzamiento. (Guns) CAPATAZ DE PERFORACIÓN: supervisor de las operaciones de perforación y reparación en un equipo; también llamado jefe de pozo o superintendente de equipo. (Drilling foreman) CARACTERÍSTICAS DE FILTRACIÓN: características de filtración de un lodo de perforación. Generalmente, estas características están en proporción inversa al diámetro del revoque depositado en la superficie de un medio poroso y a la cantidad de filtrado que se pierde del fluido de perforación, ya sea en el medio poroso o a través del mismo. (Filtration qualities) CARBONATO DE CALCIO: CaCo3 - sal de calcio insoluble que a veces se utiliza como densificador (piedra caliza, conchas de ostras, etc.) en fluidos de perforación especializados. (Calcium Carbonate - CaCo3) CARBONATO DE SODIO: Na2CO3 - material de uso común para el tratamiento de varias clases de contaminación de calcio. Generalmente se lo denomina “ceniza de soda”. Cuando se agrega carbonato de sodio a un fluido, aumenta el pH del fluido por hidrólisis. Puede agregarse carbonato de sodio al agua salada (NaCI) para aumentar la densidad de la fase del fluido. (Sodium Carbonate). CARBOXIMETILCELULOSA DE SODIO: comúnmente llamada CMC. Se encuentra disponible en varios grados de viscosidad y pureza. Material orgánico que se utiliza para controlar filtración, suspender material de densificación, y formar viscosidad en fluidos de perforación. Se utiliza junto con


bentonita cuando se desea obtener lodos de bajo contenido sólido. (Sodium carboxymethilcelluse). CARBURO TUNGSTENO: polvo cristalino fino, muy duro, de color gris, compuesto de carbono y tungsteno. Este compuesto se aglutina con cobalto y níquel en composiciones cementadas de carburo y se utiliza en herramientas de corte, abrasivos y terrajas. (Tungsten carbide) CARGA EN EL GANCHO: el peso de la tubería suspendida en el peso según el indicador de peso del equipo. (Hook load) CARGA MOLDEADA: 1. carga explosiva utilizada en punzamiento, con forma de jet para penetrar fácilmente en él la pared del casing y en la formación. 2. Recipiente relativamente pequeño que contiene explosivo de alta detonación y que se carga en un cañón de punzamiento. Al detonar, la carga libera un jet de partículas pequeñas a gran velocidad que penetra el casing, cemento y la formación. (Shape charge/ Shaped charge). CARRETEL: unión embridada que se coloca entre el preventor de reventones y la válvula de perforación y que sirve de espaciador. (Spool) CARRETEL ADAPTADOR: carretel que se utiliza para conectar a la cabeza del casing preventores de reventones de diferentes medidas presión. (Adapter spool). CARRETEL DE PERFORACIÓN: conexión del conjunto de BOP equipada con bridas en ambos extremos. Generalmente tiene el mismo diámetro que el preventor de reventones. Puede o no tener salidas laterales para conexión con líneas auxiliares. Accesorio utilizado como espaciador en el equipamiento de cabeza de pozo. Proporciona espacio entre los diferentes componentes de la cabeza del pozo como los preventores de reventones de manera de poder alojar distintos dispositivos del sondeo. (Drilling spool) CASILLA DE HERRAMIENTAS: casilla en la que se guardan las herramientas. (Tool house) CASILLA DE LODO: estructura del equipo que se utiliza para almacenar bolsas de materiales para fluidos de perforación. (Mud house) CASILLA DEL PERFORADOR: 1. pequeño cobertizo ubicado en el piso del equipo que se utiliza como oficina del perforador o para guardar objetos pequeños. 2. Toda construcción pequeña que se utilice como oficina o para almacenamiento. (Doghouse) CASILLA DEL PERSONAL: casilla que utilizan las dotaciones de equipos de perforación para cambiarse de ropa. (Change house) CASING: tubería de acero que se coloca en un pozo de petróleo o de gas a medida que avanza la perforación para evitar que las paredes del pozo se


derrumben durante la perforación y para extraer petróleo si el pozo resulta ser productivo. (Casing) CASING DE SUPERFICIE: también llamado cañería guía. (Surface casing) CASING LISO: Casing sin punzados. (Blank casing) CASQUILLO DE PRENSA ESTOPA: dispositivo que se utiliza para formar un sello alrededor de un vástago reciprocantes o rotativo como en una bomba para evitar la filtración de fluido. Específicamente, es la parte desplazable de un prensa estopa mediante la cual se comprime la estopa. (Gland) CATIÓN: partícula de carga positiva en una solución de electrolito que, bajo la influencia de un potencial eléctrico, se dirige hacia el cátodo (electrodo negativo). Ejemplos: Na+ , H*, NH4 , Ca++ , Mg++, AI+++. (Cation) CAUDAL CIRCULACIÓN: el volumen de caudal de flujo del fluido de perforación en circulación expresado generalmente en litros o metros cúbicos por minuto. (Circulating rate) CAUDAL DE AHOGO: caudal de circulación de fluido predeterminado, expresado en volumen de fluido por unidad de tiempo, que se utiliza para circular bajo condiciones de surgencia. Generalmente, el caudal de ahogo es una fracción seleccionada del caudal de circulación que se utiliza durante la perforación. (Kill rate) CAUDAL DE PÉRDIDA: la velocidad a la que un fluido de fracturación deja la fractura e ingresa a la formación que la rodea. Generalmente, es recomendable que los fluidos de perforación tengan un bajo caudal de pérdida. Es decir, debe ingresar muy poco fluido a la formación que se está fracturando de manera que la fractura se pueda extender por la formación con mayor eficacia. (Leak-off rate) CBL: perfil de aislaciones de cemento. (CBL) CC O CENTÍMETRO CÚBICO: una unidad de volumen del sistema métrico. Un centímetro de agua a temperatura ambiente pesa aproximadamente 1 gramo. (CC or cubic centimeter) CEMENTACIÓN: aplicación de una lechada líquida de cemento y agua a varios puntos del exterior y el interior del casing. Ver cementación primaria, cementación secundaria, e inyección de cemento. (Cementing) CEMENTACIÓN A PRESIÓN: operación de reacondicionamiento en servicio de pozos por la cual se bombea una lechada de cemento al interior de punzados abiertos, grietas en el casing, etc., con el fin de bloquearlos. (Squeeze job)


CEMENTACIÓN DE RETROTAPONAMIENTO: operación de cementación secundaria que consiste en colocar un tapón de cemento en un punto determinado del pozo y permitirle asentarse. (Plug-back cementing) CEMENTACIÓN PRIMARIA: operación de cementación que tiene lugar inmediatamente después de entubar. Se utiliza como cubierta protectora alrededor del casing, de manera de segregar la formación en producción e impedir la migración de fluidos indeseables. (Primary cementing) CEMENTACIÓN SECUNDARIA: cualquier operación de cementación posterior a la primaria. Incluye una tarea de retro taponamiento mediante la cual se coloca un tapón de cemento en un punto determinado del pozo y se lo deja fraguar. Los pozos se taponan para cerrar el paso del agua del fondo y reducir la profundidad del pozo por otras razones. (Secondary cementing) CEMENTADOR: término genérico que se utiliza para describir una herramienta recuperable de servicio de inyección de cemento; se lo utiliza en cementaciones de reacondicionamiento. (Cementer) CEMENTO: mezcla de alúmina, sílice, arcillas, cal y otras substancias que se endurece cuando se la mezcla con agua. De uso intensivo en la industria petrolera para ligar el casing a las paredes del pozo. El cemento apagado contiene alrededor de un 62,5 % de hidróxido de calcio, lo que constituye la causa principal de los problemas de contaminación del lodo. (Cement) CENTIPOISE (Cp): unidad de viscosidad que equivale a 0,01 poise. Un poise equivale a 1g por metro-segundo, y 1 centipoise es igual a 1 g por centímetrosegundo. La viscosidad del agua a 20 ° C es igual a 1,005 cp (1 cp = 0.000672 lb/pie-segundo). (Centipoise) CENTRALIZADOR: dispositivo que se utiliza para “centrar” el casing en el pozo, o el tubing en el diámetro interno del casing. (Centralizer) CENTRÍFUGA: dispositivo que se utiliza para separar sólidos de alta gravedad específica de un fluido de perforación. Se utiliza usualmente con lodos densificados para recuperar el densificante y descartar los sólidos provenientes de la perforación. La centrifuga utiliza rotación mecánica de alta velocidad para lograr la separación. En esto se diferencia del separador de tipo ciclón, que solamente utiliza la propia energía del fluido para lograr la separación. (Centrifuga) CERRAR:. cerrar temporariamente un pozo con capacidad para producir petróleo o gas. 2. Cerrar los preventores de reventones de un pozo para controlar una surgencia. Los preventores de reventones cierran el espacio anular de manera que la presión que viene de abajo no pueda fluir a la superficie. (Close in) CERTIFICADO: certificaciones de los materiales en cuanto a sus propiedades físicas y químicas. (Certs)


CERTIFICADO POR ANIC: dícese de las herramienta que cumple con los estándares que determina la Asociación Nacional de Ingeniería en Corrosión. Asociación Nacional de Ingeniería en Corrosión (NACE (National Association of Corrosion Engineer) Certified) CERTIFICADO POR API: herramienta que cumple con los estándares aplicables del API. (API-certified) CICLO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN: la duración de un ciclo, o el circuito de lodo de bajar al pozo y volver a subir, es el tiempo que tarda la bomba en impulsar el fluido de perforación en el pozo. El ciclo en minutos es igual a la cantidad de barriles de lodo en el pozo dividida por la cantidad de barriles por minuto. (Cycle time, Drilling fluid) CICLÓN: dispositivo para separar partículas diversas de un fluido de perforación; su uso más corriente es como desarenador. Se bombea el fluido en forma tangencial al interior de un cono; la rotación del fluido proporciona suficiente fuerza centrífuga como para separar las partículas por masa. (Cyclone) CIERRE: 1. efecto de cerrar las válvulas en un pozo a fin de interrumpir la producción. 2. Ahogar un pozo en el que ha ocurrido una surgencia. 3. Tapar la cabeza de pozo. (Shut in). CIERRE BLANDO:- cerrar un pozo cerrando un preventor de reventones con el estrangulador y la válvula de línea del estrangulador abierto, y luego cerrar el estrangulador mientras se controla la presión de casing para que no supere los máximos recomendables. (Soft shut in) CIERRE DE EMERGENCIA: sistema de plataforma automática de cierre de SCSSV y/o SSV. (ESD) CIERRE DURO: operación de cierre de pozo mediante el cierre de un preventor de reventones con el estrangulador y/o la válvula de la línea del estrangulador cerrado. (Hard shut in) CINTA DE FRENO: parte del mecanismo de freno, que consiste en una banda flexible de acero recubierta con asbesto, que aprisiona un tambor cuando se la tensa. En un equipo de perforación, la cinta de freno actúa sobre las campanas del tambor en el cuadro de maniobras para controlar el descenso del aparejo y su carga, es decir, el sondeo, el casing, o el tubing. Ver casing, cuadro de maniobras, barras de sondeo, aparejo y tubing. (Brake band) CIRCULACIÓN: el movimiento del fluido de perforación desde la pileta de inyección, pasando por la bomba, el sondeo, el trépano, el espacio anular del pozo, y de vuelta a la pileta de inyección. El tiempo que toma este proceso generalmente se denomina tiempo de circulación. (Circulation)


CIRCULACIÓN DE AGUA SALADA: influjo de agua salada desde la formación hacia el pozo. (Salt water flow) CIRCULACIÓN DEL LODO: acción de bombear lodo hacia abajo hasta el trépano y de vuelta hasta la superficie por circulación normal o por circulación inversa. (Mud circulation) CIRCULACIÓN INVERSA: retorno del fluido de perforación a través de la barra de sondeo. El curso normal de la circulación del fluido de perforación es hacia debajo de la columna de perforación y hacia arriba por el espacio anular que rodea la columna de perforación. Cuando surgen algunos problemas especiales, se suele invertir la circulación normal, haciendo que el fluido retorne a la superficie a través de la columna de sondeo o el tubing mediante bombeo hacia abajo por el espacio anular. (Reverse circulation) CIRCULACIÓN NORMAL: circulación lenta, ininterrumpida de fluido hacia abajo por la tubería de perforación, por fuera del trépano, en la parte superior del espacio anular entre la tubería y el pozo, y de regreso a la superficie. (Normal circulation) CIRCULAR: partir desde un punto y recorrer todo un sistema hasta volver al punto de partida. El fluido de terminación circula desde las piletas de inyección, pasa por la columna de tubing, llega al fondo del pozo y vuelve por el espacio anular. (Circulate) CIRCULAR EL FONDO: desde el fondo del pozo hasta la superficie. (Bottoms up) CLORURO DE CALCIO: CaCl2 sal de calcio muy soluble que a veces se agrega a fluidos de perforación para comunicarles propiedades especiales, pero fundamentalmente para densificar la fase fluida. (Calcium Chloride CaCl2) CLORURO DE SODIO: NaCI, conocido como sal. La sal puede estar presente en al lodo como contaminante o bien ser agregada por varias razones .(Sodium Chloride) CLORURO DE ZINC: ZnCl2, sal muy soluble que se utiliza para aumentar la densidad del agua a más del doble de su valor. Generalmente se agrega a un sistema previamente saturado con cloruro de calcio. (Zinc chloride) CMC: ver Carboximetilcelulosa de sodio. (CMC) COAGULACIÓN: en terminología de fluidos de perforación, sinónimo de floculación. (coagulation) COALESCENCIA: pasaje del estado de líquido a un estado semisólido, espeso, producido por una reacción química. También es la combinación de globulos en una emulsión causada por la atracción molecular de las superficies. (Coalescence)


COCINAR: hacer un informe de las condiciones existentes sin la debida corroboración. (Boilerhouse/Doghouse) COEFICIENTE DE CIERRE: la relación entre la presión del pozo y la presión del pistón en operación que se necesita para cerrar las esclusas. (Closing ratio) COHESIÓN: la fuerza de atracción entre moléculas de un mismo tipo, es decir la fuerza que mantiene unidas a las moléculas de una substancia. (Cohesion) COLA DE MILANO: corte de una sección en un cono que permite el movimiento positivo de las cuñas sin la ayuda de los resortes convencionales de retorno de las cuñas. (Dovetail) COLEAR VARILLAS: acción de sacar del pozo el extremo inferior de una varilla de bombeo cuando se está apilando las varillas en plataforma. (Tail out rods) COLGADOR: dispositivo que se utiliza para “colgar” y/o colocar herramientas en el casing o en el tubing. (Hanger) COLGADOR DE BOMBA: dispositivo ubicado en el tubing, sobre todo en las cuplas, que facilita el asentamiento de bombas/de registradores de presión. (Bomb hanger) COLGADOR DE INSTRUMENTOS: colgador que se utiliza para fijar instrumentos en un niple de asiento registradores de presión/temperatura. (Instrument hanger) COLGADOR DE TUBERÍA: 1. elemento circular con una disposición para agarre friccional, utilizada para suspener el casing y el tubing en el pozo. (Pipe hanger) COLGADOR DE TUBERÍA AUXILIAR DE REVESTIMIENTO: dispositivo de cuñas o sostén que se utiliza para colgar las tuberías sin que toquen la pared interior del casing. Pueden ser de operación mecánica o hidráulica. *Ver cañería auxiliar de revestimiento. (Liner hanger) COLGADOR DE TUBING: conjunto de cuñas dispuestas en una estructura de acero, enganchadas al extremo superior de la cabeza de pozo, que sirven de sostén de la columna de tubing suspendida. (Tubing hanger) COLGAR VARILLAS: colgar varillas de bombeo en una torre o mástil en lugar de colocarlas horizontales en una plataforma. (Hang rods) COLOIDE: estado de subdivisión de la materia que puede consistir en moléculas simples grandes o en conjuntos de moléculas más pequeñas dispersas a tal grado que las fuerzas de superficie se convierten en un importante factor determinante de sus propiedades. El tamaño y la carga eléctrica de las partículas determinan los diferentes fenómenos que se observan con los coloides, por ejemplo, el movimiento Browniano. El tamaño


de los coloides va desde 1 x 10-7 cm hasta 5 x 10-5 cm (0,001 a 0,5 micrones) de diámetro, aunque el tamaño de las partículas de ciertos emulsoides puede alcanzar 1 micrón. (Colloid) COLOIDE LIOFÍLICO: coloide que no se precipita con facilidad cuando está en solución y que, una vez precipitado, se dispersa con facilidad si se le agrega el solvente. (Lyophobic colloid) COLOIDE LIÓFOBO: coloide que se precipita con facilidad cuando está en solución y que no se puede volver a dispersar agregando la solución. (Lyphobic colloid) COLUMNA: 1. la extensión total de casing, tubing o barras de sondeo que se corren en un pozo; ej.: la columna de casing. *Comparar columna de sondeo y sondeo. 2. Cantidad indeterminada de uniones conectadas de casing/barras/tubing; ej: tubing de producción. (String) COLUMNA DE CASING: la longitud total de casing que se baja a un pozo. En pozos profundos, se requiere una gran resistencia a la tracción en las uniones superiores del casing para soportar la carga, mientras que en las uniones inferiores se requiere una gran resistencia al aplastamiento y a la presión interna. En el medio de la columna alcanza con que estas resistencias alcancen los valores promedio. (Casing string) COLUMNA DE CASING INTERMEDIA: columna de casing colocada en el pozo a continuación del casing de superficie. Su función es evitar que el pozo se derrumbe y, algunas veces, constituir una columna resistente de tubería a la que se le puedan conectar los preventores de reventones. (Intermediate casing string) COLUMNA DE REPARACIÓN: columna de barras de sondeo suspendida en un pozo, a la cual se conecta una herramienta o dispositivo especial que se utiliza para llevar a cabo una determinada tarea, como por ejemplo una inyección de cemento a presión o una operación de pesca. (Workover string) COLUMNA DE SONDEO: la columna de barras de sondeo con cuplas de herramientas que transmite fluido y movimiento rotativo desde el vástago de perforación a los portamechas y al trépano. En el terreno, es habitual utilizar este término en referencia a las barras de sondeo y los portamechas. Comparar con Sondeo. (Drill string) COLUMNA DE TRABAJO: columna de barras de sondeo suspendida en un pozo, a la cual se conecta una herramienta o dispositivo especial que se utiliza para llevar a cabo una determinada tarea, como por ejemplo operaciones de reparación o de servicio de pozos. No se la suele considerar como tubing de producción una inyección de cemento a presión o una operación de pesca. (Workstring)


COLUMNA MACARONI/SPAGHETTI: columna de tubing o de barras de diámetro muy pequeño, generalmente de 3⁄4 a 1 pulgada, que se utiliza para servicio de pozos con tubing de producción de 2 3/8. (Macaroni string) COLUMNA TELESCÓPICA: columna de tubing producción con diferentes tamaños de tubería. (Tapered string) COLLAR DE FLUJO: sustituto ubicado en la columna de producción para limitar las velocidades de flujo por encima y por debajo de otras herramientas de pozo abajo. (Flow coupling) COMPRESIÓN: 1. aumento rápido de la presión de pozo abajo que se produce cuando se baja la columna de sondeo con demasiada velocidad o cuando se aumenta la velocidad de la bomba una vez comenzado el bombeo. (Surging) COMPRESIÓN: 2. método de succión para eliminar los desechos de los punzados abiertos. (Surging) CON LA BOCINA: hablar por radio con alguien que se encuentra a una distancia muy grande. (On-the-horn) CONCENTRACIÓN EN IONES DE HIDRÓGENO: medida de la acidez o de la alcalinidad de una solución, expresada normalmente como pH. *Ver pH. (Hiydrogen ion concentration) CONCENTRACIÓN O CONTENIDO DE SÓLIDOS: cantidad total de sólidos en un fluido de perforación según determina la destilación, incluyendo tanto los sólidos disueltos como los que se encuentren en suspensión o no disueltos. El contenido de sólidos suspendidos puede ser una combinación de sólidos de alto o bajo peso específico y de sólidos nativos o comerciales. Ejemplos de sólidos disueltos son las sales solubles de sodio, calcio y magnesio. Los sólidos suspendidos forman el revoque; los disueltos quedan en el filtro. El total de sólidos suspendidos y disueltos se expresa comúnmente como porcentaje por volumen, y con menor frecuencia como porcentaje por peso. (Solids concentration or content). CONCESIÓN: 1.documento legal que se ejecuta entre un propietario de un terreno, el arrendador, y una compañía o individuo, el arrendatario. Dicho documento concede el derecho de explotar el área en busca de minerales u otros productos. 2. El área en que se encuentran los pozos de producción, los tanques de almacenamiento, separadores, las unidades de LACT y otros equipamientos de producción. (Lease) CONCESIONARIO: el destinatario de una concesión (por ejemplo, una concesión de gas y petróleo). (Lessee) CONDENSADO: Líquido de hidrocarburo liviano obtenido por condensación de vapores de hidrocarburo. Está compuesto (en proporciones variables) por butano, propano, pentano, y fracciones más pesadas, sin etano o pentano, o


con muy poca cantidad. Ver butano, etano, metano, pentano y propano. (Condensate) CONDUCTIBILIDAD: medida de la cantidad de electricidad que atraviesa una unidad de área por unidad de gradiente de potencial por unidad de tiempo. Es la recíproca de la resistividad. Se le pueden agregar electrolitos al fluido de perforación para alterar su conductividad y así realizar un perfilaje. (Conductivity) CONECTAR ÁRBOL DE SURGENCIA: conexiones finales del árbol de superficie y de las líneas de flujo del tubing de producción, etc. (Nippling up) CONEJO: se aplica la misma definición de tapón de prueba (pig). (Rabbit) CONEXIONES DE TUBERÍA: partes auxiliares (tales como uniones, codos, tes, cruces, etc.) utilizadas para conectar tuberías de distinta longitud. (Pipe fittings) CONJUNTO: disposición vertical del equipo preventor de reventones. También llamado conjunto preventor de reventones. *Ver preventor de reventones. (Stack) CONJUNTO DE BOP: Preventores de reventones que se utilizan para control mecánico o automatizado del pozo durante trabajos de perforación, o durante trabajos con cable/alambre. (BOP stack) CONJUNTO DE LUBRICACIÓN: dispositivo de superficie que se utiliza en operaciones de cable simple para mantener lubricado el cable y proporcionar grasa para el control de presión. (Lubricator stack) CONJUNTO DEL PREVENTOR DE REVENTONES: conjunto de equipamiento de control de pozos, que incluye preventores, carreteles, válvulas y niple conectados al extremo superior de la cabeza de pozo. (Blow out preventer stack) CONJUNTO SELLADOR DE AGARRE: conjunto de sellos que se baja con el tubing de producción para que éste último pueda tensionarse o para que se mantenga dentro del área de sello en casos en que el peso del tubing sea insuficiente. (Anchor seal assembly) CONJUNTOS DE NIPLES EMPAQUETADORES: elementos selladores que se colocan en el extremo del tubing de producción y que favorecen el asiento dentro del diámetro del sello del empaquetador (Seal nipple assemblies) CONO: componente de una herramienta de interior de pozo, por ejemplo unos packers que se utiliza para calzar las cuñas contra la pared del casing. (Cone) CONSISTENCIA: viscosidad de un fluido no reversible, expresada en poises, durante un intervalo determinado y a presión y temperatura dadas. (Consistency)


CONSISTENCIA DE REVOQUE: según el API RP 13B, se pueden utilizar los términos “blando”, “duro, “resistente”, “elástico”, “firme”, para describir de alguna manera la consistencia del revoque. (Cake consistency) CONSISTÓMETRO: medidor de tiempo de espesamiento que consta de un elemento mezclador para medir el tiempo relativo de espesamiento para lechadas de lodo o cemento bajo presiones y temperaturas predeterminadas. (Consistometer) CONTAMINACIÓN: presencia de un material extraño en un fluido de perforación que puede generarle propiedades perjudiciales. (Contamination) CONTAMINACIÓN POR CALCIO: iones disueltos de calcio en suficiente concentración como para comunicar propiedades no deseadas a un fluido, tales como floculación, disminución del rendimiento de la bentonita, aumento de la pérdida de fluido. (Calcium contamination) CONTENEDOR DE TAPÓN: contenedor de superficie que se utiliza para bajar tapones de cemento bajo presión. (Plug container) CONTENIDO DE ARENA: el contenido de arena de un fluido de perforación es el contenido de sólidos no solubles, abrasivos, desechados a través de un colador de 200 MESH. Suele expresarse como porcentaje del volumen total de arena en un fluido de perforación. Se trata de una prueba elemental porque los sólidos atrapados no necesariamente son sílice, como tampoco son todos abrasivos. Para mayor información respecto del tipo de sólidos retenidos en el colador de 200 MESH será necesario realizar más pruebas específicas. (Sand content). CONTENIDO DE PETRÓLEO: el contenido de petróleo de cualquier fluido de perforación es la cantidad de petróleo existente por porcentaje de volumen. (Oil content) CONTRA: sostener firmemente una sección de un objeto por ej. Un tubo mientras se le enrosca o se le desenrosca otro objeto. Se utiliza una contra llave para sostener un tubo o un perno, evitando de esta manera que gire mientras se ajusta o se afloja otro tubo o una tuerca. (Back up) CONTRAPRESIÓN: (presión de casing, presión de estrangulador) - la presión en superficie sobre el lado del casing del sistema de flujo de barra de sondeo/espacio anular. (Back pressure, Casing pressure, Choke pressure) CONTRAPRESIÓN: la presión mantenida sobre el equipamiento o los sistemas por los que circula un fluido. (Back pressure) CONTRAVIENTO: cable que se utiliza para sujetar y estabilizar un mástil o una torre. Los cables que constituyen el soporte principal de la estructura son los cables de carga. (Load guys). Los cables que están sujetos a los anclajes en el suelo para proporcionar apoyo lateral son los contravientos. (Wind guy )


CONTROL DE DIRECCIÓN: método de perfilaje que registra la desviación del pozo respecto del eje vertical y la dirección de dicha desviación. Una herramienta de disparo simple para control de la dirección toma una única fotografía de una brújula que indica en qué dirección y ángulo se desvía el pozo con respecto al eje vertical. Un instrumento de disparo múltiple obtiene muchas lecturas del pozo a medida que se lo saca. (Directional survey) CONTROL PRIMARIO DE POZOS: consiste en evitar la circulación del fluido de la formación manteniendo una presión hidrostática igual o superior a la presión de la formación. (Primary well control) CONVERTIDOR DE TORQUE: dispositivo que conecta un motor de impulso con la máquina a la que acciona. Los elementos que bombean el fluido en el torque del motor sobre el cual se aplica torque. (Torque converter) COPA PARA PISTÓN DE EXTRACCIÓN: copa de succión de goma que se corre en cable simple o que se bombea desde superficie para terminar un pozo. 2. Cilindro hueco forrado de caucho que se monta en un mandril hueco con una unión macho para conectar a la línea de pistoneo. Una válvula de retención de apertura ascendente en el extremo inferior proporciona un medio para extraer el fluido del pozo cuando la presión es insuficiente para impulsar el flujo. El pistoneo es una operación temporaria cuya finalidad es determinar si se puede hacer fluir el pozo. Si el pozo no fluye después del pistoneo, se hace necesario instalar una bomba como dispositivo elevador permanente para traer el petróleo a la superficie. (Swab) COPA PROBADORA: dispositivo que se enrosca en la columna de sondeo y se baja al pozo para realizar un ensayo de presión del casing y de los preventores de reventones. El dispositivo sellador tiene forma de copa, por lo que se lo llama copa. (Cup packer) COPOLÍMERO: substancia que se forma cuando dos o más substancias polimerizan al mismo tiempo. El resultado de un producto que no es una mezcla de polímeros separados, sino un complejo que tiene propiedades diferentes a las de los polímeros que lo componen. Ver polímero. Ejemplos: copolímetro anhídrido polivinilo acetomaleico ex tendedor de arcilla y floculante selectivo, acrilamida carboxílica Copolímero. (Copolymer). CORONA DE TORRE: conjunto de roldanas montadas en vigas situadas en el extremo superior de la torre que se utilizan para conducir el cable de perforación. (Crown block) CORRELACIONAR: relacionar información de subsuelo obtenida de un pozo con la de otros pozos, para poder hacer un diagrama de las formaciones y llevar un registro de las diferentes profundidades y espesores. Las correlaciones se llevan a cabo mediante la comparación de perfiles eléctricos y radiactivos y de muestras testigo de diferentes pozos. (Correlate)


CORRIENTE DE FLUJO: movimiento de fluido por el interior de una tubería. (Flow stream) CORROSIÓN: proceso químico o electroquímico complejo por el cual el metal se altera o se destruye por reacción con su ambiente agua, humedad, productos químicos, temperatura, Por ejemplo, el óxido es corrosión. (Corrosion) CORROSIÓN AGRIA: quebradura y desgaste del metal, causado por contacto con sulfuro de hidrógeno u otro compuesto sulfúrico. También conocido como sulfide stress cracking SSC (Sour corrosion). CORROSIÓN DULCE: deterioro de un metal causado por contacto con dióxido de carbono y ácidos. (Sweet corrosion) CORROSIÓN GALVÁNICA: tipo de corrosión que ocurre cuando una pequeña corriente eléctrica fluye desde una pieza de equipamiento metálico hasta otra. Se presenta sobre todo cuando se juntan dos objetos metálicos disímiles en un medio conductor de electricidad por ejemplo, dos secciones diferentes de tubería en un pozo de petróleo o de gas. (Galvanic corrosion) CORTADOR A CHORRO: herramienta que se utiliza para cortar casing, barras, o tuberías atascadas o que deben ser recuperadas. Generalmente se utiliza un corte químico o con arena. (Jet cutter) CORTADOR DE TUBERÍA INTERNO: herramienta de pesca que contiene cuchillas para cortar metal, que se baja por el interior de una tubería atascada en el pozo para cortarla desde adentro. Una vez cortada, se la puede traer a la superficie. (Internal cutter) CORTADOR EXTERNO: herramienta de pesca que contiene cuchillas de corte de metal que se baja al pozo por el lado externo de una tubería para cortarla. Luego la parte cortada de la tubería se puede traer a la superficie. (external Cutter) CORTADOR POR ARENA: instrumento para recuperar el casing en una operación de T&A. (Sand cutter) CORTE A CHORRO: procedimiento para cortar tubería atascada en el pozo mediante la detonación de cargas moldeadas explosivas similares a las que se utiliza en el punzamiento a chorro. El explosivo se baja por el interior de la tubería hasta la profundidad deseada y se lo detona. La fuerza de la explosión hace cortes horizontales radiales en la tubería, luego de lo cual se puede recuperar la porción cortada. (Jet cut off) CORTE CON AIRE: incorporación y dispersión mecánica involuntaria de aire en el interior de un sistema de fluido de perforación. Comparar con aireación/ventilación. (Air cutting) CORTE CON GAS: gas arrastrado por un fluido de perforación. (Gas cut)


CORTE QUÍMICO: método para cortar caños de acero en el interior de un pozo aplicando chorros de sustancias muy corrosivas a alta presión contra la pared del caño. El corte resultante es muy parejo. (Chemical cutoff) CORTE SELECTIVO: habilidad para determinar en forma selectiva si una herramienta se puede fijar de acuerdo a la cantidad de tornillos pernos de corte. (Selective shear). CORTE, FIJACIÓN SELECTIVA: capacidad para determinar en qué punto una herramienta queda fija o suelta. (Selective-set, Shear) COSTA AFUERA: Que está fuera de la costa o dentro de los límites de una zona cuya extensión se considera abarca hasta tres millas desde la línea de baja marea tal como las reservas de petróleo costa afuera .(Offshore). CRÁTER: (Vulgar) derrumbe, falla. Luego de un reventón violento, la fuerza de los fluidos que escapan del pozo crea a veces una cavidad con forma de embudo o agujero en el suelo. En este caso se dice que un pozo “hizo cráter”. El equipamiento “hace cráter” cuando falla. (Crater) CRATERIZADO: descarga de fluidos a la superficie o al lecho marino a través de vías que se producen por atrás del casing. (Broaching) CRIQUE: término genérico para describir ciertos movimientos de las herramientas, tales como un engranaje cono a cuña en empaquetadores (packers)/tapones permanentes. (Ratchet) CROMATO: compuesto en el que el cromo tiene una valencia 6, por ejemplo, el bicromato de sodio. Se le puede agregar cromato a los fluidos de perforación en forma directa o como elemento constitutivo de cromo lignitos o cromo lignosulforato. En ciertas áreas está muy difundido el uso de cromo como inhibidor anódico de la corrosión, por lo general en combinación con la cal. (Chromate) CROSSOVER: unión que se utiliza para vincular entre si diferentes tipos de conexiones roscadas; también es un dispositivo que se utiliza en herramientas de colocado de filtro de grava para permitir el “cruce” de fluidos del tubing al espacio anular y viceversa. (Crossover) CUADRO DE MANIOBRAS: mecanismo de izaje en un equipo de perforación. Es básicamente un guinche de gran tamaño que deja correr o enrolla el cable de perforación, con lo que baja o sube el sondeo y el trépano. (Draw works) CUCHARA: dispositivo cilíndrico alargado provisto de una válvula en el extremo inferior, que se suele utilizar con cable de cuchareo (pistoneo), y cuya función es extraer o “cucharear” arena, lodo, agua o petróleo del pozo o del tubing. (Bailer)


CUCHARA VERTEDORA: dispositivo de cuchareo, generalmente del tipo de disco o del tipo charnela, que se utiliza para colocar material por ejemplo una lechada de cemento, en el fondo del pozo. (Dump bailer) CUCHAREAR: recobrar fluidos de fondo de pozo, muestras o recortes de perforación bajando hasta el fondo del pozo un recipiente cilíndrico llamado cuchara o achicador, para luego llenarlo y recuperarlo. (Bail) CUELLO DE CISNE: conexión curva entre la manguera de inyección y la cabeza de inyección. (Gooseneck) CUELLO DE PESCA: segmento de tubería que se utiliza para la pesca a mordaza en operaciones de pesca. (Fishing neck) CUÑA DE BOTONES: tipo de cuña provista de botones de acero al carburo de tungsteno en lugar de dientes convencionales. Se utiliza para fijar herramientas en casing de extrema dureza. (Button slip) CUÑA DESVIADORA: casing de acero de gran longitud que utiliza un plano inclinado para desviar el pozo en un ángulo suave. Las cuñas desviadoras se suelen utilizar en perforación direccional controlada, para enderezar pozos torcidos, y para una desviación con el propósito de esquivar una pesca no recuperada. (Whipstock) CUÑAS: piezas de metal de forma cónica con dientes u otros elementos de agarre que se utilizan para evitar el deslizamiento de la tubería pozo abajo o para mantenerla en su lugar. Las cuñas rotativas se ajustan alrededor de la tubería y se encajan contra el buje maestro para sostenerla. Las cuñas de potencia se activan en forma neumática o hidráulica evitando a la dotación el manipuleo de las cuñas al realizar una conexión. Los empaquetadores (packers) y otros equipos de fondo de pozo quedan asegurados en su posición mediante cuñas que sostienen la tubería y que son comandadas desde la superficie. (Slips). CUÑAS DE BARRAS DE SONDEO: piezas de metal con forma de cuña provistas de elementos de agarre diversos que se utilizan para impedir el deslizamiento de la barras al interior del pozo o para mantenerlas en su lugar. (Drill pipe slips) CUÑAS DE TUBING: cuñas diseñadas específicamente para ser usadas con tubing. (Tubing slips) CUPLA: 1. en lo que se refiere tuberías, es una unión de metal con roscas internas que se utiliza para unir dos secciones de tubería roscada. 2. En transmisión de energía, es una conexión que vincula en forma longitudinal un eje impulsor y un eje impulsado. La mayoría son flexibles, para compensar los posibles diferencias de alineación mínimas entre ambos ejes. (Coupling)


CUPLA DE CASING: sección tubular de cañería con rosca interna que se utiliza para conectar dos secciones de casing. (Casing coupling) CUPLA DE RETENCIÓN/COLLAR DE RETENCIÓN/CUPLA FLOTADORA/COLLAR FLOTADOR: unión ubicada en la columna de casing que se utiliza en operaciones de cementación primaria para asentar tapones escurridores y para limitar el contraflujo de cemento. (Float collar) CUSTODIO: también llamado operador de la concesión o supervisor de bomba. (Custodian) CHORRO: en un cañón de punzamiento que utiliza carga moldeada, es una corriente de partículas muy penetrante y veloz producida por una explosión, que atraviesa el casing, el cemento y la formación. (Jet) D DAÑO DE FORMACIÓN: reducción de la permeabilidad de una roca de reservorio causada por la invasión de fluidos de perforación y de tratamiento en la sección adyacente al pozo (Formation damage) DAÑO DEL LODO: reducción de la productividad como consecuencia del efecto de penetración, sellado o revoque del fluido de perforación. (Mudding off) DARCY: unidad de permeabilidad. Un medio poroso tiene una permeabilidad de 1 darcy si, cuando se ejerce una presión de 1 atm sobre una muestra de 1 cm de largo y 1 cm2 de sección transversal, dicha presión impulsa un líquido cuya viscosidad es de 1 cp a través de la muestra a una velocidad de 1 cc por segundo. (Darcy) DARDO: dispositivo parecido a una bola de bombeo pozo abajo, que se utiliza para manipular herramientas de interior de pozo de operación hidráulica. (Dart) DATOS DEL POZO REFERENTE: información que se obtiene de los pozos que se perforan en un área cercana a la de un pozo que se está perforando o reparando. Esta información puede resultar muy útil para determinar la forma en que un pozo puede comportarse o reaccionar como resultado de la aplicación de ciertos tratamientos o técnicas. (Offset well data) DATOS SÍSMICOS: información detallada que se obtiene de cada vibración de la tierra, producida en forma natural o artificial (ej. prospección geofísica). (Seismic data). DEFLOCULACIÓN: acción de deshacer las masas flocosas de gel mediante el uso de un diluyente. (Deflocculation) DELICUESCENCIA: licuefacción de una substancia sólida como consecuencia de la disolución por el proceso de adsorción de humedad del aire; por ejemplo, el cloruro de calcio. (Deliquescence)


DENSIDAD: masa o peso de una substancia; se la suele expresar en peso por unidad de volumen. Por ejemplo, la densidad de un lodo de perforación puede ser de 10 libras por galón (ppg), 74,8 libras por pie cúbico (lb/pie3), o 1198,2 kilogramos por metro cúbico (Kg/m. (Density) DENSIDAD DE AHOGO DE FLUIDO DE PERFORACIÓN: la unidad de densidad (ej. Libras por galón) elegida para el fluido que se utilizará para contener una formación en surgencia. (Kill drilling fluid density) DENSIDAD DE FLUIDO: unidad de densidad de fluido; por ejemplo, libras por galón (lb/gal). (Fluid density) DENSIDAD DE LODO: medida de la densidad de un fluido de perforación expresada en libras por galón (ppg), libras por pie cúbico (lb/fpie³), o kilogramos por metro cúbico (Kg/m³). la densidad del lodo está directamente relacionada con la cantidad de presión que ejerce la columna de fluido de perforación en el fondo del pozo. (Mud weight) DENSIDAD DEL LODIO: peso por unidad de volumen de un fluido de perforación, generalmente expresado en libras por galón o en libras por pie cúbico. (Mud density) DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN (DEC): la suma de la presión ejercida por la altura hidrostática de un fluido, más los sólidos perforados, más las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular, dividido por la profundidad de interés y por .052, si se expresa la DEC en libras por galón. (Equivalent circulating density) DENSIFICAR: agregar materiales de densificación tales como baritina, etc., a fluidos de un pozo. (Weight’n up)

DENSÍMETRO RADIOACTIVO: instrumento de medición que permite conocer la densidad de un fluido. (Radioactive densiometer - RAD) DENSÍMETRO, HIDRÓMETRO: instrumento flotante que se utiliza para determinar la gravedad específica o densidad de líquidos, soluciones y lechadas. Un ejemplo es el densímetro Mudwate que se utiliza para determinar la densidad del lodo. (Hydrometer) DEPRECIACIÓn: reducción del valor de un bien (por ejemplo un equipo), como consecuencia del desgaste normal o del paso de tiempo. Al incluir en la tarifa una suma por depreciación, el contratista puede acumular fondos para reemplazar un equipo cuando éste ya no está en condiciones operativas. (Depreciation) DERECHOS MINEROS: derechos de propiedad, conferidos por escritura, sobre el gas el petróleo u otros minerales que se encuentren bajo la superficie


terrestre. En los EE. UU. Los derechos mineros pertenecen al propietario de superficie a menos que hayan sido concedidos previamente. (Mineral rights) DERIVACIÓN: pasaje incorporado al interior de una herramienta para facilitar la derivación de fluidos desde el tubing al espacio anular o viceversa. (By-pass) DERIVADOR: dispositivo que se conecta a la cabeza de pozo o a un caño conductor submarino para cerrar el acceso vertical y derivar todo flujo a una línea que se aparta del equipo. Se suele usar para controlar reventones de pozo que ocurren a relativamente poca profundidad y para proteger a los equipos flotantes durante un reventón, derivando el flujo de manera que se aparte del equipo. Esta línea de derivación también es llamada línea de salida al separador. (Diverter) DERRUMBE: 1. desmoronamiento severo. (Cave-in) 2- Colapso total o parcial de las paredes de un pozo como consecuencia de presiones internas, expansión por hidratación o presiones de gas de formación. (Heaving) DESABOLLADOR ROTATIVO DE CASING: herramienta resistente, compuesta por un mandril provisto de una serie de superficies de rotación excéntricas, cada una de las cuales esta ensamblada a poderosos rodillos. Se la utiliza para restaurar el diámetro interno de casings aplastados, abollados o deformados. Se la enrosca al tubing o al sondeo, y se la baja por el pozo hasta la profundidad a la que se encuentra la deformación. Se hace rotar la herramienta lentamente, permitiendo que los rodillos entren en contacto con los laterales del casing para así restaurar, al menos en parte, su condición original. (Casing roller) DESARMANDO: acción de retirar la columna de trabajo o el tubing de producción del pozo para luego apilar las secciones en caballetes. (Laying down) DESARMAR TUBERÍA: sacar barras de sondeo o tubing del pozo y colocar las secciones en posición horizontal sobre una plataforma (Lay down pipe) DESCARGA: alivio de la presión hidrostática del pozo para poder elevar los medios fluidos. (Unloading) DESCOMPOSICIÓN TÉRMICA: descomposición química de un compuesto o una substancia en substancias simples o en sus elementos constitutivos por efecto de la temperatura. El almidón sufre una descomposición térmica en los fluidos de perforación cuando la temperatura se acerca al los 300 ° F (148 ° C). (Thermal decomposition) DESECHOS: desperdicios metálicos sueltos en un pozo. Pueden ser parte de un trépano perdido, piezas fresadas de tubería, llaves, o todo objeto pequeño que obstaculice las operaciones de perforación o terminación y que deba ser extraído del pozo. 2. desechar: abandonar un pozo no productivo. (Junk)


DESENGRASAR: ciertas substancias orgánicas generalmente derivados de ácidos grasos que se agregan a fluidos de perforación como emulsificantes, lubricantes de presión extrema, etc. pueden reaccionar con iones tales como el calcio o el magnesio que ya están o que pueden llegar a estar presentes en el sistema. Un material graso no soluble en agua se separa. (Greasing out) DESENROSCAR: desenroscar una pieza roscada por ej. una sección de tubería de otra - Rotación del tubo en dirección opuesta a la de enroscar. Cuando se baja una herramienta de interior de pozo de instalación por rotación se realiza esta maniobra cada dos o tres tiros de tubería que se bajan, para evitar que la herramienta se pueda fijar fuera de su lugar. (Back off) DESGASIFICADOR: equipamiento que elimina el gas no deseado de un líquido, especialmente de fluidos de perforación/terminación. Es un recipiente que utiliza la reducción de presión y/o la inercia para separar los gases arrastrados de las fases líquidas. (Degasser) DESPLAZAMIENTO: el volumen de acero de las tuberías y dispositivos que se bajan o se sacan de un pozo. (Displacement) DESPLAZAMIENTO CORTO: desplazamiento de fluidos del pozo por el tubing desde el espacio anular. (Shortway) DESTILACIÓN: proceso por el cual se vaporiza un líquido, para luego condensar el vapor para que retome el estado líquido (producto de destilación), eliminando del líquido substancias no volátiles, el contenido total de sólidos de un fluido de perforación. El producto de la destilación es el contenido de agua y/o petróleo de un fluido. (Distillation) Desviación: inclinación del pozo con respecto al eje vertical. El ángulo en grados que indica la desviación con respecto del eje vertical en un relevamiento de la desviación. (Deviation)

DESVIAR: perforar alrededor de barra de sondeo o casing dañados que se han atascado en forma permanente en el pozo, utilizando una cuña desviadora. (Sidetrack). DETECTOR DE PUNTO LIBRE: herramienta diseñada para medir el estiramiento de un caño atascado y para indicar el punto más profundo en el cual el caño está libre. El indicador de punto libre se baja al pozo con un cable conductor. Ambos extremos del elemento medidor de esfuerzo se fijan por medio de resortes de fricción o imanes y, a medida que se aumenta el esfuerzo a que se somete al caño, se transmite una medición precisa del estiramiento a la superficie. Las mediciones del estiramiento indican la profundidad a la que se atascó el caño. (Free point indicator) DETONACIÓN: efecto de disparar cañones de punzamiento. (Shooting).


DETONAR: 1. acción de explotar nitroglicerina u otro explosivo de alto poder detonante en un pozo a fin de romper la roca e incrementar el flujo de petróleo. Prácticamente reemplazada en la actualidad por fractura de formación. Ver fractura de la formación. 2. En trabajo sismográfico, efecto de detonar explosivos para crear vibraciones en la corteza terrestre. (Shoot). DIÁMETRO: la distancia transversal de un círculo medida a través del centro. En lo que se refiere a la medición de diámetros de tubería, el diámetro interno (D.I.) es el diámetro del círculo interior, mientras que el diámetro externo (D.E.) es el diámetro que corresponde a la superficie exterior de la tubería. (Diameter) DIÁMETRO DEL POZO: el orificio perforado por el trépano. El pozo puede tratarse de un pozo entubado o de un pozo abierto (es decir, sin casing), o también puede tener un casing parcial. (Wellbore) DIEZ FILETES: lo mismo que “de ocho vueltas”, pero con diez vueltas de rosca por pulgada. (Ten round) DIFUSIÓN: la expansión, dispersión o mezcla de un material. Gaseoso, líquido o sólido. (Diffusion) DILUYENTE: líquido que se agrega para diluir una solución. (Diluent) 2 Cualquiera de los diferentes agentes orgánicos taninas, ligninas, lignosulfonatos, etc. e inorgánicos pirofosfatos, tetrafosfatos, etc. que se agregan a los fluidos de perforación para reducir la viscosidad y/o las propiedades tixotrópicas. (Thinner) DINÁMICO: estado de actividad o movimiento. Opuesto al estado estático. (Dynamic) DISCO DE VIDRIO: sustituto que tiene un tope de vidrio en su interior, que se utiliza para aislar una cámara de surgencia en operaciones de limpieza de engravado o punzado. (Glass disc)

DISMINUCIÓN DE LA DENSIDAD POR CORTE: en terminología de lodos, se refiere a la disminución de la densidad de un fluido de perforación como consecuencia del arrastre de fluidos de la formación o de aire. (Weight cut) DISOCIACIÓN: la separación de un compuesto en dos o más moléculas, átomos o iones simples. Se aplica generalmente al efecto de la acción del calor o de solventes sobre substancias disueltas. La reacción es reversible, a diferencia de la descomposición, que es permanente; es decir, cuando se elimina el solvente, los iones se recombinan. (Dissociation) DISPARO: una carga de explosivos de alto poder detonante, generalmente nitroglicerina, que se detona en un pozo para quebrar la formación y acelerar la recuperación de petróleo. Ha sido prácticamente reemplazado por la fracturación de la formación y tratamiento ácido. Ver detonar y disparo de


nitroglicerina. 2. Momento en que se toma una fotografía durante un registro de disparo simple. (Shot). DISPARO DE NITROGLICERINA: proceso de estimulación de la formación utilizado por primera vez hace aproximadamente cien años en Pensilvania. Se coloca nitroglicerina en el pozo y se la hace explotar para fracturar la roca. Suele utilizarse arena y grava sobre la carga explosiva para mejorar la eficacia del disparo. En la actualidad, el disparo de nitroglicerina ha sido reemplazado en gran parte por la fractura de la formación. (Nitro shooting) DISPERSANTE: todo producto químico que estimule la dispersión de la fase dispersa. (Dispersant) DISPERSIÓN: subdivisión de agregados. La dispersión aumenta la superficie específica de la partícula; por lo tanto, el resultado es un aumento de la viscosidad y la fuerza del gel. (Dispersion) DISPERSO: un coloide o substancia dividida en partículas muy finas. (Dispersoid) DISPOSITIVO DE TRABA: dispositivo que traba el mandril de un empaquetador a su alojamiento del encastre. (Lock segment) DISPOSITIVO REGISTRADOR DE PRESIÓN DE FONDO DE POZO: dispositivo que se utiliza para registrar la presión en un pozo frente a la formación productora. (Bottom hole pressure bomb) DISPOSITIVOS PARA MEZCLA DE LODO: el dispositivo más común para agregar sólidos al lodo es el embudo de mezcla. Otros dispositivos de mezcla son: los eyectores, los agitadores eléctricos, las boquillas mezcladoras de inyección, los barriles químicos, etc. (Mud mixing devices) DOLOMITA: tipo de roca sedimentaria similar a la piedra caliza, pero rica en carbonato de magnesio; a veces es roca de reservorio de petróleo. (Dolomite)

DOTACIÓN DE PERFORACIÓN/DOTACIÓN DE REPARACIÓN: el perforador, el enganchador, y dos o más ayudantes que operan un equipo de perforación o de reparación en cada turno por día. (Drilling crew/workover crew) DRENAJE POR GRAVEDAD: movimiento de petróleo de reservorio hacia la boca del pozo por intervención de la fuerza de gravedad. Ante la falta de desplazamiento por agua o desplazamiento efectivo por gas, el drenaje es una importante fuente de energía para la producción de petróleo. También se lo llama desplazamiento por segregación. (Gravitiy drainage) DST: Drill stem test - ensayo de pozo. (DST) DUPLEX: bomba de dos cilindros; bomba de lodo de un equipo. (Duplex)


DUREZA (DEL AGUA): la dureza del agua se debe principalmente a la presencia de iones de calcio y magnesio y es independiente de la presencia de los iones ácidos. La dureza total se expresa en partes por millón de carbonato de calcio o de calcio y, a veces, en equivalentes por millón de calcio. (Hardness [of water]) DUTCHMAN: pedazo de caño roto o torcido en una conexión hembra. A veces puede sobrepasar la conexión. (Dutchman) DYNA-DRILL: motor de fondo de pozo impulsado por el fluido de perforación que imprime movimiento rotativo a un trépano conectado a la herramienta, por lo que se elimina la necesidad de rotar toda la columna para perforar el pozo. El Dyna-Drill, que es un nombre de marca, se utiliza en perforación vertical y en perforación dirigida. (Dyna-Drill) E EBOP: iniciales de equipamiento preventor de reventones. (BOPE) EFECTO DE JONES: cuando se aumenta la concentración de una solución salina, la tensión neta de superficie primero disminuye, luego alcanza un mínimo, y finalmente comienza a aumentar junto con la concentración. (Jones effect) EFECTO DE VALENCIA: en general, cuanta más alta es la valencia de un ion, mayor será el efecto de pérdida de estabilidad que ejercerán estos iones polivalentes sobre las emulsiones, las suspensiones coloidales. (Valence effect) EJERCICIO CON PREVENTOR DE REVENTONES: procedimiento de entrenamiento para asegurar que las dotaciones estén totalmente familiarizadas con las prácticas correctas de operación que se deben realizar para el uso del equipamiento del preventor de reventones. Prueba “en seco” de la operación de prevención de reventones. (Blowout preventer drill) ELASTÓMERO: sello; elemento sellador de caucho, por ejemplo un O-ring, un V-ring, o un sello de junta. (Elastomer) ELECTRÓLISIS: descomposición de un compuesto químico causada por el pasaje de una corriente eléctrica a través del compuesto o a través de la solución que lo contiene. La acción corrosiva de las corrientes vagabundas es causada por la electrólisis. (Electrolysis) ELECTROLITO: substancia que se disocia en iones de carga positiva y negativa cuando está en solución o en estado de fusión y que luego conduce una corriente eléctrica. Los ácidos, las bases y las sales son electrólitos comunes. (Electrolyte)


ELEMENTO DE REFUERZO: aro sellador situado a cada lado del elemento empaquetador central, cuya función es evitar que éste sea expulsado. (Back-up element) ELEMENTO EMPAQUETADOR: parte elastomérica de una empaquetadura. (Packer element) ELEMENTOS DE TIPO COPA: sellos de caucho que se activan solamente por presión, y no mecánicamente; tapones y herramientas de lavado. (Cup-type elements) ELEMENTOS DE TIPO EMPAQUE: elastómeros que requieren deformación para poder sellar. (Packer-type elements) ELEVADOR PARA TRANSFERENCIA DE VARILLAS: un tipo de elevador especial diseñado para ubicar en el lugar adecuado el extremo de una varilla de succión. Permite al encargado de la torre transferir la varilla a la plataforma entarimada, desde el elevador regular que se utiliza para sacar la varilla del pozo. (Rod-transfer elevator) ELEVADORES: conjunto de grampas que sujetan un tiro o una columna de casing, tubing y barras de sondeo o varillas de bombeo de manera de que se las pueda sacar y bajar al pozo. (Elevators) ELEVADORES DE TUBING: aparato de sujeción que se utiliza para sacar tubing. Los elevadores agarran la tubería justo por debajo del collar superior y se conectan al gancho por medio de eslabones de acero o asas/orejas (Tubing elevators) EMBOCAR: guiar una herramienta de pozo abajo hacia el interior del pozo o hacia arriba al piso del equipo. (Tailing in) EMBOLO: componente básico de la bomba a varillas. (Plunger) EMBRAGUE NEUMÁTICO: elemento provisto de una cámara inflable que, al inflarse, acciona el embrague y, al desinflarse, lo desconecta. (Air-tube clutch) EMBRIDAR: unir tubería por medio de bridas durante las conexiones finales de un sistema de tuberías; en terminología petrolífera, embridar significa también completar cualquier operación. (Flange-up) EMBUDO: *ver dispositivos para mezcla de lodo. Dispositivo para agregar o alimentar aditivos de lodo de perforación. (Hopper, jet) EMBUDO MARSH: instrumento que se utiliza para determinar la viscosidad de embudo Marsh. El embudo Marsh es un recipiente con un orificio fijo en el fondo. Cuando se lo llena con 1500 cc de agua dulce, un cuarto de galón (946 ml) fluye en 26 +/- 0,5 segundos. El tiempo de efusión para 1000 cc es de 27,5 +/- 0,5 segundos. (Marsh funnel)


EMPAQUE: elemento del equipo de pozo abajo que consiste en un dispositivo sellador, otro para sostener o instalar y un pasaje interior para los fluidos; se utiliza para obstruir la circulación de fluidos a través del espacio anular entre el tubing y la pared del pozo al sellar el espacio existente entre ellos. Suele estar enroscado a la columna del tubing a cierta distancia por encima de la zona de producción. El elemento sellador se expande para impedir la circulación de fluido, salvo a través del interior de la empaquetadura y del tubing. Los empaquetadores se clasifican de acuerdo con la configuración, el uso y el método utilizado para fijarlos y conforme a su posibilidad de ser recuperables es decir, si pueden removerse cuando resulta necesario o cuando se deben fresar o perforar y luego destruir. (Packer) EMPAQUETADO DE CASING: método para cementar el casing en un pozo que permite, en caso necesario, recuperar el casing sin demasiada dificultad. Una vez que se baja el casing, y antes de inyectar el cemento, se coloca en el pozo un lodo especial, generalmente de base petróleo. Este lodo no se solidifica, por lo que no se pega al casing en el área que está por encima del cemento. Como el lodo no se gelifica aún después de largos períodos, se puede cortar y recuperar el casing por encima de la sección cementada. Se utiliza este procedimiento en pozos en que la producción no es segura o es limitada, para poder recuperar parte del casing, el cual es muy valioso. (Casing pack) EMPAQUETADOR: elemento que se utiliza para sellar las pérdidas del tubing. (Pack off) EMPAQUETADOR DE PARED: empaquetador equipado con bloques de fricción o resortes de arrastre y cuñas, diseñado de manera tal que la rotación de la tubería libera las cuñas. Los resortes de fricción impiden que las cuñas y el gancho giren con la tubería y ayudan a que las cuñas al desplazarse sobre un manguito de forma cónica se fijen a la pared de la tubería a medida que aumenta el peso sobre el empaquetador. También se lo llama empaquetador de gancho de pared. (Hookwall packer) EMPAQUETADOR DE TIPO TÁNDEM: empaquetador provisto de dos elementos de empaque/copas que se utiliza para tomar un grupo de punzados. (Straddle packer) EMPAQUETADOR INFLABLE: tipo de empaquetador con elementos empaquetadores inflables que se utiliza para operaciones a pozo abierto. (Inflatable packer) EMPAQUETADOR PARA INYECCIÓN A PRESIÓN: empaquetador perforable para servicio. Retenedor. (Squeeze packer)


EMPAQUETADORES DE TORMENTA: herramienta de servicio para inyección a presión, de tipo mandril, provista de actuador, que se utiliza en operaciones de perforación durante interrupciones causadas por tormentas. (Storm packers) EMPAQUETADURA: dispositivo de cable no conductor que se utiliza para taponar el tubing de producción al proceder a la reparación del pozo. (Pack off) EMPAQUETADURA DE GRAVA: 1- colocar una tubería auxiliar de revestimiento ranurada o perforada en el pozo y rodearla de grava fina.. 2. Masa de grava muy fina colocada alrededor de una cañería auxiliar ranurada. Ver cañería auxiliar. (Gravel pack) EMPAQUETADURA O PREVENTOR DE STRIPPER: preventores que contienen una unidad de material empaquetador cuyo cierre depende de la presión del fondo del pozo. Se utilizan fundamentalmente para extraer la tubería a través del pozo, o permitir que la tubería se mueva con presión en el espacio anular. (Pack off or Stripper Preventer) EMPAQUETADURA POBRE DE GRAVA: empaquetadura de cabezal de prensa estopa; sin empaquetador, capacidad de presión de empaquetadura muy limitada. (Poor-boy gravel pack) EMPAQUETADURA DE CAÑERÍA: herramienta provista de un empaquetador de caucho o un sello de plomo que se utiliza para reparar el casing. Cuando se daña el casing dentro del pozo, se lo corta por debajo del área dañada, se retira la sección del pozo y se saca de la columna el tiro de casing dañado. Se enrosca la herramienta y se baja al pozo hasta que se conecta con la parte superior del casing que quedó en el pozo. El empaquetador de caucho o el sello de plomo de la herramienta forman un sello con el casing. Esta es un herramienta del tipo de pescador de tubería exterior y a veces se la denomina pescador de casing. (Casing patch tool) EMPUJAR: unidad de inserción de tubería contra presión de suaveo; instrumento utilizado para aplicar fuerza adicional a la barra de sondeo cuando resulta necesario colocarla en el pozo en caso de presión elevada en el mismo. (Pull down) EMPUJE DE GAS: utilización de la energía que proviene del gas comprimido de un reservorio para impulsar petróleo crudo hacia el interior de un pozo. Este procedimiento también se utiliza en un tipo de recuperación secundaria, en la que se inyecta el gas a un pozo inyector para barrer el petróleo que queda, hacia un pozo productor. (Gas drive) EMULSIFICANTES O AGENTE EMULSIONADOR: substancia que se utiliza para producir la emulsión de dos líquidos que no se mezclan. Los emulsificantes pueden clasificarse, de acuerdo a su comportamiento, en agentes ionicos y agentes no iónicos. Los del tipo iónico se pueden clasificar también en aniónicos, catiónicos, teniendo en cuenta la naturaleza de los grupos de iones activos. (Emulsifiers or Emulsifying agent)


EMULSIÓN: mezcla líquida, heterogénea, substancialmente permanente, compuesta por dos líquidos que normalmente no se disuelven el uno en el otro, pero que pueden mantenerse en suspensión o dispersión mediante agitación mecánica o, más frecuentemente, mediante el agregado de pequeñas cantidades de substancias conocidas como emulsificantes. Los emulsificantes pueden ser mecánicos, químicos, o una combinación de ambos. Pueden ser del tipo petróleo-en-agua o del tipo agua en- petróleo. (emulsion) EMULSIÓN INVERSA DE PETRÓLEO: emulsión de agua en petróleo en la que la fase dispersa es agua dulce o salada y la fase continua es diesel, crudo o algún otro petróleo. El agua aumenta la viscosidad y el petróleo la reduce. (Invert oil-emulsion) EMULSOIDE: partículas coloidales que absorben agua. (Emulsoid) EN BOMBEO: con referencia a un pozo, ser bombeado. (On-the-pump) en dirección paralela a su plano de contacto. (Shear) EN FRAGÜE DE CEMENTO: relativo al tiempo durante el cual se suspenden las operaciones de perforación o de terminación para dar tiempo a que el cemento en el pozo pueda fraguar. (Waiting on cement) ENCASTRE: dispositivos tipo dedo que se utilizan para trabar o ubicar ciertos componentes de herramientas manipulando la columna de tubing o una herramienta de interior de pozo. (Collet) ENCASTRE J: tipo de mecanismo en empaquetadores/herramientas en el que la rotación de la tubería impulsa el mandril de la herramienta para realizar una serie de movimientos, similares a la letra J, para fijar y liberar la herramienta. (J-slot) ENCREMADO DE EMULSIÓN: sedimentación o flotación de las partículas de la fase dispersa de una emulsión, que se observa por una diferencia de matiz del color de las capas formadas. Este fenómeno puede ser ascendente o descendente, dependiendo esto de las densidades relativas de las fases continua y dispersa. (Creaming of emulsion) ENERGÍA DIESEL ELÉCTRICA: energía suministrada a un equipo de perforación, generada por un motor diesel que da impulso a generadores eléctricos. De uso extensivo en operaciones marítimas, su uso también está difundido en operaciones terrestres. (Diesel-electric power) ENGANCHADOR: miembro de la dotación encargado de controlar el extremo de la columna de sondeo a medida que se la saca o se la baja al pozo. También es el responsable del acondicionamiento del fluido de perforación y/o de terminación y de la maquinaria de circulación. (Derrickman) ENGRAVADO: método de terminación de pozo por el cual se coloca en el pozo una tubería auxiliar de revestimiento ranurada y perforada, y se la rodea de


grava fina. Se hace un ensanchamiento del pozo en el punto en que se coloca el engravado. La masa de la grava evita que entre arena al pozo, pero permite una producción rápida y continua. (Gravel packing) ENJOTAR: preparativos para usar una herramienta o empaquetador con ranura en forma de J. (Jaying-up) ENROLLAR/ARROLLAR: enrollar en un carretel o en un tambor de cable/alambre. (Spool) Enroscar: conectar secciones de tubería, a mano o con la mesa rotativa. (Make-up) ENSANCHAR: agrandar el pozo por debajo del casing. (Underream) ENSAYADOR: persona que ensaya la tubería y el casing en busca de filtraciones. (Tester) ENSAYADOR DE FORMACIÓN: dispositivo que se utiliza para obtener datos de una Formación. (Formation tester) ENSAYADOR DE TUBING: válvula de operación mecánica (por rotación del tubing) que se utiliza para bloquear la presión de la formación por encima de un empaquetador con el fin de comprobar todas las conexiones desde el empaquetador hasta el árbol. (Tubing tester) ENSAYO DE ASIENTO DE CASING: procedimiento por el cual se somete a la formación que está inmediatamente debajo del zapato del casing a una presión equivalente a la ejercida por una mezcla de perforación de mayor densidad, o a la ejercida por la presión resultante de un fluido más denso sumado a la contrapresión originada por una surgencia. (Casing seat test) ENSAYO DE FLUJO: ensayo preliminar que se utiliza para confirmar el caudal de flujo de un pozo. (Flow test) ENSAYO DE FORMACIÓN: acción de obtener datos de una formación para determinar su potencial de productividad antes de instalar el casing en un pozo. El método convencional es el ensayo de pozo abierto. La herramienta de ensayo de pozo consta de empaquetadores, válvulas o compuertas que pueden abrirse y cerrarse desde la superficie, y un dispositivo para registrar la presión. Se baja la herramienta hasta el fondo, con una columna de barras de sondeo, y se fija el empaquetador, para aislar la formación que se va a ensayar de las formaciones superiores y para sostener la columna de fluido que está por encima del empaquetador. Se abre una compuerta de la herramienta para purgar la presión que está por debajo del empaquetador al interior de la columna de sondeo. De esta manera la formación es expuesta gradualmente a la presión atmosférica y se permite que el pozo produzca a la superficie, en donde se toman muestras de los fluidos del pozo para su posterior inspección.


A partir del registro de las presiones obtenidas se pueden inferir características de la formación. (Formation testing) ENSAYO DE INTEGRIDAD DE LA FORMACIÓN: presión que se ejerce sobre una columna de fluido por imposición de presión de superficie, con el objeto de determinar la resistencia de una zona de subsuelo a una presión hidrostática dada. (Formation competency test [Formation integrity test]) ENSAYO DE PÉRDIDA: procedimiento por el cual se ejerce presión por súper imposición de una presión de superficie sobre una columna de fluido para determinar la presión a la cual la formación expuesta permite el ingreso de fluido. (Leak-off test) ENSAYO DE POZO (DST): método para obtener información acerca del potencial de productividad de una formación antes de instalar el casing en un pozo, para determinar la existencia de petróleo o gas en cantidades comerciales. (Drill stem test [DST]) ENTRAR EN LA FORMACIÓN PRODUCTIVA: operación durante el procedimiento de perforación en la que se está a punto de perforar la formación productiva. (Drilling In) ENTUBADO: dícese de un pozo en el que se ha bajado y cementado el casing. (Cased) ENTUBAR: instalación de sondeo o casing en un pozo. Generalmente requiere tratamiento de lodo, reacondicionamiento o al menos verificación de las propiedades del fluido de perforación. (Set casing) EPM O EQUIVALENTE POR MILLÓN: unidad de peso químico de un soluto en un millón de unidades de peso químico de solución. El epm de un soluto en solución equivale a las ppm (partes por millón) divididas por el peso equivalente. (EPM or Equivalent per Million) EQUILIBRIO HIDRÓFILO: lipófilo (EHL) - una de las propiedades más importantes de los emulsificadores. Es una expresión de la atracción relativa de un emulsificador hacia el agua o el petróleo, determinada en gran medida por la composición química y las características de ionización de un emulsificador dado. El EHL de un emulsificador no está relacionado en forma directa con la solubilidad, pero sí determina el tipo de emulsión que tiende a formarse. Es un indicador de las características de comportamiento, no un indicador de la eficiencia del emulsificador. (Hydrophilic- Lipophilic balance) EQUIPAMIENTO (KIT) ADAPTADOR: equipamiento que consta de una camisa fijadora, un vástago adaptador y una tuerca de ajuste, que se utiliza para fijar herramientas perforables/permanentes en cable/alambre o en herramientas de fijación hidráulicas. (Adapter kit)


EQUIPO: la torre, el cuadro de maniobras y el equipo auxiliar de superficie de una unidad de perforación o reparación. (Rig) EQUIPO DE PERFORACIÓN MARINO: estructura de perforación marítima con patas tubulares o tipo torre que sostienen la cubierta y el casco. Cuando se la ubica encima del lugar de perforación, los extremos inferiores de las patas se apoyan en el lecho marino. Esta estructura se remolca o impulsa hasta un lugar determinado con las patas elevadas. Una vez que las patas están firmemente asentadas en el fondo se regula y se nivela la altura de la cubierta y del casco. (Jack up drilling rig) EQUIPO DE PERFORACIÓN SEMI-SUMERGIBLE: estructura flotante de perforación offshore cuyos cascos están sumergidos en el agua pero no apoyados sobre el lecho marino. Los espacios para vivienda, almacenamiento, etc. están armados sobre la cubierta. Los equipos semi-sumergibles pueden ser autopropulsados, remolcados o una combinación de ambos. Son más estables que las barcazas de perforación y se utilizan con frecuencia en pozos exploratorios en aguas turbulentas del mar. (Semisubmersible drilling rig) EQUIPO DE POSTE SIMPLE: unidad de servicio de pozo cuyo mástil consiste de un solo tubo de acero, de 19,8m de longitud. (Single-pole rig). EQUIPO DE REPARACIÓN: ver equipo de producción y unidad de tracción. (Workover rig EQUIPO DE REPARACIÓN MODULAR: equipo de plataforma diseñado en “paquetes” de equipamiento o módulos lo suficientemente livianos para ser elevados a una plataforma con la ayuda de una grúa de plataforma. En la mayoría de los casos, el peso máximo de un módulo es de 12000 libras (5500 kg). Una vez que se lo retira de la embarcación de trabajo, el equipo puede ser armado en un lapso de entre 24 y 36 horas. Como en todos los equipos de tipo mástil, la profundidad de trabajo estará limitada por la resistencia del mástil. Generalmente, es de 12000 a 14000 pies (3700 a 4300 m). (Modular-space workover rig) EQUIPO DE SERVICIO Y REPARACIONES DE POZOS: conjunto de aparejos para servicio de pozos utilizado en las varillas de tracción y el tubing del pozo. (Pulling unit) EQUIPO MACARONI/SPAGHETTI: equipo de reparación, generalmente liviano, que se construye especialmente para correr tubing de 3⁄4 de pulgada y de 1 pulgada de diámetro. (Macaroni rig) EQUIPO MECÁNICO: equipo de perforación en el que la fuente de impulso proviene de uno o más motores de combustión interna y en el que el impulso se distribuye a los componentes del equipo mediante dispositivos mecánicos cadenas, engranajes, embragues y ejes. (Mechanical rig)


EQUIPO MONTADO SOBRE CAMIÓN: equipo de servicio y reparación de pozos que se monta en el chasis de un camión. (Truck-mounted rig) EQUIPO MÓVIL: unidad autopropulsada sobre ruedas, que se utiliza para servicio de pozos de petróleo o gas. Los equipos modernos son generalmente unidades móviles que tienen el mástil, el cuadro, los motores y otros equipamientos auxiliares necesarios para el servicio o la reparación de un pozo montados en un chasis propulsado por los mismos que se utilizan para las operaciones del cuadro. (Carrier rig) EQUIPO PARA TRANSFERENCIA DE VARILLAS: maquinaria diseñada para que la dotación de reparación pueda extraer las varillas de succión de un pozo y suspenderlas del mástil del equipo de reparación, de manera que las varillas nunca toque el piso. Se utilizan dos elevadores: uno sostiene la sarta de varillas en el pozo, mientras que el otro se baja para la siguiente extracción. (Rod-transfer equipment) EQUIVALENTE LIBRA: unidad de laboratorio utilizada en la prueba piloto. Al agregársele 350 ml de fluido, un gramo o equivalente libra resulta equivalente a 1 libra por barril. (Pound equivalent) ERUPCIÓN DE POZO: pozo de petróleo cuya presión es tan alta que lanza chorros a la superficie con la fuerza de un geyser; también se lo llama “pozo salvaje”. En realidad, una erupción es un reventón, e implica un enorme desperdicio de fluidos del reservorio y de energía de desplazamiento. En los comienzos de la explotación petrolífera, las erupciones de pozos eran habituales, y muchas veces eran la única señal de que se había encontrado un reservorio importante de gas o petróleo. (Gusher) ESCALA DE CARGA: en relación a varillas de bombeo, la cantidad de peso que la columna de la varilla de bombeo puede levantar. (Range of load) Esclusa (ariete): componente de cierre y sello del preventor de reventones. Uno de los tres tipos de esclusas (ciegas, de tubería o de corte) puede instalarse en varios preventores montados en un conjunto en la parte superior del pozo. Al cerrarse, los arietes ciegos forman un sello en los pozos que no tienen tubería de perforación; las esclusas de corte cierran sobre la tubería de perforación formando un sello. (Ram) ESCLUSA (ARIETE) DE TUBERÍA: elemento sellador para preventores de reventones (BOP) con dientes y empaquetadura para tubería de perforación, collares de perforación o casing, que cierra el espacio anular entre la tubería y el BOP o cabezal del pozo. Para cada tamaño diámetro exterior de tubería en uso se requieren esclusas (arietes) diferentes. (Pipe ram) ESCLUSA DE CORTE: componente en un preventor de reventones cuya función es cortar o cerrar sobre tubería y formar un sello para controlar la presión del pozo. Se las utiliza en operaciones móviles de perforación offshore


como método rápido de movilizar el equipo desde el pozo cuando no hay tiempo suficiente para sacar el sondeo fuera del pozo. (Shear ram). ESCLUSAS CIEGAS: también llamadas “Esclusas de cierre total” o “Esclusas maestras”. Se sellan una contra la otra, con lo cual el pozo queda totalmente cerrado por debajo de ellas. (Blind rams) ESCLUSAS CIEGAS/DE CORTE: esclusas ciegas que constan de un borde afilado para cortar barras de sondeo o casing. Se sellan una contra la otra para que el pozo quede cerrado. (Blind rams/Shear rams). ESCLUSAS DEL PREVENTOR DE REVENTONES: componentes de cierre y sellado de un preventor. Se corresponden con la esclusa en la válvula esclusa. (Blow out preventer rams) ESCOPETA: 1. dispositivo hidráulico operado por presión de bomba que se utiliza para limpiar las piletas de inyección y los tanques en perforación rotativa y para mezclar componentes del lodo. (Jet) ESCOPETEAR EN PILETAS: agitación mecánica del fluido de perforación en las piletas por medio de una escopeta mezcladora de inyección, una mezcladora eléctrica o un agitador. (Gunning the pits) ESFERAS SELLADORAS: esferas de nylon, caucho duro, o ambos materiales, que se utilizan para cerrar punzados que producen pérdidas excesivas de fluido. (Ball seallers) ESPACIADOR DE TUBERÍA CON ABERTURA: extensión de tubo de producción con compuerta que se utiliza a modo de paso alternativo para los dispositivos de medición de cable de acero. (Perforated spacer tube) ESPACIAMIENTO: posicionamiento de la cantidad correcta de pies o juntas de tubería desde el empaquetador hasta el árbol de producción en superficie, o desde el piso de trabajo del equipo hasta el conjunto preventor de reventones. (Spacing-out) ESPACIAR: procedimiento que se realiza para posicionar una longitud predeterminada de barra de sondeo sobre la mesa rotativa de modo que la junta de herramienta quede ubicada sobre las esclusas del preventor submarino del que se suspenderá la barra de sondeo, de modo que ninguna junta de herramientas quede opuesta a un conjunto de esclusas una vez que cuelgue la barra de sondeo. (Space out). ESPACIO ANULAR: 1. el espacio en derredor de un objeto cilíndrico que está en el interior de un cilindro. 2. El espacio en derredor de una tubería que está dentro de un pozo, cuya pared exterior puede ser la pared del pozo o la del casing; a veces se lo denomina anulus. (Annular space) ESPESOR DE REVOQUE: espesor de los sólidos depositados durante 30 minutos que requiere el ensayo de filtro de la API en un papel filtro medido en


fracciones de 1/32 de pulgada. Ver grosor de la torta. En ciertas áreas, el grosor de la torta de filtrado resulta de la medición de los sólidos depositados en papel filtro durante 7 1⁄2 minutos. (Filter cake thickness) ESPUMA: sistema de dos fases, similar a una emulsión, en el que la fase dispersa es gas o aire. (Foam) ESTABILIZADOR: dispositivo de tipo centralizador que se utiliza para mantener componentes de herramientas en posición concéntrica durante la sacada y la bajada. (Stabilizer) ESTABILIZADOR: elemento que sobresale de ambos lados de un mástil portátil, y proporciona estabilidad para reducir la posibilidad de caída del mástil. (Outrigger) ESTABILIZAR LA EMULSIÓN O EL LODO: en la jerga de los fluidos de perforación, se aplica a los sistemas a los que se agrega petróleo, el cual se separa y sube a la superficie. Todo método mecánico o químico que sirva para emulsificar el petróleo libre. (Tighten up emulsion or mud) ESTACIÓN A DISTANCIA: conjunto auxiliar de controles que se utiliza para operar las unidades preventores de reventones. (Remote station) ESTEARATO: sal de ácido esteárico (Ácido graso saturado C18). Ciertos compuestos, como el estearato de aluminio, el estearato de calcio, y el estearato de zinc, se utilizan en fluidos de perforación para uno o más de los siguientes propósitos: como antiespumantes, para lubricación, para perforación con aire en los casos en que se encuentra una pequeña cantidad de agua, etc. (Stearate) ESTEARATO DE ALUMINIO: sal de aluminio de ácido esteárico que se utiliza para eliminar la espuma. (Aluminum stearate) ESTIBAR EN PEINE: colocar tiros de barra de sondeo y portamechas en posición vertical a un costado de la mesa rotativa en la torre o mástil del equipo de perforación de terminación. (set back) ESTIMULACIÓN: 1- operación por la cual se aumenta artificialmente el potencial de flujo de un pozo mediante una inyección de productos químicos al interior del reservorio. 2. Término descriptivo que se aplica a una variedad de procesos cuya finalidad es la de agrandar pasajes antiguos o crear nuevos pasajes en la formación productora de un pozo, por ejemplo, acidificación, fracturación, o tratamientos con explosivos. (Stimulation) ESTIMULACIÓN ÁCIDA: método de estimulación de pozos en el que se utilizan ácidos. (Acid stimulation) ESTRANGULADOR: dispositivo con un orificio de tamaño fijo o variable instalado en una línea para restringir el flujo y/o controlar el caudal de producción. Los estranguladores de superficie forman parte del árbol de


producción y contienen un orificio de estrangulación con un calibre de diámetro reducido que sirve para restringir el flujo. Los estranguladores también se utilizan para restringir el caudal de flujo del lodo de perforación que sale del pozo cuando se lo cierra con el preventor de reventones y se circula la surgencia al exterior. (Choke). ESTRANGULADOR AJUSTABLE: estrangulador en el cual una aguja y un asiento cónicos modifican el caudal de flujo. También llamado estrangulador automático. (Adjustable choke) ESTRANGULADOR DE FONDO DE POZO: dispositivo con una abertura restringida que se coloca en el extremo inferior del tubing, cuya función es controlar el caudal de flujo. (Bottom hole choke) ESTRANGULADOR DE TORMENTA: válvula de velocidad que en condiciones normales está abierta, y que se cierra cuando se presenta un flujo que excede un determinado caudal. (Storm choke) ESTRANGULADOR POSITIVO: estrangulador en el que se debe modificar el tamaño del orificio para cambiar la velocidad de circulación a través del estrangulador. (Positive choke) ESTRANGULADOR RECUPERABLE POR CABLE/ALAMBRE: estrangulador de fondo de pozo que se baja con cable/alambre y que se asienta en un perfil de niple en la columna de tubing. (Choke, wireline, retrievable) ESTRANGULAMIENTO: tendencia de una barra o tubería de metal a ahusarse, tomando un diámetro reducido en un punto determinado, como consecuencia de un esfuerzo longitudinal excesiva. (Necking) ETANO: hidrocarburo liviano, C2H6, que se encuentra en el gas natural. En condiciones atmosféricas es un gas. (Ethane) EXPANSOR A RESORTE: anillo o banda metálica casquete accionada a resorte que se utiliza para expandir un parche de revestimiento cuando se efectúan reparaciones al casing. Ver parche de revestimiento. (Spring collet) EXPOSICIÓN LIMITADA:término genérico que describe ciertos tipos de empaquetadores en los que elemento empaquetador está colocado de manera tal de “limitar” la “exposición” de los mecanismos de fijación y liberación de la herramienta al ambiente del pozo. (Limited exposure) EXTENDEDOR DE ARCILLA: cualquiera de varias substancias -generalmente compuestos orgánicos de mucho peso molecular- que, agregados en concentraciones bajas a la bentonita u otras lechadas de arcilla, aumentan la viscosidad del sistema. (Clay extender) EXTENSIÓN: pedazo de caño que se agrega al mango de una llave para poder hacer más palanca. Sin embargo, es aconsejable utilizar una llave más grande. (Cheater)


EXTENSIÓN: piezas tubulares conectadas al fondo de un empaquetador para extender su agujero. (Extension) EXTENSIÓN DEL SELLO DE BOCA: tubo que extiende la boca del sello de empaque; se utiliza en los casos en que se prevé una expansión/contracción excesivas de la tubería. (Seal bore extension) EXTRACTOR DE MUESTRAS: unión de una columna de sondeo que permite obtener una muestra de la formación. (Sampler) F FACTOR DE RECUPERACIÓN: porcentaje de petróleo o gas en un reservorio que, puede obtenerse mediante técnicas primarias y/o secundarias; porcentaje de petróleo o gas en el lugar expresado en barriles tanque de almacenamiento o en miles de pies cúbicos que se van a recuperar. (Recovery factor) FALLA: término geológico referente a un rompimiento ascendente o descendente de una formación en los estratos de subsuelo. A menudo los estratos de un lado de la formación sufren un desplazamiento hacia arriba, hacia abajo o lateralmente con respecto de su posición original. Las fallas pueden afectar en forma significativa los programas de lodo y de casing para un área determinada. (Fault) FASE CONTINUA: fase fluida que rodea completamente a la fase dispersa que puede ser coloides, petróleo, etc. (Continuous phase) FASE DISPERSA: la fase expandida (sólido, líquido o gas) de una dispersión., dividida en partículas muy finas rodeadas por la fase continua. (Dispersed phase) FERMENTACIÓN: proceso de descomposición de ciertas substancias orgánicas, como por ejemplo, los cambios químicos que producen enzimas, bacterias y otros microorganismos en el almidón. (Fermentation) FIBRA O MATERIAL FIBROSO: todo material resistente y fibroso que se utilice para impedir la pérdida de circulación o para restaurar la circulación. En el trabajo de yacimiento se le suele llamar “fibra” a las fibras más grandes de origen vegetal. (Fiber or Fibrous Material) FIJADO A COMPRESIÓN: empaquetador (packer) de compresión. (Set-down tool) FIJAR: fijar herramientas en el casing. (Getting-a-bite) FILTRACIÓN: proceso por el cual se separan los sólidos en suspensión de su medio líquido, impulsando a este último a través de un medio poroso. En un pozo ocurren dos tipos de filtración: la filtración dinámica durante la circulación, y la estática, durante las pausas en la circulación. (Filtration)


FILTRADO: líquido que se impulsa a través de un medio poroso durante el proceso de filtración. (Filtrate) FILTRO DE GRAVA CONVENCIONAL: tipo de filtro de grava, en el que se retira empaque de producción del pozo y se baja un empaque de servicio con un conjunto del filtro de grava. Una vez terminada la operación, se recupera la herramienta de servicio y se vuelve a bajar el empaque de producción. (Conventional gravel pack) FILTRO PRENSA: dispositivo que se utiliza para determinar la pérdida de fluido de un fluido de perforación según las especificaciones dadas. (Filter press) FLOCULACIÓN: asociación dispersa de partículas en grupos entrelazados débilmente, asociación no paralela de plaquetas de arcilla. En suspensiones concentradas, tales como los fluidos de perforación, se forma gelatina como resultado de la floculación. En ciertos fluidos de perforación, una secuela de la floculación puede ser la precipitación irreversible de coloides y otras substancias. (Flocculation) FLOTABILIDAD: la pérdida de peso aparente de u objeto sumergido en un fluido. Si el objeto está flotando, la porción sumergida desplaza un volumen de fluido cuyo peso es igual al peso del objeto. (Buoyancy) FLUIDEZ: lo opuesto a la viscosidad. Es la medida de la velocidad a la que es continuamente deformado un fluido sometido a un esfuerzo de corte. Ver facilidad de movimiento de flujo. (Fluidity) FLUIDO: toda substancia que fluye y que no opone resistencia a una fuerza que tienda a modificar su forma. El término incluye tanto a los líquidos como a los gases. Es una substancia que, sometida a cualquier sistema de esfuerzo salvo la presión hidrostática sufrirá deformación creciente y continua, sin relación alguna con el tiempo de deformación en un momento dado y la magnitud de los esfuerzos en ese momento. Los fluidos de perforación son newtonianos y plásticos, rara vez son pseudoplásticos, y casi nunca dilatantes. (Fluid) FLUIDO DE EMPAQUE: cualquier fluido bombeado al espacio anular entre el tubing y el casing sobre la empaquetadura. Líquido generalmente inhibidor de agua dulce o de petróleo, utilizado en un pozo cuando la empaquetadura se coloca entre el tubing y el casing. Es lo suficientemente pesado como para cerrar el paso de la presión de la formación que está produciendo, no impide el asentamiento de sólidos durante un período de tiempo demasiado prolongado y es anticorrosivo. (Packer fluid) FLUIDO DE FORMACIÓN: fluido (gas, petróleo, agua) que se encuentra presente en una formación rocosa de subsuelo. (Formation fluid)


FLUIDO DE PERFORACIÓN CORTADO: fluido de control de pozo que ha sufrido una reducción en la densidad o en la unidad de peso, debido al arrastre de aire o de fluidos de formación de menor densidad. (Cut drilling fluid) FLUIDO DE REPARACIÓN: todo fluido que se utiliza en una operación de reparación de pozos. (Workover fluid). FLUIDO DE TERMINACIÓN: todo fluido utilizado durante una operación de terminación o reparación, de suficiente densidad como para controlar la presión del reservorio, y cuyas propiedades minimicen los daños a la formación. (Completion fluid) FLUIDO DILATANTE: un fluido dilatante o fluido plástico invertido está compuesto generalmente por una alta concentración de sólidos dispersos. Exhibe una curva de consistencia no lineal que pasa a través del origen. La viscosidad aparente aumenta instantáneamente con el aumento de la velocidad de corte. El punto de fluencia, según lo determinan los cálculos convencionales de las lecturas directas del viscosímetro, es negativo. Sin embargo, el punto de fluencia real es 0 (Dilatant fluid) FLUIDO NEWTONIANO: es el más básico y simple de los fluidos, en relación a la viscosidad en base a la cual la fuerza de corte resulta directamente proporcional a la velocidad de corte. Estos fluidos comenzarán a moverse de inmediato al aplicar una presión o fuerza superior a cero. (Newtonian fluid). FLUIDO PLÁSTICO: fluido complejo, no Newtoniano, en el que la fuerza de corte no es proporcional a la velocidad de corte. Se requiere una presión exacta para comenzar a mover el fluido y mantenerlo en movimiento. El flujo tapón es un tipo inicial de circulación y sólo ocurre en el caso de fluidos plásticos. La mayoría de los lodos de perforación son fluidos plásticos. El punto cedente, de acuerdo con un viscosímetro de información directa, supera ampliamente el cero. (Plastic fluid) FLUIDO/LODO DE PERFORACIÓN: fluido de circulación que se utiliza en perforación para desempeñar una o varias de las funciones que se requieren en una operación de perforación. Una de las funciones es la de impulsar los recortes al exterior del pozo y a la superficie. Si bien el fluido de perforación más común está constituido por una mezcla de arcilla, agua, y otros aditivos químicos, también se pueden perforar pozos utilizando aire, gas o agua como fluidos de perforación. También llamados fluidos de circulación. (Drilling fluid/mud)

FLUJO DE FLUIDO: en el campo de la dinámica de los fluidos, el estado de un fluido en movimiento se determina por el tipo de fluido, por propiedades del fluido, tales como la viscosidad y la densidad, por la geometría del sistema y por la velocidad. Por lo tanto, bajo condiciones específicas y con determinadas


propiedades del fluido, el flujo de fluido puede describirse como flujo normal o, flujo turbulento. (Fluid flow) FLUJO LAMINAR: elementos fluidos que corren en corrientes tranquilas paralelas a las paredes del canal de flujo. En el flujo laminar, el flujo se mueve en placas o secciones con una velocidad diferencial en todo el frente que va desde cero en las paredes hasta un punto máximo hacia el centro del flujo. El flujo laminar es la primera etapa de flujo de un fluido Newtoniano; es la segunda etapa de flujo de un fluido plástico Bingham. Este tipo de movimiento también se llama flujo paralelo, tranquilo o viscoso. (Laminar flow) FLUJO TAPÓN: movimiento de un material como una unidad, sin consolidarse con la masa. (Plug flow) FLUJO TURBULENTO: flujo de fluido en el cual la velocidad y la dirección de flujo en cualquier punto dado cambian constantemente; el curso del fluido es variado y errático. El flujo turbulento es la segunda y última etapa de flujo en un fluido Newtoniano y la tercera y última etapa en un fluido plástico de Bingham. (Turbulent flow) FONDO PERFORABLE: término que se utiliza para describir una herramienta permanente perforable a la que se le deben cortar las cuñas antes de abrir el orificio de la herramienta y que potencialmente actue la presión de formación (Bottom drill) FORMACIÓN: estrato o depósito compuesto en su totalidad por la misma clase de roca. Una unidad litológica. A cada formación individual se le da un nombre, con frecuencia como resultado del estudio del afloramiento en la superficie. A veces, el nombre hace referencia a los fósiles encontrados en la formación. (Formation) FORMACIÓN COMPACTA: formación que contiene petróleo o agua, cuya permeabilidad y porosidad son relativamente bajas. (Tight Formation) FORMACIONES CAVERNOSAS: formación que presenta espacios vacíos de amplias dimensiones, generalmente el resultado de la acción disolvente de aguas de formación que pueden no estar presentes. (Cavernous formations) FOSFATO: algunos fosfatos complejos, por lo general el tetrafosfato (Na6P4O13) y el pirofosfato ácido de sodio (SAPP, Na2H2P2O7), se utilizan tanto como diluyente de lodo como para el tratamiento de diversas formas de contaminación de calcio o de magnesio. (Phosphate) FRACTURA DE LA FORMACIÓN: cuando la presión sobre el pozo es de tal magnitud que la formación expuesta no la soporta, se dice que ocurre una fractura de la formación. (Formation break down) FRACTURACIÓN ÁCIDA: se ejerce presión hidráulica sobre formaciones que se presume son de carbonatos (piedra caliza, dolomíticas), para abrir grietas, o


para que la formación se rompa, produciéndose así una fractura mediante la utilización de una combinación de petróleo y ácido o agua a alta presión. (Acid fracture) FRACTURACIÓN DE LA FORMACIÓN: método para estimular la producción mediante el aumento de la permeabilidad de la formación productiva. Se bombea un fluido por el tubing o la columna de sondeo agua, petróleo, alcohol, ácido clorhídrico diluido, gas licuado de petróleo, o espuma bajo presión hidráulica extremadamente alta, y se lo impulsa a través de los punzados en el casing. El fluido entra a la formación y la rompe o la fractura. El fluido lleva granos de arena, esferas de aluminio o de vidrio en suspensión al interior de las fracturas. Estos elementos se llaman agentes de sostén. Cuando se libera la presión en la superficie, el fluido de fracturación vuelve al pozo, y las fracturas se cierran sobre los agentes de sostén, dejando canales que permiten el flujo de hidrocarburos hacia el pozo. A este proceso se lo suele llamar trabajo de fracturación. (Formation fracture) FRACTURACIÓN HIDRÁULICA: operación mediante la cual se bombea por un pozo una mezcla especial de líquido al interior de una formación, con una presión lo suficientemente alta como para que la formación se abra. Las grietas o fracturas resultantes permiten flujo de petróleo al interior del pozo. *Ver fracturación de la formación. (Hydraulic fracturing) FRACTURAS INDUCIDAS: fracturas creadas por medio de presión hidráulica o mecánica ejercida sobre la formación. (Created fractures) FRAGÜE INSTANTÁNEO: deshidratación rápida del cemento en el interior del pozo. (Flash set) FRESADO PILOTO: fresadora especial que cuenta con una extensión pesada y tubular debajo de ella denominada piloto/guía o aguijón/espolón. El piloto, de diámetro inferior al de la fresadora, presenta un diseño tal que le permite entrar en la tubería de perforación o tubing perdido en el pozo. Actúa como guía de la fresadora hasta la parte superior de la tubería y la centra por encima de ella, evitando de esta manera que la fresadora desvíe la tubería. (Pilot mill) FRESADORA: 1. herramienta de pozo abajo provista de superficies cortantes extremadamente filosas, duras y resistentes, que se utiliza para cortar metal con el propósito de retirarlo del pozo. Las fresadoras se corren en los tubos de perforación o en tubing para fresar desechos del interior del pozo, retirar secciones atascadas de la columna de sondeo o secciones de casing para operaciones de desviación, o para escariar obstrucciones en el casing.2. Herramienta de corte que se utiliza para eliminar herramientas perforables y para empujar herramientas al fondo. También se utiliza para fresar herramientas recuperables. (Milling tool) FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN: la función más importante de los fluidos de perforación en la perforación rotativa es llevar a la superficie los recortes del fondo del pozo. Otras funciones importantes son:


controlar las presiones de subsuelo, enfriar y lubricar el trépano y la columna de sondeo, depositar una capa impermeable en las paredes, etcétera. (Functions of drilling fluids) G Gabarra con asiento: barcaza provista de una acanaladura lateral en la que se coloca un mástil para operaciones de perforación y reparación. (Key seat barge) GALENA: sulfuro de plomo (PbS). En niveles puros peso específico de alrededor de 7 se utiliza para aumentar la densidad de fluidos de perforación a niveles que, con la bentonita, resultarían poco prácticos o imposibles de alcanzar. (Galena) GANCHO: dispositivo de gran tamaño y forma de garfio del que se suspenden las asas del elevador o la cabeza de inyección. Está diseñado para soportar una carga máxima que va desde las 100 a las 500 toneladas. Un resorte contenido en el conjunto, amortiguan el peso de tiros de 90 pies (27 cm) de barras de sondeo, permitiendo el trabajo sin dañar las roscas de las uniones. Ganchos más chicos, sin resortes, se utilizan con tubing y varillas de bombeo (Hook) GANCHO CENTRADOR DE PARED: dispositivo que se usa en operaciones de pesca de barras de sondeo. Si el extremo superior del caño atascado está apoyado contra uno de los lados del pozo, el gancho lo centra en el pozo para poder recuperarlo con un pescador hembra a mordaza, que se corre en la columna de pesca, conectado al gancho centrador de pared. (Wall hook) GAS: substancia fluida y comprimible que ocupa por completo todo recipiente en que se la encierre, su volumen depende de la cantidad de presión que se ejerza sobre el recipiente. (Gas) GAS AGRIO: gas natural que contiene sulfuro de hidrógeno. (Sour gas). GAS DE ALMACENAMIENTO: gas que se encuentra acumulado en un reservorio subterráneo. (Storage gas) GAS DE CONEXIÓN: cantidad de gas relativamente escasa que entra al pozo cuando se detiene la bomba para poder hacer una conexión. (Connection gas) GAS DE MANIOBRA: acumulación de gas que entra al pozo durante una maniobra. (Trip gas) GAS ENTRAMPADO: gas de la formación que ingresa al fluido de perforación en el espacio anular.. (Entrained gas) GAS INYECTADO: Inyección de gas a alta presión al interior de una formación para mantener o recuperar la presión del reservorio; gas inyectado en operaciones de gas lift. (Injected gas)


GAS LICUADO DE PETRÓLEO: mezcla de hidrocarburos parafínicos gaseosos pesados, principalmente butano y propano. Estos gases que se licúan con facilidad a presiones moderadas pueden transportarse como líquidos y convertirse en gases en cuanto se los descomprime. Por lo tanto, el gas licuado de petróleo constituye una fuente portátil de energía térmica que tiene múltiples aplicaciones en áreas en que la distribución de gas natural no es posible. También se lo utiliza como combustible para motores de combustión interna y tiene muchos usos domésticos e industriales. Las principales fuentes son el gas natural y el de refinería, de los que se separa el gas licuado de petróleo por fraccionamiento. (Liquefied pet. gas) GAS NATURAL: mezcla de hidrocarburos de gran compresión y expansión, que posee bajo peso específico y suele presentarse en estado gaseoso. Los principales elementos gaseosos que componen el gas y sus porcentajes aproximados son Metano 80,0%, Metano 7,0%, Propano 6,0%, Butano 2,5%, Isobutano 1,5%, Pentano Plus 3,0%. Además de estos gases, el gas natural puede contener cantidades apreciables de nitrógeno, helio, dióxido de carbono y contaminantes tales como ácido sulfhídrico y vapor de agua. A pesar de su estado gaseoso a presiones y temperaturas normales, algunos de los gases componentes de esta mezcla denominada gas natural varían en cuanto a su forma, y pueden encontrarse tanto en estado gaseoso como líquido, bajo condiciones adecuadas de temperatura y presión. (Natural gas) GAS-LIFT: procedimiento de elevación de fluido de un pozo por medio de la inyección de gas al interior del pozo a través del tubing o a través del espacio anular entre el casing y el tubing. El gas inyectado aérea el fluido para que ejerza menos presión que la formación; de tal manera, la presión de la formación, al ser más alta, impulsa al fluido al exterior del pozo. La inyección de gas puede ser continua o intermitente, dependiendo esto de las características de producción del pozo y la disposición del equipamiento de gas-lift. (Gas-lift) GASING-UP: inyección de nitrógeno para operaciones con válvula de gas-lift. (Gasing up) GASOLINA NATURAL: mezcla de hidrocarburos líquidos que se obtiene del gas natural húmedo; gasolina de cabezal de la tubería de revestimiento. (Natural gasoline) GEL: 1. estado semisólido, gelatinoso, que adquieren algunas dispersiones coloidales en reposo. Cuando se lo agita, el gel pasa al estado fluido. 2. Estado de una suspensión coloidal en el que una fuerza de corte que esté por debajo de un cierto valor finito no produce deformación permanente. El esfuerzo de corte mínimo que produce deformación permanente se conoce como fuerza de gel. Las partículas coloidales tienen una gran afinidad con el medio de dispersión, es decir, son liofílicas. Estos geles suelen ocurrir cuando se combinan bentonita y agua. 2. Término que se aplica a arcilla viscosificadora comercial altamente coloidales, de gran rendimiento, como la bentonita, que se utiliza como relleno y/o para reducir el peso de la lechada. (Gel)


GEL DE SÍLICE: substancia porosa que consiste SiO2. Se utiliza como agente deshidratante en perforación con aire o gas donde se encuentran pequeñas cantidades de agua. (Silica gel). GELIFICADO: en jerga petrolera, todo fluido con valores altos de fuerza gel y/o alta viscosidad. Suele referirse a un estado de floculación severa. (Gelled up) GELIFICAR: preparar fluidos en estado de gel para bombeo. (Gelling-up) GEOLOGÍA : la ciencia que estudia la estructura, origen, historia y desarrollo de la tierra y sus habitantes, mediante el análisis de rocas, formaciones y fósiles. (Geology) GEÓLOGO: científico que redacta e interpreta información acerca de los estratos de la corteza terrestre. (Geologist) GOMA: polisacárido hidrofílica vegetal que, al agregarse al agua, se hincha y produce una dispersión viscosa o solución. A diferencia de las resinas, las gomas son solubles en agua pero no en alcohol. (Gum) GOMA DE STRIPPER: el elemento sellador que bloquea la presión en un preventor de reventones stripper. (Stripper rubber) GOMA LIMPIADORA: disco de goma que rodea a las barras de sondeo o al tubing y que se utiliza para eliminar el lodo a medida que se extrae la tubería del pozo. (Stripper rubber) GRADIENTE DE FRACTURA: el gradiente de presión al cual la formación acepta la totalidad del fluido del pozo. (Fracture gradient) GRAMPA ESPACIADORA: grampa que se utiliza para sostener la sarta de varillas en posición de bombeo cuando el pozo se encuentra en sus etapas finales de ponerlo en bombeo. (Spacing clamp). GRASA PARA ROSCAS: grasa que se utiliza para lubricar herramientas de interior de pozo y conexiones de tubería. (Dope)

GRAVEDAD: la atracción que ejerce la masa terrestre sobre objetos que están sobre su superficie. El peso de un cuerpo. (Gravity) GRAVEDAD API: la gravedad peso por unidad de volumen del petróleo crudo u otros fluidos relacionados, según medición realizada con el sistema recomendado por el API. Su relación con la gravedad específica se representa con la siguiente fórmula: gravedad API = 141,5 dividido por la gravedad específica - 131,5. (API gravity) GROSOR DEL REVOQUE: medida del grosor de la torta de filtrado depositada por un fluido de perforación contra un medio poroso. Esta medida por lo


general concuerda con el ensayo de filtrado estándar de la API. Se suele medir el grosor de la torta hasta 1/32 de pulgada. (Cake thickness) GUARDA ROSCA: dispositivo que se enrosca sobre o por dentro de las roscas de un caño para protegerlas cuando no está en uso. Los guardaroscas pueden ser metálicos o de plástico. (Thread protector) GUÍA PARA ENTRADA CABLE/ALAMBRE: sustituto con extremo acampanado que se corre en el extremo de la columna de tubing para facilitar el acceso de herramientas de cable/alambre al diámetro interno del tubing. (Wireline entry guide) GUINCHE: 1- máquina para elevar o sacar que opera enrollando un cable alrededor de un carretel. (Winch) 2- Montaje de poleas y cable/alambre o cadenas que se utiliza para elevar objetos pesados. (Hoist

H

HACER SEÑALES: gesticular con manos y brazos para señalar o advertir de algo. Colocar marcas en líneas como las que se utilizan para el pistoneo, para poder observar las posiciones preestablecidas de las líneas. (Flagging) HACER UNA CONEXIÓN: conectar una unión de barras de sondeo/tubing a la columna de sondeo/de trabajo que está suspendida en el pozo llegar a mayor profundidad. (Make a connection) HACER UNA MANIOBRA: elevar la columna de sondeo/de trabajo y sacarla del pozo para llevar a cabo alguna de las diversas operaciones, tales como cambiar el trépano, sacar un testigo, hacer el servicio de las herramientas de pozo abajo, etc. Una vez hecho esto, la carrera se completa con la bajada de la columna de sondeo/de trabajo al interior del pozo. (Make a trip) HERRADURA DE MULA: unión espaciadora cortada de tal forma que provee una apertura debajo del empaquetador para permitir la entrada de fluido. (Mule shoe) HERRAMIENTA ACTUADORA: se utiliza para abrir o cerrar una válvula pozo abajo; también puede utilizarse para fijar o liberar una herramienta que se encuentra en el fondo del pozo, tal como un tapón puente recuperable. (On-off tool) HERRAMIENTA DE DOBLE AGARRE: herramienta provista de dispositivos de agarre para limitar el movimiento de las herramientas originado por presión desde arriba o desde abajo de las mismas. (Double-grip)


HERRAMIENTA DE DST: herramienta de ensayo de pozo, que se utiliza para evaluar la formación. (DST tool) HERRAMIENTA DE ETAPAS: sección del casing del tipo de unión de circulación que se utiliza en cementación por etapas. (Stage tool) HERRAMIENTA DE FIJACIÓN: componente recuperable de una herramienta de fondo de pozo utilizada para la operación de bajada y a veces de recuperación , similar al de un tapón puente recuperable. (Running tool) HERRAMIENTA DE PESCA: herramienta equipamiento perdido en el pozo. (Fishing tool)

diseñada

para

recuperar

HERRAMIENTA DE PROTECCIÓN DEL ÁRBOL: dispositivo tubular que se utiliza como herramienta aisladora en el interior del árbol de producción para aumentar la resistencia a la presión del árbol durante la estimulación. (Treesaver tool) HERRAMIENTA DE SOLO BAJADA: se corre pozo abajo y no es recuperable. (One-trip) HERRAMIENTA DE TENSIÓN: empaquetador perforable o recuperable que se utiliza cuando no se dispone de suficiente peso de tubería como para fijar la herramienta en compresión. (Tension tool) HERRAMIENTA DE TRACCIÓN: herramienta de operación hidráulica que se corre por encima de la herramienta de pesca y se fija al casing por medio de cuñas. Ejerce una fuerte tracción vertical sobre la tubería rescatada mediante energía hidráulica derivada del fluido bombeado hacia abajo de la columna de pesca. (Pulling tool) HERRAMIENTA DV: término genérico, originalmente un nombre de marca, que describe una herramienta de etapas que se utiliza en cementación primaria de zona selectiva. (DV tool) HERRAMIENTA HYDRO-SET: herramienta de cable/alambre de fijado por presión que se utiliza para asentar herramientas permanentes de fondo de pozo. (Hydro-set tools) HERRAMIENTA IMPRESORA: dispositivo cilíndrico con plomo en su interior que se utiliza para determinar la forma de una pesca. (Impression tool) HERRAMIENTA PARA INYECCIÓN A PRESIÓN: término genérico que se aplica a un empaquetador recuperable para servicio. (Squeeze tool) HETEROGÉNEO/A: substancia que consiste de más de una fase y que no es uniforme, como los coloides, las emulsiones, etc. Cada parte tiene propiedades diferentes. (Heterogeneous)


HIDRATACIÓN: capacidad de una substancia de incorporar agua por medio de procesos de absorción u adsorción. (Hydration) HIDRATO: substancia que contiene agua combinada en forma molecular (por ejemplo CaSO4 2h2O). Substancia cristalina que contiene agua de cristalización. (Hydrate) HIDRÁULICO: 1. dícese de lo perteneciente o relacionado con el agua u otro líquido en movimiento. 2. Operado, movido o afectado por el agua u otro líquido. (Hydraulic) HIDRÓFOBO: substancia, generalmente en estado normal, que no se humecta con el agua. (Hydrophobe) HIDRÓLISIS: reacción de la sal con el agua para formar un ácido y una base. Por ejemplo, el carbonato de sodio (Na2CO3) se hidroliza en forma básica, y la hidrólisis es responsable del aumento del pH del agua cuando se le agrega carbonato de sodio. (Hydrolisis) HIDRÓXIDO: denominación de los compuestos básicos que contienen el radical OH. Cuando estas substancias se disuelven en agua, aumentan el pH de la solución. (Hydroxide) HIDRÓXIDO DE CALCIO: Ca (OH)2 - ingrediente activo de la cal apagada. También es el elemento constitutivo principal del cemento cuando está fresco. Este material se conoce como “cal” en la terminología de la explotación petrolífera. (Calcium Hydroxide) HIDRÓXIDO DE SODIO: NaOH - conocido como soda cáustica. Químico que se utiliza principalmente para lograr mayor pH. (Sodium hydroxide). HIGROSCÓPICO/A: propiedad de una substancia que le permite absorber agua del aire. (Hygroscopic) HISTOGRAMA RADIOACTIVO DE UN POZO: informe de las características radioactivas naturales o inducidas de las formaciones de subsuelo. Registro de radioactividad, también conocido como registro de radiación, que normalmente consiste en dos curvas registradas: una curva de rayo gama y una curva de neutrón. Ambas indican los tipos de roca de la formación y las clases de fluidos que existen en esas rocas. Los dos registros pueden realizar en forma simultánea, junto con el collar locator en un pozo abierto o entubado. (Radioactive well logging) HOMOGÉNEO: de naturaleza uniforme o similar; substancia o fluido que tiene en todos los puntos las mismas propiedades o composición. (Homogeneous) HUMECTACIÓN: adhesión de un líquido a la superficie de un sólido. (Wetting)


I IMÁN: imán o electroimán permanente que se coloca en un cuerpo de herramienta para recuperar desechos de metales ferrosos relativamente pequeños. (Magnet) IMÁN DE PESCA: este es un imán poderoso, permanente, diseñado para recuperar objetos metálicos perdidos en el pozo. (Fishing magnet) IMPERMEABLE: que impide el pasaje de fluido. Una formación puede ser porosa e impermeable a la vez, si no existen pasajes que conecten los espacios en su interior. (Impermeable) IMPRESOR: herramienta hecha de material blando, como el plomo o el alquitrán de hulla, que se utiliza para obtener una impresión del contorno de una pesca. (Impression block) IMPULSOR DE DESECHOS: dispositivo rascador que se recorre por debajo de retenedores y empaquetadores para eliminar los residuos del diámetro interno del casing. (Junk pusher) INDICADOR: 1. medidor de dial que se utiliza en el equipo para medir la carga en el gancho. 2. Substancias en titulaciones ácidas/básicas que en solución cambian de color o se vuelven incoloros cuando la concentración del ion de hidrógeno alcanza un valor definido. Dicho valor varía de acuerdo al indicador utilizado. En otras titulaciones, tales como la determinación del cloruro, la dureza, y otras, estas substancias cambian de color cuando la reacción llega a su fin. Se utilizan habitualmente como indicadores la fenolftaleína, el cromato de potasio, etc. (Indicator) INDICADOR DE FLUJO DEL LODO: dispositivo que mide y registra en forma continua el volumen de lodo que vuelve desde el espacio anular y que fluye por la línea de retorno de lodo. Si el lodo no fluye con un relativamente caudal constante, es posible que haya ocurrido una surgencia. (Mud flow indicator) INDICADOR DE PESO: instrumento ubicado cerca de la posición del perforador en un equipo de perforación o de reparación, que indica el peso que soporta el gancho cuando el trépano no está tocando fondo. Con esta lectura se pude estimar el peso que soporta el trépano durante la perforación. (Weight indicator) INDICADOR DEL NIVEL DE LA PILETA: uno de los elementos de una serie que monitorean en forma continúa el nivel del lodo de perforación en las piletas de lodo. Por lo general, contiene dispositivos de flotación que se colocan en las piletas de lodo para conocer el nivel de lodo, y transmitir la información a un aparato que funciona a modo de registro y de alarma denominado registrador del volumen de pileta el cual se arma cerca del perforador en el piso del equipo. En caso que el nivel de lodo descendiera demasiado o se elevara


excesivamente, la alarma sonará para advertir al perforador que algo debe hacerse para impedir un reventón. (Pit level indicator) ÍNDICE DE BROMO: la cantidad de centigramos de bromo que son absorbidos por 1 g de petróleo bajo ciertas condiciones. Esto sirve para comprobar el grado de no saturación de un petróleo dado. (Bromine Value) INGRESANTE: Operario sin experiencia. Novato. (Weevil) INHIBIDOR (DE CORROSIÓN):- todo agente que, agregado a un sistema, retrasa o impide una reacción química o la corrosión. Los inhibidores de la corrosión son de uso ampliamente difundido en las operaciones de perforación y producción para evitar la corrosión del equipamiento metálico que provocan el sulfuro de hidrógeno, el dióxido de carbono, el oxígeno, el agua salada, etc. Se usan habitualmente como inhibidores las películas de aminas, los cromatos y la cal. (Inhibitor [Corrosion]) INHIBIDOR (DEL LODO): se suele denominar inhibidores a ciertas substancias generalmente consideradas como contaminantes del lodo de perforación, tales como la sal y el sulfato de calcio, cuando se las agrega intencionalmente al lodo de manera que el filtrado del fluido de perforación impida o retrase la hidratación de las arcillas de la formación. (Inhibitor [mud]) INSTITUTO AMERICANO DEL PETRÓLEO: 1. fundada en 1920, esta organización estadounidense de comercio de petróleo es el organismo principal para el establecimiento de estándares en lo que se refiere a equipamiento de perforación y explotación de pozos petrolíferos. Tiene dependencias de transporte, refinería y marketing en Washington. D.C., y de producción en Dallas. 2. También se utiliza para referirse a un trabajo bien hecho “Trabaja a la manera del API”. 3. Grados API; se los utiliza para designar la gravedad API. (American Petroleum Institute) INTEGRIDAD DE LA FORMACIÓN: la capacidad de la formación para soportar la presión que se le ejerce. (Formation competency [Formation integrity]) INTENSIFICADOR: bomba móvil de servicio de pozo para multiplicación de la presión. (Intensifier) INTERCAMBIO DE BASE: reemplazo de cationes asociados a la superficie de la arcilla por cationes de otra especie, por ejemplo, la conversión de arcilla de sodio a arcilla de calcio. (Base exchange) INTERIOR DE POZO: referente a lo que está adentro o a lo que atañe al pozo. (Downhole) INTERNATIONAL ASSOCIATION OF DRILLING CONTRACTORS: asociación Internacional de Contratistas de Perforación. Esta organización, ampliamente reconocida, cuya sede central se encuentra en Houston, Texas,


promueve o desarrolla investigaciones en lo que respecta a la educación, prevención de accidentes, tecnología de perforación y otros temas de interés para los contratistas de perforación y sus empleados. (International Association of Drilling Contractors) INUNDACIÓN ARTIFICIAL: método de recuperación secundaria por el que se inyecta agua al interior de un reservorio para extraer cantidades adicionales de petróleo que quedan luego de una recuperación primaria. Generalmente, la inundación artificial implica la inyección de agua a través de pozos especialmente establecidos para inyección de agua y para la extracción del agua y el petróleo desde el pozo adyacente a los pozos de inyección. (Waterflood) INUNDAR: 1. impulsar petróleo desde un reservorio hacia el pozo mediante la inyección de agua bajo presión en la formación del reservorio. *Ver inundación con agua. 2. Ahogar un pozo con agua. (Flood) INYECCIÓN A PRESIÓN: 1. operación de cementación por la cual se impulsan lechadas de cemento, de lodo o tapones de Diesel-oil al interior de la formación o por detrás del casing ejerciendo alta presión, con el fin de volver a cementar áreas canalizadas o para bloquear una zona no cementada. 2. Operación de estimulación en la cual no se excede la presión de fractura. (Squeeze) INYECCIÓN DE CEMENTO A PRESIÓN: el impulso forzado bajo presión de una lechada de cemento a puntos específicos del pozo para efectuar sellos en dichos puntos. Es un método de cementación secundaria que se utiliza para aislar una formación productora, para sellar y bloquear el acceso de agua, reparar filtraciones en el casing, etc. (Squeeze cementing) INYECCIÓN DE GASOIL BENTONITA: procedimiento por el cual se bombea una lechada de gasoil-bentonita al interior de una zona de subsuelo. (Gunk squeeze) INYECCIÓN GASIFICADA: fluido de perforación que arrastra gas de la formación, lo que le da al lodo una textura esponjosa característica. Si no se libera este gas arrastrado antes de que el fluido regrese a la superficie, se reduce el peso o la densidad de la columna de fluido. El lodo cortado con gas suele ser una señal de una posible surgencia o reventón y, como tal, se lo debe tratar como una advertencia de que la presión de la formación está cambiando. (Gas-cut mud) INYECCIÓN POR CABEZAL: proceso por el cual se aplica presión hidráulica a un pozo para impulsar el fluido o el cemento fuera del pozo. Cuando se realiza una inyección de este tipo, se cierra la cabeza empaquetadora, o cabeza de casing, para bloquear el espacio anular... (Bradenhead squeeze) INYECCIÓN SUICIDA: inyección de cemento a presión con punzados abiertos por encima del empaquetador. (Suicide squeeze)


INYECCIONISTA: experto en fluidos de perforación cuyas responsabilidades incluyen el control, la operación y el mantenimiento de los diferentes programas de lodo para pozos petrolíferos. (Engineer, Mud or Drilling Fluid) ION: los ácidos, las bases y las sales (electrolitos) sufren, al ser disueltos en agua, una disociación en iones o partes de las moléculas con carga eléctrica, como consecuencia de la pérdida o ganancia de uno o más electrones. La pérdida de electrones tiene como resultado cargas positivas que producen un catión. La ganancia de electrones tiene como consecuencia la formación de un anión con cargas negativas. La valencia de un ion es igual al número de cargas que contiene el ion. (Ion) J JABÓN: sal de sodio o potasio de un ácido grasoso del alto peso molecular. Cuando contienen algún metal distinto de sodio o potasio, se los denomina “jabones metálicos”. Los jabones se utilizan generalmente en fluidos de perforación para favorecer la lubricación, emulsificación, tamaño de las muestras, espumosidad, etc. (Soap) JAULA: en una bomba de varillas, el dispositivo que contiene y retiene la bola de válvula y la mantiene a la distancia apropiada de los asientos de válvula. (Cage) JEFE DE LA CUADRILLA: el perforador o el encargado principal a cargo de las operaciones en un equipo de servicio de pozo cuya función es extraer varillas de bombeo o tubing. (Crew Chief) JEFE DE POZO: encargado del equipo. El capataz de perforación suele ser el representante del contratista en la concesión. (Tool pusher) JETTING: el proceso de remover periódicamente una parte o todo el lodo, el agua, y/o los sólidos, de las piletas, generalmente mediante bombeo. (Jetting) JUNTA: una única sección de tubería de perforación conectores de broca, tubería de revestimiento, tubería de producción o varilla, con conexiones roscadas en los extremos. Varias uniones conectadas constituyen un tiro de tubería. (Joint) JUNTA DE ABRASIÓN: sustituto de paredes gruesas que se coloca en la columna de producción, frente a los punzados, para desviar y reducir la fuerza del chorro. (Blast joint) JUNTA DE EXPANSIÓN: sustituto deslizante que se baja en la columna de tubing para permitir la expansión/contracción del tubing. (Expansion joint) JUNTA ESPACIADORA: la junta de barra de sondeo que se utiliza en operaciones de colgado de modo que ninguna junta de herramientas quede opuesta al conjunto de esclusas del preventor. (Space-out joint).


JUNTA LISA: Sustituto de paredes gruesas que se coloca frente a punzados que fluyen. (Blank joint)

K KEEPER: pozo de exploración con posibilidades de ser terminado. (Keeper) L LATIGUEO DE VARILLAS DE BOMBEO: movimiento de latigueo de la columna de varillas de bombeo que se produce cuando la columna no esta conectada correctamente a la bomba de varillas. (Sucker rod whip) LAVADO: eliminación de una herramienta de pozo abajo por fresado y limpieza con fluido. (Washover) LECHADA DE BARITINA: mezcla de sulfato de bario, productos químicos y agua, cuya unidad de densidad está entre 18 y 22 libras por galón (lb/gal) [2160 y 2640 g/l]. (Barite slurry) LECHADA DE CEMENTO: mezcla plástica de cemento y agua que se bombea hacia el interior del pozo para formar una capa dura que sostenga el casing y brinde un sello en el diámetro del pozo a fin de evitar la migración de fluidos. (Slurry). LIBRAS POR GALÓN: medida de la densidad de un fluido, tal como el lodo de perforación. (Pounds per gallon) LIGNOSULFONATOS: aditivos orgánicos para fluidos de perforación, derivados de subproductos del proceso de manufacturación del papel sulfito a partir de maderas de coníferas. Algunas de las sales comunes, tales como el ferrocromo, el cromo, el calcio y el sodio se utilizan como agentes dispersantes universales, mientras que otras se usan en forma selectiva para el control de la pérdida de fluido y para inhibición de arcillas. (Lignosulphonates) LIMO: materiales que exhiben escasa cuyo tamaño de partícula oscila entre los 2 micrones y el tamaño de arena según API y 74 micrones (malla 200). Una cierta categoría de arcillas dispersas y baritina tienen también un tamaño de partícula similar. (Silt). LIMPIAR: eliminar arena, costras, y otros depósitos de la sección productora de un pozo y para recobrar o aumentar la producción. (Clean out)


LÍNEA ARTICULADA: conexión de la línea de tratamiento durante operaciones de servicio de pozo, desde los camiones de bombeo hasta el árbol de surgencia. (Hammering up) LÍNEA DE AHOGO: línea de alta presión que conecta a la bomba de lodo con el conjunto de preventor de reventones, por la cual se puede bombear fluido de perforación para controlar la presión del pozo mientras se cierran los preventores. (Kill line) LÍNEA DE CONTROL: línea hidráulica pequeña que se utiliza para comunicar fluido desde la superficie hasta una herramienta de interior de pozo, por EJEMPLO UNA VÁLVULA DE SEGURIDAD DE SUBSUELO. (CONTROL LINE) LÍNEA DE FLUJO DEL ESTRANGULADOR: extensión que se conecta al conjunto de preventor de reventones y que se utiliza para derivar y controlar el flujo de fluidos del pozo que provienen del espacio anular. (Choke flowline) LÍNEA DE LLENADO: el accesorio lateral más pequeño del T de salida. Se utiliza para llenar el pozo cuando se sacan las barras de sondeo. (Fill-up line) LÍNEA DE LLENADO: la línea por la que se agrega fluido al pozo. (Fill up line) LÍNEA DE RETORNO DE LODO: canaleta o tubería ubicada entre las conexiones de superficie del pozo y de la zaranda vibratoria, a través de la cual fluye el lodo cuando vuelve a la superficie desde el pozo. (Mud return line) LÍNEA DE SALIDA: cañería de superficie a través de la cual se desplazan los efluentes desde el pozo al equipamiento de procesamiento o almacenaje. (Flow line) LÍNEA DEL ESTRANGULADOR: cañería de alta presión que conecta las salidas del preventor de reventones o las salidas de la cabeza del pozo con el manifold del estrangulador, y que se utiliza para derivar y controlar los fluidos del pozo que provienen del espacio anular. (Choke line) LÍNEA ELÉCTRICA: cable de acero provisto de un conductor eléctrico en su interior. (Electric line) LIÓFILO: que tiene afinidad con el medio de suspensión, como la bentonita en agua. (Lyophilic) LIPÓFÍLO/A: propiedad de afinidad de una substancia con el petróleo. (Lipophilic)

LOCALIZADOR DE CUPLAS: instrumento de perfilaje para correlación de profundidad, que se opera en forma mecánica o magnética para realizar un perfil que muestre la ubicación de cada una de las uniones o cuplas del casing


o del tubing en un pozo. Es una forma precisa de medir la profundidad de un pozo. (Collar locator) LODO: el líquido que se circula por el pozo durante las operaciones de perforación rotativa y de reparación. Además de su función de traer los recortes a la superficie, el lodo de perforación enfría y lubrica el trépano y la columna de sondeo, sirve de protección contra los reventones al contrarrestar las presiones de subsuelo y deposita un revoque de lodo en las paredes del pozo para impedir la pérdida de fluido al interior de la formación. Aunque originalmente se utilizaban sólidos terrosos especialmente arcillas suspendidas en agua, el lodo que se utiliza en la perforación moderna es una mezcla más compleja de tres fases, de líquidos, sólidos reactivos y sólidos inertes. La fase líquida puede ser agua dulce, o petróleo crudo, y puede contener uno o más acondicionadores. (Mud) LODO DE ALTO PH: fluido de perforación cuyo pH está por encima de 10,5. (High-pH mud) LODO DE BASE AGUA: fluido de perforación convencional. El agua es el medio de suspensión para sólidos y constituye la fase continua, con o sin la presencia de petróleo. (Water base mud) LODO DE BASE PETRÓLEO: tipo especial de fluido de perforación en el que el petróleo constituye la fase continua y el agua, la dispersa. El lodo a base de petróleo contiene asfalto soplado y, por lo general, entre un 1 y un 5 por ciento de agua emulsificada en el sistema con soda cáustica o cal rápida y un ácido orgánico. También puede contener silicato, sal y fosfato. Los lodos de base petróleo se diferencian de los de emulsión inversa ambos, emulsiones de agua en petróleo por la cantidad de agua utilizada, el método de control de viscosidad, las propiedades tixotrópicas y la pérdida de fluido. (Oil base mud) LODO DE INICIO: el fluido que se utiliza cuando se comienza la perforación en superficie, generalmente es una lechada de bentonita o carbonato de calcio. (Spud mud) LODO NO CONDUCTIVO: cualquier fluido de perforación, por lo general, lodos a base de petróleo o de emulsión invertida cuya fase continúa no conduce electricidad, por ejemplo, petróleo. No puede registrarse el potencial espontáneo SP en inglés ni la resistividad normal, a pesar de que sí se pueden correr otros tipos de registros, tales como inducción, velocidad acústica, etc. (Non-conducting mud) LODO NUEVO: proceso de mezcla de aditivos con el lodo con el propósito de lograr un efecto que no era posible con el fluido anterior, que generalmente es agua, aire o gas. (Mudding up) LODO ROJO: Arcilla, fluido de perforación de base acuosa, con cantidad suficiente de soda cáustica para dar una coloración rojiza intensa. Por lo general, un lodo con elevado pH. (Red mud)


LODO TENSO ACTIVO: fluido de perforación que contiene un agente tenso activo. Generalmente se aplica a un fluido de perforación al que se le agrega un material tenso activo para controlar el grado de agregación y dispersión o de emulsificación. (Surfactant mud) LODOS DE AGUA DE MAR: clase especial de lodos de agua salada en los que el agua de mar constituye la fase de fluido. (Sea water muds) LODOS DE BAJO CONTENIDO DE SÓLIDOS: término que designa a cualquier tipo de lodo en el que se sustituyen las arcillas comerciales o naturales por aditivos de alta performance, como el CMC. En viscosidad y densidades similares densificación con baritina, el lodo de bajo contenido de sólidos tiene un menor volumen porcentual de contenido de sólidos. (Lowsolids mud) LONG STRING: 1. la última columna de casing asentada en un pozo. 2. La columna de casing que atraviesa la zona productora, también llamada columna de petróleo o columna de producción. (Long string) LONG WAY: desplazamiento de fluido desde el tubing hacia la parte superior del espacio anular. (Long way) LUBRICACIÓN: acción de bombear un volumen relativamente pequeño de fluido al interior de un pozo cerrado y esperar a que el fluido caiga hasta el fondo del pozo para repetir la operación. (Lubrication) LUBRICANTES DE EXTREMA PRESIÓN: aditivos que, cuando se agregan a los fluidos de perforación, lubrican las superficies de contacto cuando están sometidas a presión extrema. (Extreme pressure lubricants) LLAVE DE CADENA: herramienta compuesta por un mango y una cadena ajustable que se utiliza para hacer girar caños o accesorios de un diámetro mayor al de las llaves normales. Se ajusta la cadena al caño o al accesorio, y luego se lo hace girar por medio del mango. (Chain tongs) LLAVE DE DESENROSQUE DE TIPO RUEDA: llave con forma de rueda que se conecta a la columna de varillas de bombeo en la superficie y que se acciona manualmente para desenroscar la columna y así sacarla del pozo. También llamada rueda de desenroscar o llave circular. (Wheel-type back-off wrench) LLAVE EN MANO: término que se aplica a la realización de un trabajo completo, de principio a fin. (Turnkey) LLAVE PARA JAULA: llave especial diseñada para conectar la jaula de una bomba de varillas a la columna de las varillas. (Cage wrench) LLAVES DE ENROSCAR: llaves de gran tamaño que se utilizan para hacer girar tubería de perforación, revestimiento tubería de producción u otro tipo de tubería cuando se enrosca o desenrosca de acuerdo a su uso específico. Las


llaves de fuerza son herramientas de operación neumática o hidráulica que sirven para ajustar fuertemente la tubería y, en algunos casos, para aplicar el torque final de enrosque. (Tongs) LLAVES DE VARILLA: llaves que se ponen en funcionamiento a través de un fluido neumático o hidráulico y se utilizan para empalmar o quebrar varillas de bombeo. (Power rod tongs) LLAVES PARA CASING: llaves de gran tamaño que se utilizan para hacer girar el casing cuando se lo está enroscando o desenroscando. (Casing tongs) LLAVES PARA TUBING: llaves de gran tamaño que se utilizan para enroscar y desenroscar tubing. Pueden ser de operación manual, neumática, o hidráulica. (Tubing tongs) LLENADO DEL POZO: bombeo de fluido al interior del pozo a medida que se retira la tubería, con el fín de mantener el nivel de fluido en el casing cerca de la superficie. El propósito es el de evitar un reventón, una intrusión de agua, y/o el derrumbe del pozo cuando, por ejemplo, se está sacando tubería. (Filling the hole) LLENAR: llenar un pozo hasta la superficie. (Topping off)

M

MACHO PESCADOR: conexión macho que se introduce en tubería perdida en el pozo que se utiliza para sujetar firmemente y recuperar la pesca. A veces se la utiliza en lugar de un cangrejo. Ver pesca, cangrejo, macho terraja pescador y macho. (Fishing tap) MALLA: medida de la fineza de un material tejido, una zaranda, un tamiz, etc. Por ejemplo, un tamiz con un número de malla de 200 tiene 200 aberturas por pulgada lineal. Una zaranda de 200, con un diámetro de alambre de 0,0021 pulgadas (0,0053 mm), tiene aberturas de 0,074, y dejará pasar partículas de 74 micrones. (Mesh) MANDRIL: 1. barra o eje cilíndrico alrededor del cual se disponen o conectan otras piezas, o que encaja en el interior de un tubo o cilindro. 2. El miembro que bloquea la presión en un empaquetador; el miembro que se usa para transferir energía a las cuñas; también es el miembro de alojamiento de una válvula de gas lift. (Mandrel) MANDRILES DE ENGANCHE: herramientas de cable simple provistas de cuñas y copas de goma para contener la presión y sellar el tubing en pozos que carecen de niples de alojamiento. (Locking mandrels)


MANGUERA ROTATORIA: tubería flexible, reforzada, de un equipo de perforación giratorio, que conduce el fluido de perforación desde la bomba de lodo y caño-soporte de manguera hasta la cabeza giratoria y el vástago. También se la conoce con el nombre de manguera de lodo o manguera del vástago. (Rotary hose) MANIFOLD: sistema accesorio de cañerías, parte de un sistema principal (o de otro conductor que sirve para dividir el flujo en varias partes, para combinar muchos flujos en uno solo, o para redirigir un flujo a cualquiera de varios destinos posibles. (Manifold) MANIFOLD DE BOMBA: disposición de válvulas y tuberías que permite varias alternativas durante el proceso de succión y descarga de fluidos entre dos o más bombas. (Pump manifold) MANIFOLD DEL ESTRANGULADOR: el conjunto de cañerías y válvulas especiales, llamadas estranguladores, a través del cual se circula el lodo de perforación cuando se cierran los preventores anulares para controlar las presiones que se presentan durante una surgencia. (Choke manifold) MANIFOLD PARA INYECCIÓN A PRESIÓN: tipo de manifold que se utiliza en trabajos de inyección de cemento a presión. (Squeeze manifold) MANIOBRA: operación que consiste primero en sacar y luego en bajar la columna de perforación al pozo. (Trip) MANIOBRA COMPLETA: acción de extraer y luego correr hasta el pozo una sarta de tubería de perforación o de tubing. También conocida como bajada o sacada de tubería. (Round trip) MANIOBRA DE BAJADA: acción de correr herramientas y/o tubería al interior del pozo. (Tripping-in) MANIOBRA DE TUBING: acción de sacar el tubing y volver a bajarlo al interior del pozo. (Tubing job) MANÓMETRO DE LIBRAS POR PULGADA CUADRADA: presión en un tanque o contenedor según lo indicado por el manómetro de presión que se encuentra adosado al contenedor. Esta lectura de presión incluye la presión atmosférica fuera del contenedor. (Pounds per square inch gauge) MANÓMETRO DE PRESIÓN DE FONDO DE POZO: manómetro que se utiliza para medir la presión de fondo de pozo. (Bottom hole pressure gauge) MAPA ESTRUCTURAL: mapa que tiene líneas marcadas que indican puntos de igual elevación sobre o por debajo del nivel del mar. Los geólogos los utilizan a menudo para representar características del subsuelo. (Contour map)


MARCAR: en operaciones de pistoneo o cuchareo, acción de colocar un pedazo de tela al cable para que el operador pueda estimar la posición del pistón o de la cuchara en el interior del pozo. (Flag) MARGEN DE MANIOBRA: incremento progresivo de la densidad del fluido de perforación para aumentar el sobrebalance de manera de compensar los efectos del pistoneo. (Trip margin) MÁSTIL: torre portátil que, a diferencia de la torre estándar, se puede levantar armada en una sola unidad. Para el transporte terrestre, se puede dividir el mástil en dos o más secciones, para evitar que su excesiva longitud complique su transporte en camiones. (Mast) MÁSTIL DE CORONA ABIERTA: mástil en una unidad de servicio de pozo que utiliza una polea móvil y corona con separación abertura a lo largo, lo que posibilita maniobrar con tiros de 20,4216 metros (60 pies) en un mástil de 15,24 metros (50 pies). (Sky-top mast). MÁSTIL DE POSTE DOBLE: unidad de servicio de pozo cuyo mástil consta de dos tubos de acero. Los mástiles de poste doble proporcionan plataformas para acomodar y manipular varillas y tubing en tiros. Alcanzan una altura de 65 (19,812 m) a 67 pies (20,4216 m), lo que permite suspender las varillas en tiros dobles de 50 pies (15,24 m) y el tubing en tiros simples de 30 pies (9,144 m). Ver mástil de poste. (Double-pole mast) MÁSTIL TRANSPORTABLE: mástil que se monta en un camión y puede mantenérselo erguido como una unidad. (Portable mast). MATERIA VOLÁTIL: productos normalmente gaseosos salvo la humedad que despide una substancia, como por ejemplo el gas que se separa del petróleo crudo que se agrega a un lodo. En la destilación de fluidos de perforación, la materia volátil el agua, el petróleo, el gas, entre otros se vaporiza y quedan los sólidos, que pueden ser tanto sólidos disueltos como en suspensión. (Volatile matter) MATERIAL DE DENSIFICACIÓN: material cuya gravedad específica es superior a la del cemento. Se lo utiliza para aumentar la densidad de fluidos de perforación o lechadas de cemento. (Weighing material) MATERIAL DENSIFICADOR: cualquiera de los materiales de gravedad específica alta que se utilizan para aumentar la densidad de fluidos de perforación. Generalmente se trata de baritina, pero a veces también se utiliza galena, etc. En ciertas aplicaciones especiales también se le llama material densificador a la piedra caliza. (Weight material) MATERIAL PARA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN: substancia que se agrega a las lechadas de cemento o al fluido de perforación para impedir la pérdida de cemento o de lodo de perforación al interior de la formación. (Lost circulation material)


MATERIAL PARA TAPONAMIENTO: material que se presenta en fibras, escamas, o gránulos, que se agrega a una lechada de cemento o a un fluido de perforación para ayudar a sellar formaciones en las que ha habido pérdida de circulación.. (Bridging material) MATERIALES DE CEMENTACIÓN: lechada de cemento portland y agua y, algunas veces, uno o más aditivos, que pueden afectar la densidad o el tiempo de fragüe de la mezcla. El portland que se utiliza puede ser de fragüe rápido, común (o estándar), o de fragüe lento. Entre los aditivos se cuentan los aceleradores, (como el cloruro de calcio), los retardadores (como el yeso), los densificadores (como el sulfato de bario), los aditivos livianos (como la bentonita), y una variedad de materiales para pérdida de circulación (como las escamas de mica). Ver acelerador, materiales para pérdida de circulación, retardadores y densificadores. (Cementing materials) MCF: 1000 pies cúbicos de gas, medida que se suele utilizar para expresar el volumen de gas producido, transmitido o consumido en un período determinado. (Mcf) MECANISMO DE ANCLAJE: herramienta que se utiliza para fijar instrumentos perforables/permanentes, como empaquetadores (packers), retenedores, tapones; puede ser mecánica, eléctrica o hidráulica. (Setting tool) MEDIA PATA DE MULA: cola corta colocada por debajo de un empaquetador como dispositivo para entrada de fluido y/o como guía de conjuntos de sello. (Half-mule shoe) MEDICIÓN DE LA DESVIACIÓN: operación para determinar el ángulo en el que se ha apartado el trépano del eje vertical durante la perforación. Existen dos tipos básicos de intrumentos para medición de la desviación; uno mide solamente el ángulo de desviación, mientras que el otro indica el ángulo y la dirección de la desviación. (Deviation survey) MEDIDOR DE CORTE: instrumento que se utiliza para determinar la resistencia al corte o fuerza del gel de un fluido de perforación. (Shearometer/Sherometer.) MEDIDOR DE ESTABILIDAD: instrumento que se utiliza para medir el voltaje de desintegración de emulsiones invertidas/inversas. (Stability meter) MEDIDOR DE LÍNEA DE SALIDA: dispositivo para monitorear el caudal de un fluido que proviene del espacio anular. (Flowline sensor) MEDIDOR DE PROFUNDIDAD: instrumento que se utiliza para medir la profundidad de un pozo o la profundidad hasta un punto específico del pozo hasta la parte superior de una cañería auxiliar de revestimiento, o hasta una pesca Este instrumento consta de un contador que cuenta las vueltas de una rueda calibrada que gira en torno a un cable/alambre a medida que se lo baja o se lo saca de un pozo.. (Depthometer)


MEDIDOR DE RESISTIVIDAD: instrumento para medir la resistividad de los fluidos de perforación y sus revoques. (Resistivity meter) MEDIR EN LA BAJADA: obtener una medición precisa de la profundidad alcanzada en un pozo, mediante la medición de las barras de sondeo o el tubing que se está bajando al pozo. (Measure in) MEDIR EN LA SACADA: medir las barras de sondeo o el tubing a medida que se los saca del pozo, generalmente para determinar la profundidad del pozo o la profundidad hasta donde se bajaron las barras o el tubing. (Measure out) MENISCO: la superficie superior de una columna de líquido, de forma cóncava cuando las paredes que contienen a la columna están mojadas por el líquido, y de forma convexa cuando no lo están. (Meniscus) MESA ROTARY: componente principal de un rotativo o una máquina rotary, utilizada para girar la barra de sondeo y soportar el conjunto de perforación. Tiene engranajes biselados para lograr el movimiento rotatorio y una abertura con bujes dispuestos de manera tal que les permite operar y soportar el conjunto del equipo de perforación. (Rotary table) METANO: hidrocarburo parafínico liviano, gaseoso e inflamable, CH4, cuyo punto de ebullición es de -284 °F. Es el principal componente del gas natural, además de ser un importante hidrocarburo básico para la manufactura petroquímica. (Methane) MÉTODO CONCURRENTE: también llamado método de circular y densificar. Ver método de circular y densificar. (Concurrent method) MÉTODO DE CIRCULE Y DENSIFIQUE: método para ahogar la presión de pozo en el que se comienza la circulación inmediatamente y se aumenta la densidad del lodo en forma gradual, siguiendo un programa definido. También llamado método Concurrente. (Circulate and weight method) MÉTODO DE INYECCIÓN DE EMPAQUE: método de inyección de cemento en el que el empaquetador se fija para formar un sello entre la columna de trabajo tubería a través de la cual se bombea el cemento y el casing. Se fija otro empaquetador o tapón de cemento debajo del lugar en el que se va a proceder a la inyección de cemento. Al instalar empaquetadores, el punto de inyección queda aislado del resto del pozo. (Packer squeeze method) MÉTODO DE NIVEL CONSTANTE EN PILETAS: método de ahogo de pozo por el cual se mantiene constante el nivel de lodo en las piletas mientras se reduce la apertura del estrangulador y se disminuye el caudal de bombeo. No es un método eficaz, porque la presión del casing aumenta hasta un punto tal que se produce la fractura de la formación o el casing se rompe y se pierde el control del pozo. (Constant pit level method)


MÉTODO DE PRESIÓN DE ESTRANGULADOR CONSTANTE: método de ahogo de un pozo en surgencia, por el cual se ajusta la apertura del estrangulador para mantener presión de casing constante. Este método no funciona a menos que la surgencia sea o esté compuesta mayormente de agua salada; si la surgencia es de gas, no hay manera de mantener presión de fondo de pozo constante, ya que el gas se expande a medida que sube por el espacio anular. (Constant choke pressure method) MÉTODO DEL PERFORADOR: método de ahogo de pozo en el que se realizan dos circulaciones completas por separado. La primera circula la surgencia al exterior, y la segunda circula lodo más denso por el pozo (Driller Method). MEZCLADOR: dispositivo generalmente móvil que se utiliza para mezclar lechadas o geles. (Blender) MICA: material natural en escamas de tamaño variable que se utiliza para combatir la pérdida de circulación. El nombre químico es silicato de aluminio alcalino. (Mica) MICELAS: agregados orgánicos e inorgánicos moleculares que se presentan en las soluciones coloidales. Son largas cadenas de unidades estructurales individuales unidas químicamente entre sí y dispuestas una al lado de la otra formando “paquetes”. Cuando se hidrata la bentonita, ciertos iones de sodio u otros iones metálicos se disuelven en solución. En este proceso se conoce a la partícula de arcilla más su atmósfera de iones como micela. (Micelle) MICRÓN U = MU: unidad de longitud que equivale a la millonésima parte de un metro o a la milésima parte de un milímetro. (Micron u = MU) MIGRACIÓN: 1- el movimiento de hidrocarburos desde el área en que se formaron hasta la roca de reservorio en que se acumulan. 2. Movimiento de una zona a otra. (Migration) ML O MILÍMETRO: unidad de volumen del sistema métrico. Literalmente, 1/1000 de un litro. En el trabajo de análisis de lodos ete término es intercambiable con centímetro cúbico (cc). Un cuarto de galón equivale a 946 ml. (Ml o milímetro) MOLÉCULA: cuando los átomos se combinan forman una molécula. En el caso de un elemento o de un compuesto, la molécula es la unidad más pequeña que puede conserva las propiedades de la substancia. (Molecule) MONTAJE: efecto de dejar todo listo para comenzar el trabajo. (Rigging up) MONTAR: armar el equipo de perforación necesario para perforar un pozo; instalar herramientas y maquinaria antes de comenzar la perforación. (Rig up) MONTAR BOP: en perforación, instalar el conjunto de BOP sobre el cabezal de pozo en la superficie. (Nipple up)


MOTÓN DE APAREJO: conjunto de poleas o roldanas a través de las cuales se pasa el cable de perforación y que se mueve hacia arriba y hacia abajo en la torre o mástil. (Travelling block) MOUSETRAP: herramienta de pesca que se utiliza para recuperar una columna partida de varillas de bombeo u otra pesca de tipo tubular del interior del pozo. (Mousetrap) MUERTO (ANCLAJE DE CONTRAVIENTO): anclaje enterrado al cual se ata los contravientos de cable de acero para estabilizar la torre, el mástil, los aparejos, etc. (Dead man) MUESTRA DE LODO: fluido de perforación con propiedades que permiten realizar muestras adecuadas. (Sample mud) MUESTRAS: recortes para información geológica, provenientes del fluido de perforación a medida que sale del pozo. Se lavan, se secan y se les coloca una etiqueta indicando la profundidad. (Samples) N NEUTRAL: posición del indicador de peso del equipo en el que la carga del gancho es cero. (Neutral) NEUTRALIZACIÓN: reacción mediante la cual el ion de hidrógeno de un ácido y el de hidroxilo de una base se unen para formar agua; la sal es otro producto iónico. (Neutralization) NIPLE: cañería tubular con roscas en ambos extremos y menos de 12 pulgadas (305 mm) de longitud. (Nipple) NIPLE CAMPANA: sección tubular corta que se instala en el extremo superior del preventor de reventones. El extremo superior del niple está expandido, o acampanado, para guiar las herramientas de perforación al interior del pozo. Por lo general, tiene conexiones laterales para la línea de llenado y para la de retorno de lodo. (Bell nipple) NIPLE DE ALOJAMIENTO: sustituto para alojar herramientas de interior de tubing, tales como tapones, medidores de flujo, herramientas de perfilaje. (Landing nipple) NIPLE DE UNIÓN DE CIRCULACIÓN: unión con orificios y camisa interna que se coloca en una columna para abrir y cerrar aberturas. Permite la circulación entre el tubing y el espacio anular o el paso o interrupción de la producción de un pozo entre intervalos. (Sliding sleeve nipple) NIPLE REDUCCIÓN: sección de casing que tiene un tipo de rosca en el extremo macho y otra rosca diferente en la cupla, que se utiliza para pasar de un tipo de rosca a otra en la columna de casing. (Crossover joint)


NITRÓGENO: gas inerte NO2 que se utiliza para lavar a presión las paredes de un pozo. (Nitrogen) NIVEL DE FLUIDO: la distancia desde la superficie hasta el extremo superior de la columna de fluido en el tubing o el casing de un pozo. El nivel de fluido estático se toma cuando el pozo no está produciendo y se ha estabilizado. El nivel dinámico, o de bombeo, es el punto al que cae el nivel estático bajo condiciones de producción. (Fluid level) NIVEL DE FLUIDO ESTÁTICO: el nivel que alcanza un fluido en un pozo cerrado. (Static fluid level) NIVEL DE LA PILETA: altura que alcanza el lodo de perforación en las piletas de lodo. (Pit level) NÚMERO ATÓMICO: el peso relativo del átomo de un elemento, comparado con el peso de un átomo de oxígeno, siendo 16 el peso del átomo de oxígeno. (Atomic number) NÚMERO DE YODO: el número que indica la cantidad de iodo que absorben petróleos, grasas y ceras, que aporta una medida de los encadenamientos no saturados presentes. Generalmente, mientras más alto es el número de yodo, más severo es el efecto del petróleo sobre el caucho. (Iodine number)

O OCHO VUELTAS: conexión de rosca cónica con ocho 8 filetes por pulgada, cada vuelta equivale a 0.125 de pulgada de carrera. Esta conexión es muy común en la industria petrolífera. (Eight-round) OPERADOR: persona o empresa, tanto el dueño como el arrendatario, que efectivamente opera un pozo petrolífero o tierra arrendada. (Operator) OPERADOR DE EXPLOTACIÓN UNIFICADA: compañía petrolera a cargo del desarrollo y la producción en un yacimiento petrolífero en el que se realiza un esfuerzo conjunto entre varias compañías para la producción del yacimiento. (Unit operator) OPERARIO: Persona que trabaja en un pozo petrolífero. (Hand) OPERARIO BOCA DE POZO: persona que trabaja en un equipo de perforación o de reparación, que depende del perforador; también se denomina ayudante, hombre de planta o miembro de la dotación del equipo. (Roughneck) OPERARIO DE HERRAMIENTAS: quien opera las herramientas. Operario de empaquetador. Operario de la compañía de servicio. (Tool hand)


OPERARIO DE LIMPIEZA: operario que se ocupa de la limpieza del pozo. (Reversing hand) OPERARIO DE PLAYA: operario que asiste al capataz en las tareas generales relacionadas con la producción de pozos petrolíferos, por lo general propiedad de la empresa petrolera. También puede ser un ayudante en una unidad de servicio de pozo o la persona que se ocupa del trabajo de servicio en un equipo de perforación offshore. (Roustabout) ORIFICIO: instrumento con una abertura cuyo diámetro es menor al de la tubería o encaje en el que se encuentra ubicado de manera tal de restringir en forma parcial la circulación a través de la tubería. La diferencia de presión a ambos lados de un disco de orificio, según un medidor de orificio, se puede utilizar para conocer el volumen de circulación a través de la tubería. (Orifice) ORIFICIO ESTRANGULADOR DE SURGENCIAS: orificio o paso para estranguladores de fondo de pozo, cuya apertura se presenta en incrementos de 1/64 de pulgada. (Flow bean) P PACKER PERFORABLE DE INYECCIÓN FORZADA: empaquetador (packer) permanente, reperforable, capaz de soportar presiones extremas, para operaciones de reparación. Cuenta con un válvula de control de flujo positivo. (Drillable squeeze packer) PACKOFF O STRIPPER: instrumento con un elemento obturador elastomérico que depende de la presión debajo de la empaquetadura para provocar un sello en el espacio anular. Se utiliza principalmente para correr o extraer la tubería bajo presión baja o moderada. No es confiable en servicios bajo presiones diferenciales elevadas. PANEL DE CONTROL: sistema múltiple de válvulas, generalmente situado en la fuente de energía, que puede operarse en forma manual o a control remoto para derivar fluido presurizado hacia los dispositivos de cierre ubicados en la cabeza de pozo. (Control panel ) PANEL DE CONTROL DEL PREVENTOR DE REVENTONES (BOP): Conjunto de controles, generalmente ubicados cerca de la posición del perforador en el piso del equipo, que se manipula para abrir y cerrar los preventores de reventones. (Blowout preventer [BOP] control panel) PANEL DEL ESTRANGULADOR A CONTROL REMOTO: conjunto de controles, generalmente ubicados en el piso del equipo, que se utiliza para controlar la cantidad de fluido de perforación que se circula a través del manifold de ahogo. Este procedimiento resulta necesario al hacer circular una surgencia fuera del pozo. (Remote choke panel)


PARAFINA: hidrocarburo cuya fórmula es: CnH2n + 2 (por ejemplo, metano, CH4; etano, C2H6, entre otros. Los hidrocarburos de parafina de mayor densidad es decir, aquellos de C18H38 y de densidad superior forman una substancia de tipo cera denominada parafina. Las parafinas más densas suelen acumularse en las paredes del tubing y de otro equipo de producción, restringiendo o deteniendo la circulación de parafinas deseables más livianas. (Paraffin) PARCHE DE REVESTIMIENTO: tubería de metal corrugado que se baja por el interior de un casing ya instalado en un pozo para reparar un orificio o una filtración. El parche se cementa al casing con fibra de vidrio. (Liner patch) PARED DEL POZO: el pozo, el orificio resultante de la perforación. (Borehole) PARTÍCULA: unidad diminuta de materia, por lo general un cristal simple o de forma regular, con un peso específico similar al de un cristal simple. (Particle) PATA DE PERRO: 1- sección torcida del casing en un pozo desviado. 2. El codo causado por un cambio brusco de dirección (en la perforación) del pozo. (Dog leg) PATÍN: montaje que se utiliza para la movilización de equipos de una locación a otra que se carga por lo general sobre tractores y que requiere un desarmado mínimo. (Skid). PCC: perfil de cupla de casing. (CCL) PCIC: presión de cierre interior de casing. (SICP). PEGAMIENTO (DE PARED) POR PRESIÓN DIFERENCIAL: adherencia que ocurre porque parte de la columna de sondeo generalmente los conectores de broca se incrusta en el revoque de filtración lo que tiene como consecuencia una distribución no uniforme de la presión alrededor de la circunferencia de la tubería. Para que ocurra este fenómeno son imprescindibles las siguientes condiciones: una formación permeable y una presión diferencial en conjunto con un revoque de filtrado impermeable y una columna de sondeo. (Differential pressure wall sticking) PENTANO: cualquiera de los tres hidrocarburos isoméricos C5H12 de la serie del metano del petróleo. (Pentane) PEÓN: trabajador no especializado cuya función es llevar y traer equipamiento del equipo. (Go-fer - gopher) PEÓN DE BOCA DE POZO: miembro de la dotación de perforación cuyo puesto de trabajo está situado en el piso de la torre. En equipos de perforación rotativa, hay por lo menos dos de estos operarios por dotación, pero en la mayoría de los equipos trabajan tres o más. (Floorman)


PEPTIZACIÓN: incremento de la dispersión por el agregado de electrolitos u otras substancias químicas. (Peptization) PERA DESABOLLADORA: herramienta que se utiliza para enderezar tuberías o casing dañados o aplastados en el interior de un pozo. (Swage [or Swage mandrel]) PERCUTOR: 1. dispositivo que se deja caer o se bombea al interior del pozo, generalmente por las tuberías de perforación o por las tuberías de producción. 2. Go-devil: Toda herramienta que se deja “caer” al pozo. (Go-devil) PÉRDIDA DE PRESIÓN: 1. reducción de la fuerza que un fluido ejerce contra una superficie, y que suele ocurrir a causa del movimiento de ese fluido contra esa superficie. 2. Cantidad de presión que indica un manómetro de presión de tubería de perforación cuando el fluido de perforación circula por acción de la bomba de lodo. Las pérdidas de presión tienen lugar a medida que se circula el fluido. (Pressure loss) PÉRDIDA DE RETORNO: pérdida de circulación provocada por el ingreso de fluido de perforación desde el pozo al interior de una formación porosa, fracturada o cavernosa. (Lost returns) PÉRDIDA POR FILTRACIÓN: el flujo de fluidos y sólidos que ocurre en las etapas iniciales de una filtración, antes de que las aberturas porales queden taponadas y antes de que se forme una torta de filtrado. (Surge loss) (Filter loss)

PERFIL: 1. registro sistemático de la información de un pozo, por ejemplo, el perfil del perforador, el perfil del lodo, el perfil eléctrico de pozo o el perfil radioactivo. En un pozo en producción se desarrollan diferentes perfiles para obtener diferentes características de las formaciones del pozo. 2. to log: registrar información. (Log) PERFIL CPP: perfil de control de profundidad de perforación. (PDC log) PERFIL DE LODO: registro de información derivada del examen y análisis del fluido de perforación y de los recortes del trépano. (Mud log) PERFIL ELÉCTRICO: registro de ciertas características eléctricas de formaciones atravesadas por el pozo, que se realizan para identificar las formaciones, para determinar la naturaleza y cantidad de fluidos que contienen, y para estimar su profundidad. También llamado perfil eléctrico o relevamiento eléctrico. (Electric log) PERFILAJE DE LODO: el registro de información derivada del examen y análisis de los recortes de la formación y del lodo que circula al exterior del pozo. Una parte del lodo se deriva hacia un dispositivo detector de gas. Los recortes traídos a la superficie por el lodo se examinan bajo una luz ultravioleta


para detectar la presencia de petróleo o gas El perfilaje del lodo se suele llevar a cabo en un laboratorio portátil instalado cerca del pozo. (Mud logging) PERFILAJE DE POZOS: registro de información acerca de las formaciones geológicas del subsuelo. Entre los métodos de perfilaje se cuentan los registros que llevan el perforador, los análisis de lodo y recortes, los análisis de testigos, las columnas de ensayo de pozo y los procedimientos eléctricos y radioactivos. (Well logging) PERFILAJE DE TEMPERATURA: operación que se lleva a cabo para determinar la temperatura a diferentes profundidades en el pozo. Este perfilaje se utiliza para encontrar afluencias de agua al interior del pozo, cuando se sospecha que el casing no está cementado correctamente, o por otras razones. (Temperature survey) PERFILAJE ELÉCTRICO: se corren perfiles eléctricos con cable de perfilaje para obtener información acerca de la porosidad, permeabilidad, contenido de fluido de la formación perforada, etcétera. A veces es necesario modificar las propiedades del fluido de perforación para obtener buenos perfiles. (Electric logging) PERFILAJE SÓNICO: registro del tiempo que requiere una onda sonora para desplazarse una distancia determinada a través de una formación. La diferencia en el tiempo de traslado observado se debe en gran medida a las variaciones en las porosidades del medio. El perfil sónico, o perfil de rayos gama, es útil para la correlación y se lo utiliza con frecuencia combinado con otros servicios de perfilaje para la determinación de porosidades. Se corre a pozo abierto. (Sonic Log) PERFORACIÓN CON CABLE: método por el cual se utiliza un trépano con punta afilada que se deja caer hasta el fondo del pozo. Este trépano está vinculado al extremo de un cable, que se eleva y deja caer una y otra vez para perforar el pozo. (Cable tool drilling) PERFORACIÓN CON NIEBLA: método de perforación rotativa en el que se dispersa agua y/o petróleo en aire y se utiliza como fluido de perforación. (Mist drilling) PERFORACIÓN COSTA AFUERA: perforación para obtener petróleo en un océano o lago grande. Una unidad de perforación para operaciones offshore puede ser un buque flotante móvil con un barco o barcaza de casco, una base sumergible o semisumergible, una estructura auto-impulsada o remolcada con soportes levantados a gato equipo de perforación de plataforma auto elevadiza- jack up o una estructura permanente utilizada como plataforma de producción una vez que se completa la perforación. En general, los pozos exploratorios se perforan desde buques flotantes móviles tales como equipos semisumergibles y barcos de perforación o desde plataformas auto elevadizas, mientras que los pozos de desarrollo se perforan desde las plataformas. (Offshore Drilling)


PERFORACIÓN DIRIGIDA: desviación intencional de un pozo con respecto del eje vertical. Aunque los pozos normalmente se perforan verticalmente, a veces es necesario o ventajoso perforar en ángulo. La perforación dirigida controlada posibilita alcanzar un área del subsuelo que está alejada lateralmente del punto en que el trépano penetra en el suelo. Esta operación implica el uso de, cuñas desviadoras, u otras herramientas de desviación. (Directional drilling) PERFORACIÓN ROTATORIA: método de perforación por el cual un trépano giratorio al que se le aplica una fuerza en dirección hacia abajo perfora un pozo. El trépano se enrosca a la tubería de perforación y ésta lo hace rotar; este procedimiento también permite la formación de un paso a través del cual puede circular el fluido. Las juntas adicionales de la tubería de perforación se agregan a medida que se realiza la perforación. (Rotary drilling) PERFORADOR: 1. encargado de turno. Empleado que está a cargo en forma directa de un equipo de perforación y de equipo de trabajo. Su tarea principal es la operación del equipo de maniobra y perforación, pero también es responsable de las condiciones en el interior del pozo, de la operación de las herramientas de interior de pozo y de las mediciones de las tuberías. (Driller) PERFORADORA DE CABLE DE PISTONEO: dispositivo que se corre con el cable de pistoneo de un equipo rotary para perforar herramientas, remover despojos del fondo del pozo, etc. (Sand line drill) PERFORAR: hacer un pozo en el suelo, generalmente para encontrar y extraer fluidos de formaciones de subsuelo tales como el petróleo y el gas. (Drill) PERMEABILIDAD: 1. medida de la facultad o posibilidad de una roca para circular un fluido de una fase bajo condiciones de flujo laminar para que los fluidos puedan circular a través de una roca porosa. La unidad de permeabilidad es el darcy. 2. Conductibilidad del fluido de un medio poroso. 3. Capacidad de un fluido para circular dentro de la red poral interconectada de un medio poroso. (Permeability) PERMISO PARA POZO: autorización para la perforación de un pozo, generalmente otorgada una dependencia gubernamental para la conservación de recursos naturales. En algunas ocasiones también se requiere un permiso para trabajos de profundización o de reacondicionamiento. PERNO: pieza exterior roscada. (Pin) PERROS: componentes pequeños de herramientas cuya función es trabar/liberar cierto equipamiento del equipo, y también para fijar/liberar herramientas en posición en la columna de tubing; también para mover componentes or movimiento del tubing. (Dog[s]) PESCA: operación del equipo cuyo propósito es recuperar del interior del pozo secciones de tubería, cuplas, residuos, u otros elementos que obstruyan el pozo. (Fishing)


PESCADOR: 1. herramienta de rescate o instrumento que se agrega al tubing o a la tubería de perforación, y se baja por fuera de la tubería rescatada, la tubería o varillas de succión perdidas o atascadas en el pozo. Dispositivo de fricción del pescador, por lo general, una canasta o arpeo en espiral, que agarra con firmeza la tubería rescatada, permitiendo su extracción del pozo. 2. Herramienta de agarre exterior que se coloca sobre la tubería rescatada y que permite agarrarla en la superficie con una cuña. (Overshot)

PESCAR (PESCA): 1. objeto dejado en el pozo durante operaciones de perforación o reparación que debe ser recuperado antes de proseguir con el trabajo. Puede tratarse de cualquier objeto, desde un pedazo de metal hasta parte del sondeo. 2. Recuperar equipamiento del interior del pozo, como por ejemplo un trepano o portamechas perdido, o parte de la columna de sondeo. 3. Recuperar ciertas piezas del equipamiento de un pozo antiguo empaquetadores, tubería auxiliar de revestimiento, o cañería filtro para permitir el reacondicionamiento del pozo. (Fish) PESO ESPECÍFICO: la relación entre la densidad de un volumen dado de una substancia a una temperatura determinada y la densidad del mismo volumen de una substancia estándar a la misma temperatura. Por ejemplo, si una pulgada cúbica tiene a 39 ° F una densidad de 1 unidad, y una pulgada cúbica de otro sólido o líquido tiene a 39 ° F una densidad de 0.95 unidades, entonces la gravedad específica de esa substancia será de 0.95. Para determinar la gravedad específica de los gases se utiliza el aire o el hidrógeno como estándar. (Specific gravitiy) PESO EQUIVALENTE O PESO COMBINADO: el peso atómico de un elemento, compuesto o ion dividido por su valencia. Los elementos siempre se combinan en cantidades proporcionales a sus pesos equivalentes. (Equivalent or Combining weight) PESO ESPECÍFICO: el peso de un volumen particular de cualquier substancia, comparado con el peso de igual volumen de agua a una temperatura de referencia. Para los gases, la substancia de referencia es el aire, aunque a veces se utiliza el hidrógeno. (Specific gravity) PESO MOLECULAR: la suma de los pesos atómicos de todos los átomos que constituyen la molécula de un elemento o compuesto. (Molecular weight) PETRÓLEO CRUDO: petróleo líquido sin refinar cuya gravedad puede variar entre 9 y 55 grados API. El color fluctúa entre el amarillo y el negro, y puede ser de base parafínico, asfáltica o mixta. Si un petróleo crudo, o crudo, contiene una cantidad apreciable de sulfuro o de compuestos de sulfuro, se lo llama crudo agrio; si no tiene sulfuro, o tiene muy poco, se lo llama crudo dulce. Además, el petróleo puede ser catalogado como “pesado” o “liviano” según su gravedad API. El petróleo liviano tiene una gravedad API más alta. Ver petróleo crudo agrio y petróleo crudo dulce. (Crude oil)


PETRÓLEO CRUDO DULCE: Petróleo que no contiene, o que casi no contiene sulfuro, especialmente ácido sulfídrico. (Sweet crude oil) PETRÓLEO DE CARGA: Petróleo crudo o refinado que se utiliza para fracturar una formación y estimular un pozo, denominado así para diferenciarlo del petróleo normal que produce el pozo. (Load oil) PETRÓLEO DE TANQUE DE ALMACENAMIENTO: Petróleo en condiciones atmosféricas en el interior de un tanque de almacenaje. Este petróleo carece de gran parte del gas disuelto que se encuentra presente a presiones y temperaturas de reservorio. (Stocktank oil) PH: Abreviatura de ión potencial de hidrógeno. Los números de pH varían de 0 a 14,7 en su estado natural, y son indicativos de la acidez (inferior a 7) o alcalinidad superior a 7 del fluido. Los números son una función de la concentración de ión de hidrógeno en densidades/pesos iónicas/os de gramos por litro que, a su vez, constituye una función de la disociación de agua, el pH de una solución ofrece información valiosa en relación a la acidez o alcalinidad, en contraste con la acidez o alcalinidad total que se puede someter a un análisis volumétrico (PH) PIEDRA CALIZA: Roca sedimentaria rica en carbonato de calcio que suele ser roca de reservorio de petróleo. (Limestone) PIEL: 1. Área de la formación que está dañada por invasión de substancias externas a la sección expuesta de la formación adyacente al pozo durante tareas de perforación o terminación. 2. Caída de presión de los límites exteriores de drenaje al pozo causada por la corteza relativamente delgada de la formación. La piel se expresa en unidades no dimensionales; un valor positivo denota daño en la formación, un valor negativo, indica mejora. (Skin) PÍLDORA: Fluido viscoso gelatinoso. (Pill) PILETA: Contenedor temporario de los fluidos del pozo; suele tratarse de una excavación. (Pit) PILETA DECANTADORA: Pileta de lodo en la cual el lodo flujo y que permite asentar sólidos pesados. A menudo se instala equipamiento auxiliar (como los desarenadores para acelerar el proceso. También denominada tanque asentador. (Settling pit) PILETA SACUDIDORA: Pileta de lodo adyacente a la zaranda, que es por lo general la primera pileta donde fluye el lodo a su retorno desde el pozo. También denominada tanque sacudidor. (Shaker pit). PILETAS DE INYECCIÓN: Una serie de tanques abiertos, instalaciones de almacenamiento excavadas en la tierra o de acero, en las que se deja descansar el lodo o fluido de perforación para permitir que la arena y los sedimentos se decanten. También se utiliza para mezclar los aditivos con el


lodo compara almacenar el fluido temporariamente antes de volver a bombearlo al pozo. Los equipos modernos de perforación generalmente están provistos de tres o más piletas, por lo general tanques de acero con cañerías, válvulas y agitadores del lodo incorporados. Las piletas de inyección también se denominan piletas de mezcla, piletas de decantación, y piletas de succión, según au función principal. También llamadas tanques de inyección. (Mud pits) PILOTO: Un controlador de presión que se utiliza para detectar cambios de presión en la línea de flujo. (Pilot) PISO DE ENGANCHE: Plataforma pequeña con proyecciones salientes de acero, adosadas al lateral del mástil, en una unidad de servicio de pozo. Al extraer de un pozo las varillas de bombeo o el tubing, el extremo superior de la varilla o del tubing se coloca arruma entre las proyecciones de acero y se mantiene en posición vertical sobre el mástil. (Racking platform) PISTÓN CONCÉNTRICO: La presión de tubing que actúa sobre el área neta de pistón hace que se ejerza una fuerza sobre un mandril. (Concentric piston) PISTONEO: 1. Descenso de la presión hidrostática del pozo debido al movimiento ascendente de materiales tubulares y/o herramientas. 2. Operación de una copa para pistón de extracción con cable/alambre para traer fluidos del pozo a la superficie cuando el pozo no fluye naturalmente. Esta es una operación temporaria para determinar si se puede hacer fluir al pozo o para determinar el volumen de fluidos que entra al pozo ensayo de pistoneo. Si el pozo no fluye después del pistoneo, se hace necesario instalar una bomba como dispositivo elevador permanente para traer el petróleo a la superficie. (Swabbing) PLANCHADA: 1. Plataforma situada al costado o al frente del equipo de perforación, en donde se colocan los caños previos a ser levantados al piso de la torre mediante el cable de maniobras. 2. Todo pasillo elevado. (Catwalk) PLASTICIDAD: Propiedad que poseen algunos sólidos, en especial las arcillas y lechadas de arcilla, de cambiar de forma o flujo cuando se los somete a presión, sin formar planos cortados o fracturas. Tales materiales tienen puntos cedentes y debe aplicárseles tensión antes de que comience el movimiento. Superado el punto cedente, el nivel de movimiento es proporcional a la tensión aplicada, pero cesa al eliminar esa tensión. (Plasticity) PLATAFORMA: Estructura inmóvil, offshore que se construye sobre pilotes desde los cuales los pozos se perforan o se ponen a producir o ambas cosas. (Platform) POLÍMERO: Substancia formada por la unión de dos o más moléculas de la misma clase, unidas de punta a punta con otro compuesto que tiene los mismos elementos, en la misma proporción, aunque con un peso molecular superior y distintas propiedades físicas; por ejemplo, la paraformaldeida. (Polymer)


PONER BAJO CONTROL EL POZO: controlar un reventón colocando una válvula muy resistente en la cabeza del pozo. Ver reventón. (Cap a well) PONER EN PRODUCCIÓN UN POZO: terminar un pozo y ponerlo en condiciones de producción. (Bring in a well) POR CIENTO: para porcentaje por peso, ver Ppm. El porcentaje por volumen es la cantidad de partes volumétricas de cualquier constituyente líquido o sólido por 100, como partes volumétricas del todo. El porcentaje por volumen es el método más común de llevar un registro de los contenidos de sólidos, de petróleo y de agua de los fluidos de perforación. (Percent) POROSIDAD: espacio vacío en una roca de la formación que suele expresarse como porcentaje de espacios vacíos por volumen. Se entiende por porosidad absoluta, el total de espacio poral de una roca, independientemente de que ese espacio resulte accesible para la invasión del fluido. El término porosidad eficaz hace referencia a la cantidad de espacios porales conectados, es decir, el espacio disponible para la invasión de fluido. (Porosity) POROSO: condición de algo que contiene poros tal como una roca de formación. (Porous) PORTAMECHAS: tubería pesada, de paredes gruesas, generalmente de acero, que se utiliza entre las barras de sondeo y el trépano en el sondeo para proporcionar peso y/o un efecto pendular a la columna de tuebria de perforación. (Drill Collars) POSICIONAMIENTO DINÁMICO: método por el cual se mantiene un equipo flotante de perforación marina en posición sobre la zona de ubicación de un pozo. Generalmente, en el casco hay varios motores llamados impulsores que se accionan mediante un sistema sensor. Este sistema envía señales a una computadora que controla los impulsores para que mantengan la posición del equipo. (Dynamic positioning) POTASIO: uno de los elementos alcalinos de metal de valencia 1 y un peso atómico de alrededor de 39. Los componentes del potasio, más comúnmente conocido como hidróxido de potasio (KOH) se agregan a veces a los fluidos de perforación para adquirir propiedades especiales, generalmente inhibición. (Potassium) POTENCIAL: columna máxima de petróleo o de gas que puede producir un pozo. (Potential) POTENCIAL DE FLUJO DE CIRCULACIÓN: la sección electrocinética de la curva de potencial espontáneo PE de un perfil eléctrico, que puede verse afectada significativamente por las características de filtrado y de torta del fluido que se utilizó para perforar un pozo. (Streaming potential)


POTENCIAL ESPONTÁNEO: una de las características eléctricas naturales que exhibe una formación, registrada mediante una herramienta de perfilaje que se baja al pozo. También llamado autopotencial, es una de las curvas básicas obtenidas mediante el perfilaje eléctrico. Se suelen utilizar las iniciales PE (SP en inglés). (Spontaneous potential) POZO ABIERTO: 1. cualquier pozo que no se ha entubado 2. Pozo abierto o entubado donde no se ha bajado tubería de perforación ni de producción. (Open hole) POZO AGRIO: pozo o formación del que se sabe contiene gas sulfhídrico. (Sour hole). POZO DE ALIVIO: pozo perforado para impedir un reventón; se utiliza para hacer circular lodo hacia el pozo en surgencia. (Relief well) POZO DE DESARROLLO: 1. perforación de un pozo en territorio comprobado para completar un esquema de producción. 2. Pozo de explotación. Ver pozo de explotación. (Development well) POZO DE EXPLORACIÓN: 1. pozo perforado en un área en que no existe producción de petróleo o de gas. Con lo métodos y el equipamiento de exploración actuales, aproximadamente uno de cada seis pozos de exploración resultan ser productores, aunque no necesariamente rentables. (Wildcat) POZO DE EXPLOTACIÓN: pozo perforado para permitir mayor eficacia en la extracción de petróleo del reservorio. A veces se lo denomina pozo de desarrollo. (Exploitation well) POZO DE INYECCIÓN: un pozo en el que se han inyectado fluidos al interior de un estrato subterráneo para aumentar la presión del reservorio. (Injection well) POZO ENTUBADO: pozo al que se ha bajado el casing. (Cased hole) POZO GASÍFERO: pozo cuya producción principal es de gas. (Gas well) POZO INYECTOR: pozo de inyección que se utiliza para inyectar fluidos al interior de un estrato subterráneo para aumentar la presión del reservorio. (Input well) POZO INYECTOR DE GAS: pozo al que se inyecta gas con el propósito de mantener o complementar la presión de un reservorio de petróleo. Este es su nombre más común. (Gas-injection well) POZO MARGINAL: pozo que llega a un punto tal de agotamiento de sus recursos naturales que se duda de la rentabilidad de continuar la producción. (Marginal well)


POZO MUERTO: 1- pozo que deja de producir petróleo o gas, ya sea temporaria o permanentemente. 2. Pozo que fue ahogado luego de una surgencia. (Dead well) POZO POBRE: pozo que está casi agotado y que produce cantidades muy pequeñas de petróleo o gas. (Stripper) POZO REFERENTE: pozo perforado en una extensión de tierra próxima a la de otro propietario, en la que ya existe un pozo en producción. (Offset well) POZO SECO: todo pozo que no produzca petróleo o gas en cantidad comercial. De un pozo seco puede fluir agua, gas, y hasta petróleo, pero no en cantidad suficiente como para justificar la producción. (Dry hole) POZO SURGENTE: pozo que produce petróleo o gas por la propia presión del reservorio sin necesidad de emplear un medio de elevación artificial. (Flowing well) POZO TORCIDO: un pozo que se ha desviado del eje vertical. Esto sucede generalmente cuando cuando existen secciones alternadas de estratos duros y blandos que presentan un ángulo de inclinación muy pronunciado. (Crooked hole) PPM O PARTES POR MILLÓN: unidad de peso de soluto por millón de unidades de peso de solución soluto más solvente, que corresponde al porcentaje de peso, salvo que la base sea un millón en lugar de cien. Los resultados de la titulación estándar API de cloruro, de dureza, etc. son correctos si se expresan en miligramos mg por litro, pero no en ppm. En bajas concentraciones, mg/l es prácticamente igual en números a ppm. (Ppm or parts per million) PRECIPITACIÓN: material que se separa de la solución o lechada en calidad de sólido. La precipitación de sólidos en un fluido de perforación puede darse luego de la floculación o coagulación en forma de capas continentales dispersas de arcillas rojizas, al agregar al fluido un agente floculizador. (Precipitation) PRENSA ESTOPA: casquillo de empaque que se enrosca en el extremo superior de la cabeza de pozo, a través del cual opera el vástago de bombeo en un pozo en bombeo. Este dispositivo impide el escape de petróleo, al derivarlo a una salida lateral conectada a la línea de salida que conduce al separador de gas/petróleo o al tanque de almacenaje del yacimiento. (Stuffing box) PRESERVATIVO: cualquier material utilizado para impedir que el almidón o cualquier otra substancia fermenten por acción bactericida. (Preservative) PRESIÓN INTERIOR MÁXIMA QUE PUEDE SOPORTAR EL CASING: la cantidad de presión que, cuando se aplica a una columna de casing, provoca


que la pared del casing ceda. Esta presión es de importancia crítica cuando se está circulando una surgencia de gas al exterior, porque el gas que se dirige a la superficie se expande y ejerce más presión que la que ejerce en el fondo del pozo. (Casing burst pressure) PRESIÓN: 1. fuerza por unidad de área que se ejerce sobre una superficie (tal como la que ejerce un fluido contra la pared interior de un sistema contenedor o de tubería o la que ejerce una columna de gas sobre el cabezal de un pozo). En los Estados Unidos, la presión suele expresarse en libras por pulgada cuadrada (psi (bar)); mientras que en otros países, la unidad más común es el kilopascal (kPa). 2. Fuerza que ejerce un fluido (líquido o gas) cuando se encuentra aprisionado de alguna manera en un recipiente, tubería, hoyo en el suelo, etc., tal como la que se ejerce contra la pared interior de un tanque o la que ejerce el lodo de perforación en el fondo del pozo. A menudo se expresa en términos de fuerza por unidad de área, es decir, en libras por pulgada cuadrada (psi). (Pressure) PRESIÓN ANORMAL: presión poral que supera la presión resultante de la presión hidrostática ejercida por una columna vertical de agua cuya salinidad es normal para el área geográfica. (Abnormal Pressure) PRESIÓN DE BARRAS DE SONDEO: cantidad de presión que se ejerce sobre las la tubería de perforación como resultado de la presión de circulación, del ingreso de presión de la formación al pozo, o de ambas. (Drill-pipe pressure) PRESIÓN DE CASING: la presión acumulada en un pozo entre el casing y la tubería de producción, o entre el casing y las tuberías de perforación. (Casing pressure) PRESIÓN DE CIERRE EN EL FONDO DEL POZO: presión en el fondo de un pozo cuando las válvulas de superficie están completamente cerradas. La presión se debe a los fluidos de la formación en el fondo del pozo. (Shut in bottom hole pressure). PRESIÓN DE CIERRE INTERIOR DE CASING: presión del fluido anular en el casing cuando se cierra un pozo. (Shut in casing pressure). PRESIÓN DE CIERRE INTERIOR DE SONDEO: presión del fluido de perforación en el interior de la tubería de perforación; se utiliza para medir la diferencia entre presión hidrostática y presión de formación cuando se cierra un pozo y se interrumpe el bombeo. (Shut in drill pipe pressure). PRESIÓN DE CIRCULACIÓN: la presión generada por las bombas de lodo que se ejerce sobre la columna de sondeo. (Circulating pressure) PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DE CAUDAL DE AHOGO: presión de bombeo requerida para circular un volumen de caudal de ahogo cuando no hay una surgencia. (Kill rate circulating pressure)


PRESIÓN DE ENSAYO: presión de operación de un equipamiento que aporta un factor de seguridad. (Test pressure) PRESIÓN DE FONDO DE POZO: dependiendo del contexto, puede ser la presión que ejerce una columna de fluido contenida en un pozo, o la presión de formación a la profundidad de interés. (Bottom hole pressure) PRESIÓN DE FONDO DE POZO: aumento repentino de presión. En caso que la tubería o el casing se corran en el pozo demasiado rápido se producirá un aumento de la presión hidrostática, que puede resultar lo suficientemente grande como para provocar la pérdida de circulación. (Pressure surge) PRESIÓN DE FORMACIÓN: la fuerza que ejerzan los fluidos de una formación, registrada en el pozo al nivel de la formación con el pozo cerrado. También se la llama presión de reservorio o presión de cierre de fondo de pozo. (Formation pressure) PRESIÓN DE RESERVORIO: la presión de un reservorio en condiciones normales. (Reservoir pressure) PRESIÓN DE TRABAJO: el límite de presión establecido para una determinada pieza de equipamiento. (Working pressure) PRESIÓN DEL POZO: presión total que ejerce una columna de fluido sobre el pozo y/o contrapresión ejercida en la superficie. (Borehole pressure) PRESIÓN DIFERENCIAL: la diferencia de presión entre la carga hidrostática de la columna de fluido de perforación y la presión de la formación a una profundidad dada en el pozo. Puede ser positiva, cero, o negativa con respecto a la carga hidrostática. (Differential pressure) PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN: presión de barras de sondeo que se requiere para circular al caudal de ahogo seleccionado, ajustada para contemplar el aumento de la densidad del fluido de ahogo por sobre la densidad original del fluido de perforación. Se utiliza desde el momento en que el fluido de ahogo llega al fondo de la columna de sondeo hasta el momento en que se termina la operación de ahogo o hasta que se modifica la densidad del fluido de ahogo o el caudal de ahogo. (Final circulating pressure) PRESIÓN HIDROSTÁTICA: la presión ejercida por una columna de fluido, generalmente expresada en libras por pulgada cuadrada. Para determinar la altura hidrostática a una profundidad dada en psi, se debe multiplicar la profundidad en pies por la densidad en libras por galón por 0.052. En perforación, este término describe a la presión ejercida por la columna de fluido en el pozo. (Hydrostatic pressure) (Hydrostatic head) (Hydraulic head) PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN: presión de barras de sondeo que se requiere para la circulación inicial al caudal de ahogo seleccionado mientras se mantiene la presión del casing en la válvula de cierre ; es numéricamente igual


a la presión de circulación de caudal de ahogo más la presión de cierre de barras de sondeo. (Initial circulating pressure) PRESIÓN MÍNIMA DE FLUENCIA INTERNA: la menor presión interna a la cual se produce una falla en la tubería. (Minimum internal yield pressure) PRESIÓN NORMAL: presión de la formación equivalente a la presión que ejerce una columna vertical de agua con salinidad normal para el área geográfica. (Normal pressure) PRESIÓN PORAL: presión que ejercen los fluidos dentro del espacio poral de una formación. (Pore pressure) PREVENTOR ANULAR DE REVENTONES: dispositivo que se suele instalar por encima de los preventores de esclusas que se utiliza para controlar la presión de la cabeza de pozo. La compresión de un elemento empaquetador de caucho reforzado mediante presión hidráulica acciona el dispositivo, el cual actúa como sello. Un preventor anular estándar permitirá bloquear la presión anular, la presión de pozo abierto, y la bajada/sacada de tubería/o barras de sondeo, al la vez que contiene la presión del pozo. (Annular blowout preventer) PREVENTOR DE CABLE ALAMBRE: preventor de esclusas de operación manual adaptado especialmente para cerrase sobre un cable/alambre. (Wireline preventer) PREVENTOR DE REVENTONES DE TIPO DARDO: preventor de reventones que se instala en el extremo superior de la columna de tubería de perforación cuando la surgencia asciende por la misma. Se lo enrosca en posición abierta y se cierra contra la presión. La válvula de cierre tiene forma de dardo, y a eso se debe su nombre. (Dart-type blowout preventer) PREVENTOR DE REVENTONES INTERIOR (INTERNO): válvula instalada en la columna de sondeo que se utiliza para evitar un reventón en el interior de la columna. De esta manera, solo es posible el flujo descendente, lo que permite bombear lodo al interior pero impide que el flujo vuelva hacia arriba por la columna. También se lo llama Preventor de reventones interno (IBOP). (Inside blow out preventer) (Internal blow out preventer) PREVENTOR DE REVENTONES SUBMARINO: preventor de reventones ubicado en el lecho marino que se utiliza en equipos flotantes de perforación marina. (Subsea blowout preventer) PREVENTORES DE CABLE ALAMBRE: preventores que se instalan en el extremo superior del pozo o de la columna de sondeo como medida de precaución durante las maniobras con cable/alambre. La empaquetadura del preventor esta diseñada para cerrarse sobre cable/alambre. (Wireline preventers)


PRODUCCIÓN: 1. fase de la industria petrolera que se ocupa de traer los fluidos del pozo a la superficie y separarlos, almacenarlos, medirlos y otras actividades destinadas a preparar el producto para la tubería. 2. Cantidad de petróleo o producido en un período determinado. (Production) PRODUCCIÓN BRUTA: la producción total de un pozo o una concesión durante un período de tiempo específico. (Gross production) PRODUCCIÓN COMERCIAL: producción de una cantidad suficiente como para justificar el mantenimiento en producción de un pozo. (Commercial production) PRODUCCIÓN INICIAL: alto caudal de flujo proveniente de un pozo recién perforado. (Flush production) PRODUCCIÓN PERMISIBLE/PRODUCCIÓN REGIMENTADA: cantidad de gas o petróleo que se produce de un pozo por unidad de tiempo. En aquellos estados en que se utiliza producción prorrateada, esta cifra la establece el organismo local de conservación. (Allowable) PRODUCTOS QUÍMICOS: en la terminología de los fluidos de perforación, un producto químico es todo aquel material que modifica la viscosidad, el punto de fluencia, la resistencia del gel, la pérdida de fluido y la tensión superficial. (Chemicals) PROFUNDIDAD TOTAL (PT): la extensión o profundidad máxima a la que se llega en un pozo. (Total depth [TD]) PROGRAMA DE LODO: plan o procedimmiento que se delinea o que se sigue con respecto al tipo y a las propiedades del fluido de perforación que se utilizará en la perforación de un pozo teniendo en cuenta la profundidad. Algunos factores que influyen sobre el programa de lodo son el programa de casing y características de la formación tales como el tipo, la competencia, la solubilidad, la temperatura, la presión. (Mud program) PROPANO: hidracarburo de parafina (C3H8), es decir, gas en condiciones atmosféricas normales pero que, bajo presión, se lícua con facililidad. Se trata de un constituyente de GLP gas licuado de petróleo en inglés, LPG = Liquefied petroleum gas. (Propane) PROTECTOR DE CASING: niple corto y roscado que se enrosca en el extremo abierto de la cupla y por encima de la sección roscada para proteger a las roscas contra daños y acumulación de tierra. También se lo llama protector de rosca y está hecho de acero o plástico.. (Casing protector) PRUEBA DE EMPAQUE: prueba de presión del fluido del casing. También denominado prueba de Copa. (Packer test) PUENTE: obstrucción en el pozo formada por una intrusión de formaciones del subsuelo. (Bridge)


PUNTO CONGELADO: la profundidad a la que se atascó el tubing, el casing o las barras de sondeo. (Freeze point) PUNTO DE APRISIONAMIENTO: profundidad a la cual se encuentra atascadas la tubería de perforación, producción o el revestimiento. (Stuck point) PUNTO FINAL: indica el final de una operación o el punto en que se observa un cambio definido. En la titulación titrado este cambio suele manifestarse como un cambio de color de un indicador que se le agrega a la solución o como la desaparición de un reactivo de color. (End point) PUNTO LIBRE: la profundidad a la que se encuentra una tubería atascada en el pozo o, más específicamente, la profundidad de un punto que está justo arriba de la tubería atascada. (Free point) PUNZADO A CHORRO: crear un orificio que atraviese el casing mediante la detonación de una carga moldeada de poderosos explosivos en lugar de utilizar un cañón que dispare proyectiles. Las cargas se bajan por el pozo hasta la profundidad deseada. Una vez detonadas, las cargas emiten chorros cortos y penetrantes de gases a altas velocidades que agujerean el casing, el cemento y la formación hasta cierta distancia. Luego los fluidos de la formación fluyen al interior del pozo a través de estos punzados. (Jet-perforate) (Bullet perforator) PUNZADOR DE CASING: punzador que se baja dentro de columna de casing. (Casing gun) Ver Punzado a chorro PURGAR: liberar líquido o gas, por lo general lentamente, a través de una válvula llamada purgador/grifo de purga. Purgar (bleed down o bleed off) significa liberar lentamente la presión de un pozo, o de equipamiento que esté bajo presión. (Bleed) Q QUEMAR: utilizar una fresa para eliminar el área exterior de una herramienta permanente de interior de pozo. (Burn-over) QUESO: término vulgar que habitualmente se usa para describir una floculación del lodo de moderada a severa debida a contaminantes diversos; también llamad, gelificación. (Clabbered) QUIETUD: estado de reposo o quietud (estar fijo). Estático. (Quiescence) R RADIACIÓN ULTRAVIOLETA: ondas de radiación más cortas que las ondas azul-violetas del espectro. El petróleo crudo, los destilados coloreados, los residuos, algunos fluidos de perforación y ciertos minerales y productos químicos se tornan fluorescentes en presencia de la radiación ultravioleta. Cuando estas substancias se hallan presentes en el lodo de perforación pueden hacerlo fluorescente. (Ultraviolet light)


RADICAL: dos o más átomos que se comportan como una unidad química simple, es decir, como un átomo; por ejemplo, sulfato, fosfato, nitrato. (Radical) RASCADOR DE CAÑERÍA: herramienta de cuchillas que se utiliza para raspar residuos del interior del casing. Se baja con tubing o con el sondeo. (Casing scraper) RASPADOR: dispositivo que se utiliza para acondicionar la boca del pozo. (Scratcher) RASTROS DURANTE LA PERFORACIÓN: indicios de gas o petróleo por perforación de una formación. El petróleo o gas contenidos en la formación se mezclan con el lodo que se circula a la superficie cuando la presión de la formación apenas supera a la presión hidrostática de la columna de lodo. (Drilled show) REALIZAR AGUJERO: operaciones de perforación; término común que se aplica a la bajada de casing o de tubería. (Making hole) RECIPROCAR: mover la columna de tubería de perforación hacia arriba y hacia abajo en el interior del pozo en tramos cortos y sin rotación. Si esta maniobra se realiza en forma descuidada, se pueden provocar oleadas de presión que podrían desencadenar una fractura de la formación y la consiguiente pérdida de circulación. (Spud) RECORREDOR: empleado de la empresa petrolera que se ocupa de los pozos en producción. Se encarga de la supervisión de un número indeterminado de pozos, asegurando una producción continua, preparando informes, haciendo pruebas, tomando mediciones. (Pumper) RECORTES: fragmentos de roca que se desprenden por la acción del trépano, traídos a la superficie por el lodo de perforación. Los geólogos analizan muestras lavadas y secas de los recortes para obtener información acerca de las formaciones que se están perforando. (Cuttings) RECTIFICADOR: herramienta utilizada en perforación para alisar la pared del pozo, agrandar el diámetro del pozo hasta el tamaño especificado, estabilizar el trépano, enderezar el pozo en caso de encontrar torceduras de cables o dobleces, y perforar en forma dirigida. (Reamer) 9 RECUPERACIÓN PRIMARIA: producción de petróleo en la que sólo las fuentes de energía natural del reservorio facilitan la circulación de los fluidos del pozo. (Primary recovery) REGALÍA: parte del petróleo, gas o minerales, o su valor en efectivo, que paga el arrendatario al propietario o a quien haya adquirido la posesión de los derechos de regalía, basándose en determinado porcentaje de la producción bruta obtenida en la propiedad. (Royalty)


REGISTRADOR DEL PESO DEL LODO: instrumento instalado en el sistema de lodo registra en forma mecánica el peso del lodo. (Mud weight recorder)

RELACIÓN GAS-PETRÓLEO: medida del volumen de gas producido con el petróleo, expresada en pes cúbicos por barril, o en metros cúbicos por tonelada métrica, o en metros cúbicos por metro cúbico. (Gas-oil ratio) RELEVAMIENTO ACÚSTICO: método de perfilaje de pozos que, al medir el tiempo que tardan los impulsos sonoros en viajar una distancia dada a través de la roca, permite estimar la porosidad de la roca de una formación y el tipo de fluido que contiene. (Acoustic survey) RELEVAMIENTO DE LA AISLACIÓN DE CEMENTO: (CBL) método de relevamiento acústico o perfilaje sónico que registra la calidad o dureza del cemento que se encuentra en el espacio anular, y que se usa para ligar el casing a la formación. Un casing que está bien ligado a la formación transmite una señal acústica con rapidez, mientras que un casing que no está bien ligado transmite la señal con lentitud. (Cement bond survey) RELEVAMIENTO POR CABLE/ALAMBRE: término genérico que se suele utilizar para referirse a toda operación de perfilaje que se realiza en un pozo. (Wireline survey) REOLOGÍA: ciencia que se ocupa de la deformación y la circulación de agua. (Rheology) REPARAR: llevar a cabo una o más de una variedad de operaciones de reacondicionamiento en un pozo de petróleo en producción, para tratar de aumentar la producción. Ejemplos de operaciones de reparación: Profundización, retrotaponamiento, sacada y recolocación de tuberías auxiliares de revestimiento de liners, inyección de cemento a presión. (Workover) REPERFORABLE: relativo a empaquetadores (packers) y otras herramientas que se dejan en el pozo para ser eliminadas luego con el trépano. El equipo reperforable está hecho de fundición, aluminio, plástico, o algún otro material blando y frágil. (Drillable) RESISTIVIDAD: Resistencia eléctrica al paso de una corriente, que se expresa en ohmímetros; la recíproca de conductibilidad. Los lodos de agua dulce se suelen caracterizar por su alta resistividad, mientras que los lodos de agua salada, por su baja resistividad. (Resistivity) RETARDADOR: Compuesto químico (por ejemplo, yeso, tanato de sodio calcificado que se utiliza para prolongar el espesamiento, fijación o el tiempo de endurecimiento de los cementos de pozos petrolíferos. Opuesto a un acelerador. (Retarder)


RETENEDOR: Empaquetador de inyección de cemento perforable que provee un control de flujo positivo. (Retainer) RETENEDOR DE CEMENTO: Empaquetador perforable permanente. (Cement retainer) REVENTÓN: 1- Afluencia descontrolada de gas, petróleo u otros fluidos de un pozo a la atmósfera u a otra zona. Un reventón, o pozo surgente, ocurre cuando la presión de la formación excede la presión ejercida por la columna de fluido de perforación. Una surgencia es una advertencia de que se está por producir un reventón.. 2. Blowout - Expulsar una cantidad de agua y vapor de una caldera para disminuir la concentración de minerales. (Blowout) REVENTÓN SUBTERRÁNEO: Flujo descontrolado de fluidos de formación desde una zona de subsuelo a otra zona de subsuelo. (Underground blowout) REVERSIÓN: Cuando un fluido de perforación se comporta de manera opuesta a la que se pretendía. Se dice que una emulsión de agua en petróleo sufre una inversión cuando se invierten las fases continua y dispersa. (Flipped) REVOQUE: 1. Sólidos de lodo que deposita por filtración el fluido de perforación en la pared permeable del pozo. 2. Los sólidos en suspensión que se depositan en un medio poroso durante el proceso de filtración. (Filter cake) RGL: Relación gas-petróleo. Gas-liquid ratio (GLR) ROCA DE SELLO: 1. Roca impermeable que recubre un reservorio de petróleo o de gas que tiende a impedir la migración de petróleo o de gas al exterior del reservorio. 2. El estrato poroso que recubre a los domos de sal que puede servir como roca de reservorio. (Cap rock) ROCA RESERVORIO: Roca permeable que contiene petróleo o gas en cantidad considerable. (Reservoir rock) ROTURA POR TORSIÓN: 1. Dícese de la tubería de perforación o drill collars que se parten o se rompen como consecuencia de la fatiga del metal de la tubería o por mal manejo. 2. Rotura de una unión de barras por aplicación de un esfuerzo excesivo por parte de la mesa rotativa. (Twist-off)

S SACADA DE TUBERÍA BAJO PRESIÓN DEL POZO: Sacar la tubería de perforación cuando el pozo está cerrado por causa de una surgencia. (Stripping out) SAL: En la terminología de lodos, la palabra sal se aplica al cloruro de sodio (NaCl). En términos químicos, también se aplica a cualquiera de los elementos de una clase de compuestos similares que se forma cuando el ácido de


hidrógeno de un ácido se reemplaza en parte o en su totalidad por un radical de metal o metálico. Las sales se forman por acción de los ácidos sobre los metales, o de los óxidos e hidróxidos, en forma directa con amoníaco, y de otras formas. (Salt) SALMUERA: Agua saturada de sal común, o que tiene una alta concentración de sal común (cloruro de sodio), asimismo, toda solución salina que contenga otras sales, tales como cloruro de calcio, cloruro de zinc, nitrato de calcio, etc. (Brine) SATURACIÓN DE FLUIDO: La cantidad de volumen poral de roca de reservorio ocupado por agua, petróleo o gas, que se mide en un análisis de testigo normal. (Fluid saturation) SECUESTRO: Formación de un complejo estable de calcio, magnesio y hierro por tratamiento de agua o lodo con ciertos fosfatos complejos. (sequestration) SEGMENTO DE CUÑA: Un componente simple de un sistema completo de cuñas. (Slip segment). SEPARADOR: 1. Recipiente cilíndrico o esférico utilizado para aislar los distintos tipos de fluidos. 2. Tanque de almacenamiento en superficie que se utiliza para separar petróleo de agua. (Separator) SEPARADOR DE AGUA LIBRE: Recipiente vertical u horizontal por el que se circula petróleo o emulsión para poder separar el agua que no se haya emulsificado con el petróleo agua libre. (Free-water knockout) SEPARADOR DE GAS DEL LODO: Dispositivo que separa el gas libre del lodo que proviene del pozo cuando se circula una surgencia al exterior. (Mud gas separator) SEPARADOR DE PETRÓLEO Y GAS: Aparato del equipo de producción utilizado para separar los componentes líquidos de los gaseosos de la corriente del pozo. Los separadores pueden ser verticales u horizontales, con forma cilíndrica o esférica. La separación se cumple fundamentalmente por gravedad: los líquidos más pesados caen al fondo del pozo y el gas sube hasta la parte superior. Una válvula de flotación u otro tipo de control de nivel de líquidos regula el nivel de petróleo en el fondo del separador. (Oil and gas separator) SERVICIO DE POZOS: Trabajos de mantenimiento que se llevan a cabo en un pozo de gas o de petróleo para mejorar o mantener la producción de una formación que ya está produciendo. Generalmente, implica reparaciones de bomba, de varillas, de válvulas de gas-lift, de tubing, de empaquetadores, etc. Todo lo relacionado con el trabajo de servicio de pozos, como por ejemplo, una compañía de servicio de pozos. (Well servicing) SISMÓGRÁFO: Instrumento para la detección de vibraciones del terreno, utilizado en prospección de estructuras geológicas factibles de almacenar


petróleo. Las vibraciones se originan mediante la detonación de explosivos en pozos de poca profundidad o bien mediante golpes fuertes en la superficie. El tipo y velocidad de las vibraciones registradas por el sismógrafo indican las características generales del corte de terreno a través del cual pasan las vibraciones. (Seismograph). SOBREBALANCE: Cantidad de presión que excede la de la formación por acción de la presión que ejerce el cabezal hidrostático del fluido en el pozo. (Overbalance) SODIO: Uno de los elementos metales álcali con una valencia de 1 y número atómico cercano a 23. Numerosos compuestos de sodio se utilizan como aditivos a los fluidos de perforación. (Sodium). SOLUBILIDAD: El grado al que se disuelve una substancia en un solvente determinado. (Solubility) SOLUCIÓN: Mezcla de dos o más componentes que forman una fase homogénea única. Ejemplos de soluciones son los sólidos disueltos en líquido, líquido en líquido, o gas en líquido. (Solution) SOLUCIÓN NORMAL: Solución que contiene una concentración equivalente a un gramo de una substancia por litro de solución. (Normal solution) SOLUCIÓN SATURADA: Se considera que una solución está saturada cuando contiene la mayor cantidad de solución que pueda retener a una determinada temperatura. A 68º F, se requieren 126,5 lb/bbl de sal para saturar 1 bbl de agua dulce. (Saturated solution) SONDA: Herramienta de perfilaje, especialmente el instrumento en el conjunto de perfilaje que registra y transmite datos de la formación. (Sonde). SONDA DE PRESIÓN: Herramienta que se utiliza para determinar si existe alguna filtración de gas en el tubing de un pozo de gas lift. En caso de haber una filtración en el tubing, la presión en el espacio anular va a ser igual a la del tubing. (Pressure probe) SONDA PARA CABLE ALAMBRE: Herramienta de diagnóstico que se utiliza para determinar la ubicación de una fuga de gas en un pozo de elevación por gas-lift. (Wireline probe) SPOTTING: Acción de desplazar fluido hacia abajo por la tuberia de producción hasta un punto específico del pozo. (Spotting) SQUEEZING: Bombear fluido por un lado del sistema de flujo compuesto por las barras de sondeo/espacio anular con el otro lado cerrado para que no haya un rebosamiento. (Squeezing) STINGER: Extensión tubular o cilíndrica de diámetro relativamente pequeño que sobresal de una herramienta de pozo abajo y que ayuda a guiar la


herramienta a un lugar determinado (por ejemplo, el centro de una tubería atascada. (Stinger) STINGING-IN: Bajada de barras/tubería por el interior de una herramienta de pozo abajo. (Stinging-in) SUB ELEVATOR: Pequeño accesorio del equipamiento de traslado de varillas de bombeo que levanta las varillas una vez que se las desenrosca de la columna y que luego las transfiere al colgador de varillas. También realiza el procedimiento inverso durante la bajada. (Sub elevator) SULFATO DE BARIO: 1. Combinación química de bario, sulfuro y oxígeno. También llamado baritina. Ver baritina. 2. Una costra rebelde muy difícil de eliminar. BaSO4. (Barium Sulfate) SULFATO DE CALCIO: Anhidrita: CaSO4; Yeso Paris: CaSO4 1⁄2 H2o; Yeso: CaSO4 2H2O. El Sulfato de Calcio se presenta en lodos como contaminante, o bien puede ser agregado a ciertos lodos para comunicar ciertas propiedades. (Calcium sulfate) SULFURO DE HIDRÓGENO: Compuesto gaseoso, H2S, de sulfuro e hidrógeno que se suele encontrar en el petróleo. Dicho compuesto es el que origina el olor desagradable de las fracciones de petróleo crudo. Su peso específico es de 1,189 y es extremadamente tóxico y corrosivo. (Hydrogen sulfide) SURGENCIA: Ingreso no programado y no deseado de agua, gas, petróleo o cualquier otro fluido de la formación al interior del pozo. Ocurre cuando la presión ejercida por la columna de fluido de perforación no es suficiente para superar la presión que ejercen los fluidos de la formación perforada. Si no se toman rápidamente los recaudos necesarios para controlar la surgencia o ahogar el pozo, puede producirse un reventón. (Kick) SUSTITUTO ACODADO: Dispositivo cilíndrico, corto, que se instala en la sarta de perforación, entre el último portamechas y un motor de lodo de fondo de pozo. El propósito de este dispositivo es el de desviar el motor de fondo del eje vertical para perforar un pozo dirigido. (Bent sub)

T TANQUE: Recipiente de paredes gruesas, generalmente de acero, que se utiliza para contener muestras de petróleo o gas bajo presión. Ver presión de fondo de pozo. (Bomb) TANQUE DE ENSAYO: Tanque de almacenaje al cual se envía el petróleo producido. (Flow tank)


TAPÓN: Cualquier objeto o mecanismo que obstaculice un pozo o conducto (tal como el tapón de cemento en un pozo. Barrera; dispositivo pozo abajo, por lo general un instrumento contenedor de presión, similar a un tapón puente, o a un tapón de asiento. (Plug) TAPÓN BOMBEABLE: Dispositivo que permite bajar el tubing vacío, con un tapón que se libera al dar presión al tubing, y provocando así la apertura del tubing para la presión de la formación. (Pump-out plug) TAPÓN CIEGO: Sustituto con el extremo cerrado que se baja con conjuntos selladores o tubing de producción para abrirse paso a la fuerza en caso de obstrucción. (Bull plug) TAPÓN DE BARITINA: Volumen decantado de partículas de baritina, que se coloca en el pozo para sellar una zona presurizada. (Barite plug) TAPÓN DE CEMENTO: Porción de cemento que se coloca en algún punto del pozo para sellarlo. (Cement plug) TERMINACIÓN A POZO ABIERTO: Método de preparación de un pozo para la producción en el que no se baja casing de producción o tubería auxiliar de revestimiento (liner) frente a la formación en producción. Los fluidos del reservorio fluyen sin restricciones hacia el pozo abierto. La terminación a pozo abierto se utiliza sólo en situaciones especiales. (Open hole completion) TERMINACIÓN DE POZOS: Actividades y métodos necesarios para preparar un pozo para la producción de petróleo y gas. El método por el cual se establece una línea de salida de hidrocarburos entre el reservorio y la superficie. El método de terminación que se utilice dependerá de las características individuales de la o las formaciones productoras. Estas técnicas incluyen la terminación a pozo abierto, la terminación con exclusión de arena, la terminación sin tubing, la terminación múltiple y la terminación en miniatura. (Well completion) TERMINACIÓN DOBLE: Producción simultánea de dos formaciones individuales al mismo tiempo. Se separa la producción de cada zona bajando dos columnas de tubing con empaquetadores por dentro de la columna única de casing de producción, o también se puede bajar una columna de tubing con packer para producir una zona, mientras que la otra se produce por el espacio anular. En una terminación doble de bajo diámetro, se bajan y se cementan en el mismo pozo dos columnas de casing de 4 1⁄2 pulgadas o menos. (Dual completion) TERMINACIÓN MÚLTIPLE: Esquema de producción de un pozo en el que un sólo pozo penetra dos o más formaciones petroleras, una encima de la otra. Se suspenden las columnas de tubing lado a lado en el interior de la columna de casing de producción. Cada una de las columnas de tubing es de diferente longitud, y en cada una se colocan empaquetadores para impedir que se


mezclen los diferentes fluidos del reservorio. Luego se produce cada reservorio a través de su propia columna de tubing. (Multiple completion) TERMINACIÓN SIN TUBING: Método de producción de un pozo por el cual solamente se coloca un casing de diámetro pequeño atravesando la zona productora, sin tubing o columna interna de producción para traer fluidos de la formación a la superficie. Este tipo de terminación tiene una aplicación limitada en reservorios de columnas pequeñas de gas seco. (Tubingless completion) TIXOTROPÍA: Propiedad que exhibe un fluido cuyo estado es líquido cuando está en movimiento y semisólido, gelificado, en reposo. La propiedad de un fluido que hace que forme una estructura de gel rígida o semidirigida si se lo deja en reposo, pero que puede volver al estado líquido mediante agitación mecánica. Este cambio es reversible. La mayoría de los fluidos de perforación deben ser tixotrópicos, para que los recortes permanezcan en suspensión cuando se detiene la circulación. (Thixotropy) TOP DRILL: Configuración de herramienta perforable que permite la apertura a la presión de la formación, durante la reperforación, antes de cortar las cuñas de herramientas. (Top drill) TORQUE: Medida del esfuerzo que soporta un eje o vástago en rotación. En un equipo rotativo esto se aplica especialmente a la rotación de la columna de sondeo y su acción contra el pozo. Se suele lograr una reducción del torque agregando diferentes aditivos para fluidos de perforación. (Torque) TORRE: Estructura para soportar cargas, generalmente abulonada. En perforación, la torre estándar tiene cuatro patas en cada esquina de la estructura inferior que llegan hasta la corona. La estructura inferior es un conjunto de vigas gruesas que se utilizan para darle altura a la torre y para proporcionar un espacio libre para instalar los preventores de reventones, la cabeza del casing, etc. Dado que la torre estándar debe ensamblarse parte por parte, en general se la ha reemplazado por el mástil, al que no hace falta desensamblar para su transporte. (Derrick) TORRE TELESCÓPICA: Mástil portátil que se puede erigir como una unidad, generalmente utilizando un aparejo que levanta el cable o mediante pistones hidráulicos. Generalmente la sección superior de la torre plegadiza esta encajada en el interior de la sección inferior de la estructura, y se la despliega mediante cable alambre o en forma hidráulica. (Telescoping derrick) TRAMPA DE BOLA: Tubo cilíndrico colocado alrededor del cuello de pesca de un tapónpuente recuperable, y cuya función es la de “atrapar” desechos y bolas de fractura. (Ball catcher) TRAMPA DE GAS: Dispositivo tubular perforado conectado al extremo inferior de una bomba de varillas que ayuda a impedir el bloqueo por gas. El dispositivo funciona de acuerdo al principio de que el gas, al ser más liviano que el petróleo, asciende. A medida que los fluidos del pozo entran a la trampa, el gas


se libera del fluido y sale de la trampa a través de unas perforaciones que hay cerca del extremo superior. Los fluidos que quedan entran a la bomba a través de un tubo conductor situado en el interior de la trampa, que tiene una abertura cerca del extremo inferior. De esta manera, todos o casi todos los gases escapan antes de que los fluidos entre a la bomba. (Gas anchor) TRANSFERENCIA: Acción de apoyar barras/tubing sobre una herramienta de pozo abajo para transferir toda o parte de la carga del gancho. (Transfer) TUBERÍA: Cilindro largo, hueco, por lo general de acero, a través del cual se circulan los fluidos. (Pipe) TUBING: Tubería de pequeño diámetro que se corre en un pozo como conducto para el pasaje de petróleo y gas hacia la superficie. (Tubing) TUBING ENROLLADO: Mantenimiento de pozo menos exigente que la reparación hidráulica, que emplea un tubing de pequeño diámetro, con capacidad para hacer descender la columna de producción bajo presión. (Reeled tubing) TUBO CONDUCTOR: Tubo montado en la parte inferior de una bomba de varillas y en el interior de una trampa de gas para bomba de profundidad, que provee un conducto para que ingresen los fluidos del pozo al interior de la bomba. (Mosquito bill) TUBO FILTRO: Tubería perforada y con una cobertura de alambre enrollado que cumple la función de filtro para impedir o reducir la entrada de partículas de arena a la boca del pozo. (Screen Liner) TUBO PORTATESTIGO: Dispositivo tubular de 25 a 60 pies (20,4216 m) de largo que se baja en el extremo inferior del sondeo en lugar del trépano para obtener una muestra testigo. (Core barrel) TURBINA DE PERFORACIÓN: Herramienta de perforación que da impulso de rotación a un trépano por la acción del lodo de perforación sobre las paletas de las turbinas que forman parte de la herramienta. Cuando se utiliza un perforador a turbina, solamente se le da impulso rotativo al trépano, lo que hace innecesario hacer girar la columna de sondeo. Aunque se pueden perforar pozos rectos con esta herramienta, se la suele utilizar para perforación direccional. (Turbodrill) TURNO: Turno de 8 horas de trabajo de una dotación de perforación u otros operarios de yacimiento petrolífero. A veces los turnos son de 12 horas, sobre todo en equipos marinos. La división más común de los turnos es: diurno, tarde y nocturno, para los casos en que se utilizan turnos de ocho horas. (Tour [pronounced “tower”])

U


UBICACIÓN: El lugar en que se perfora un pozo. (Location) UNIDAD DE BOMBEO A BALANCÍN: Máquina diseñada para trabajar específicamente con varilla de bombeo, que utiliza un miembro horizontal balancín. Éste se mueve hacia arriba y hacia abajo por la acción de una manivela rotativa que produce el movimiento recíproco. (Bean pumping unit) UNIDAD DE CIERRE: El conjunto de bombas, válvulas, líneas, acumuladores, y otros dispositivos necesarios para abrir y cerrar el equipamiento preventor de reventones. (Closing unit) UNIDAD DE CONTROL DEL PREVENTOR DE REVENTONES: Dispositivo que acumula fluido hidráulico bajo presión en contenedores especiales y que proporciona un método para abrir los preventores de reventones en forma rápida y confiable. Por lo general, se utiliza presión hidráulica por nitrógeno comprimido como fuerza impulsora de apertura y de cierre. (Blow out preventer control unit) UNIÓN ARTICULADA: Unión provista de una articulación que se enrosca en la columna por encima de una herramienta de pesca para poder insertar la misma en ángulo. (Knuckle joint) UNIÓN HEMBRA: Unión con rosca interna. (Box) UREA: Compuesto de nitrógeno, soluble y de débil basicidad, CO (NH2)2, que se utiliza en la producción de resinas y plásticos. (Urea)

V VALOR DE FLUENCIA: El valor de fluencia (llamado generalmente “punto de fluencia” es la resistencia al flujo inicial, o representa el esfuerzo que se requiere para comenzar el movimiento de fluido. Esta resistencia se debe a cargas eléctricas ubicadas sobre o cerca de la superficie de las partículas. El valor de fluencia de Bingham, expresado en libras por pie cuadrado, se determina mediante el viscosímetro de lectura directa restando la viscosidad plástica a la lectura a 300 r.p.m. (Yield value) VÁLVULA: Dispositivo que se utiliza para controlar el caudal de flujo en una línea, para abrir o cerrar una línea por completo, o como dispositivo automático o semiautomático de seguridad. Entre las de uso más difundido se cuentan: la válvula esclusa, la válvula tapón, la válvula globo, la válvula de aguja, la válvula de retención y la válvula de purga de presión. (Valve) VÁLVULA ANULAR: Válvula que se utiliza en una columna de ensayo de pozo (DST) para operar con cámara para toma de muestras o posicionar fluidos de tratamiento. (Annular Valve)


VÁLVULA DE CIRCULACIÓN: Accesorio que se utiliza por encima de un empaquetador packer, que permite la circulación espacio anular-tubing y viceversa. (Circulation valve) VÁLVULA DE CONTRAPRESIÓN: Válvula de control de flujo que permite el control del flujo de sentido contrario que se produce en la bajada o sacada de tubería. (Back pressure valve) VÁLVULA DE DESPLAZAMIENTO DIFERENCIAL: Válvula para fines específicos que se utiliza para espaciar y embridar el pozo y que se baja con la columna de tubing. (Differential displacing valve) VÁLVULA DE ESCAPE DE PRESIÓN: Válvula que se abre a una presión predeterminada para descargar las presiones excesivas dentro de la tubería o línea; también denominada válvula de desahogo, de seguridad o de resorte. (Pressure relief valve) VÁLVULA DE INYECCIÓN: Válvula de movimiento vertical a resorte que se utiliza en el pozo, que se baja con cable/alambre y que se asienta en un perfil, cuya función es cerrar el pozo si se detiene la inyección. (Injection valve) VÁLVULA DE OPERACIÓN POR ROTACIÓN: Válvula que utiliza el mismo principio que la válvula anular, salvo que requiere de la rotación de la tubería para operaciones de apertura y de cierre. (Indexing valve) VÁLVULA DE RETENCIÓN: Válvula que permite el flujo en una sola dirección. (Check valve) VÁLVULA DE SEGURIDAD DE BARRAS DE SONDEO: Esta es básicamente una válvula de apertura completa ubicada en el piso del equipo provisto de roscas que se corresponden con las de las barras de sondeo que se están usando. Esta válvula cierra las barras de sondeo para evitar el flujo. (Drill pipe safety valve) VÁLVULA DUMMY: Válvula ciega que se coloca en un mandril de gas-lift para bloquear la comunicación anular con el tubing. (Dummy valve)

VÁLVULA MAESTRA: La válvula principal de control en el árbol de navidad. (Master) VÁLVULA MAESTRA DE LÍNEA DEL ESTRANGULADOR: Válvula en el estrangulador y en la línea de salida que está mas cercana al conjunto preventor. Su función es la de detener el flujo a través del estrangulador y la línea de salida. (Master choke line valve)


VARILLA DE BOMBEO: Barra de acero especial; varias de estas barras atornilladas entre sí constituyen el vínculo mecánico entre la unidad de bombeo a balancín en la superficie y la bomba de varillas en el fondo de un pozo. Las varillas de bombeo tienen ambos extremos roscados. La API establece dimensiones estándar exactas y especificaciones acerca de los metales para la fabricación de estas varillas. La longitud va desde 25 pies (7,62 m) hasta 30 pies (9,144 m), con diámetros que van desde 1⁄2 pulgada (12 mm) hasta 1 1/8 de pulgada (28 mm). (Sucker rod). VELOCIDAD: Relación entre el tiempo y el espacio de un movimiento en una determinada dirección y sentido. Es una medida del flujo de fluido y puede expresarse en términos de velocidad lineal, velocidad de masa, velocidad volumétrica, etc. La velocidad es uno de los factores que contribuyen a la capacidad de arrastre de un fluido de perforación. (Velocity) VELOCIDAD DE CORTE: Velocidad a la que una acción, como resultado de las fuerzas que se ejercen sobre ella, provoca o tiende a provocar que dos partes adyacentes de un cuerpo se deslicen en cierta forma una sobre la otra en una dirección paralela a su plano de contacto. Suele medirse en rpm. (Rate of shear) VELOCIDAD DE DESLIZAMIENTO: Diferencia entre la velocidad anular del fluido y la velocidad de remoción de un recorte desde el pozo. (Slip velocity). VISCOSIDAD: Resistencia interna que opone un fluido al flujo. Este fenómeno se atribuye a la atracción entre las moléculas de un líquido y al medio líquido, y es una medida de los efectos combinados de las partículas en suspensión. A mayor resistencia, mayor viscosidad. La viscosidad de los productos de petróleo se suele expresar en términos del tiempo que se requiere para que un determinado volumen de fluido fluya a través de un orificio de un tamaño específico. (Viscosity) VISCOSIDAD DE EMBUDO MARSH: Denominada comúnmente viscosidad de embudo. La viscosidad de embudo Marsh expresa la cantidad de segundos necesarios para que un cuarto de galón de fluido fluya a través de un embudo Marsh. En algunas áreas, la cantidad de efusión es de 1000 cc (Marsh Funnel viscosity) VISCOSIDAD PLÁSTICA: Propiedad absoluta de circulación que indica la resistencia de ciertos tipos de fluido. La viscosidad plástica es una medida de la resistencia interna a la circulación del fluido, que se puede atribuir a la cantidad, al tipo y al tamaño de los sólidos existentes en un fluido determinado. (Plastic viscosity) VISCOSÍMETRO - Aparato que se utiliza para determinar la viscosidad de un fluido o suspensión. Los viscosímetros presentan considerables diferencias en cuanto a diseño y métodos de comprobación. (Viscometer [viscosimeter])


W

WICKERS - 1. Término que se aplica a los dientes de la cuña. 2. Término que se utiliza para describir las hilachas gastadas o rotas de un cable de acero. (Wickers) WILDCAT - (Término náutico) Roldana dentada de una malacate que se utiliza para levantar la cadena del ancla. v. Perforar pozos wildcat (de exploración). (Wildcat) WOC - WAITING-ON-CEMENT - En fragüe de cemento. (WOC [Waiting-oncement]) WOE - WAITING-ON-ENGINEERING - En operaciones de ingeniería. (WOE [Waiting-onengineering]) Y

YACIMIENTO: Área geográfica en la que una cierta cantidad de pozos petrolíferos o de gas produce de un reservorio continuo. La palabra “YACIMIENTO” puede referirse sólo al área de superficie o puede incluir las formaciones productivas subterráneas. En un solo yacimiento puede haber varios reservorios a diferentes profundidades. (Field) YESO: Se suele encontrar yeso durante las perforaciones. Se presenta en cordones delgados formaciones filiformes o en formaciones masivas. (Gyp or Gypsum) ZAPATO: Primer herramienta en la columna de casing cuya función es guiar al casing sorteando las obstrucciones del pozo. (Shoe) Z ZAPATO DEL CASING: Sección de acero, corta, hueca y cilíndrica, con el extremo inferior redondeado, que se coloca en el extremo de la columna de casing para actuar como zapato de refuerzo y para eliminar todas las protuberancias de la pared del pozo cuando se baja el casing. (Casing shoe) ZAPATO FLOTADOR: Herramienta cilíndrica provista de un válvula de movimiento vertical que se baja en el extremo de la columna de casing para proporcionar flotación y reducir la carga en el gancho del equipo. (Float Shoe) ZAPATO GUÍA: Sección de acero, corta, hueca y cilíndrica, rellena de goma o concreto, con el extremo inferior redondeado, que se coloca en el extremo de la columna de casing. Impide que el casing quede trabado en una protuberancia del pozo cuando se lo baja. En el centro del zapato hay un pasaje que permite


que el fluido de perforación ascienda por el casing en la bajada o que pase el cemento en operaciones de cementación para eliminar todas las protuberancias de la pared del pozo cuando se baja el casing. (Guide shoe) ZAPATO LAVADOR: Dispositivo que se utiliza para proteger sellos, niples empaquetadores, etc., durante operaciones de fresado. (Wash-over shoe) ZAPATO QUEMADOR: Un tipo de zapato rotativo diseñado para fresar metal. Se utiliza en operaciones de acabado. (Burning shoe) ZAPATO ROTATORIO: Zapato cortador adecuado para el extremo inferior de la tubería de lavado y con una “cobertura” de dientes de superficie dura o de carburo tungsteno. (Rotary shoe) ZARANDA VIBRATORIA: Serie de bandejas con tamices que remueven mediante vibración los recortes del fluido de circulación en operaciones de perforación rotativa. El tamaño de los agujeros en los tamices es seleccionado cuidadosamente de acuerdo al tamaño de los sólidos en el fluido de perforación y el tamaño anticipado de los recortes. También denominada zaranda. (Shale shaker). ZONA: Una sección de la formación de un pozo. (Zone) ZONA DE PRODUCCIÓN: Zona productora de hidrocarburos. (Pay) ZONA PETROLÍFERA: Formación u horizonte de un pozo desde donde se puede producir petróleo. En aquellas zonas petrolíferas en las que haya petróleo, gas y agua, la distribución de estos elementos será la siguiente: el petróleo se encontrará inmediatamente debajo de la zona de gas y por encima de la zona de agua, siempre que estén segregados. (Oil zone) ZONA PRODUCTORA: Zona o formación de la que se extraen hidrocarburos. (Production zone)


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 1. INTRODUCCIÓN

Las técnicas empleadas para el control de pozo, así como tener una operación segura y la vida humana a salvo, siendo esta última su aplicación más importante. El manual que se desarrollo para los estudiantes, docentes e interesados en la industria petrolera. Antes del desarrollo de las técnicas y conocimientos en control de pozo, se tenía que perforar corriendo riesgos y en base a los incidentes presentados en la operación los estudian y toman medidas necesarias , haciendo de cada operación más segura y confiable tanto a la cuadrilla como al equipo de perforación. Todo esto acarrea a llevar a cabo a minimizar los riesgos y estar pendientes de la toma y manejo constante de presiones en cada profundidad perforada. Hoy día toda operación en la industria petrolera por más pequeña que sea debe estar segura, pero cuando nos aventuramos, a perforar un pozo desconocido, cualquier cosa se puede esperar, para evitar problemas, el personal relacionado con la industria aprenderá de una forma fácil y didáctica lo más importante referente a control de pozo, aplicando sus conceptos, manejando problemas de la vida cotidiana, para que cuando llegue el momento este preparado, y ágilmente solucione el problema y logre preservar la vida según sea el caso. Aplicando procesos racionales de utilización de factores que garanticen el mejor aprovechamiento, este manual fue desarrollado para abrir caminos, aprovechando los materiales, ideas existentes en la biblioteca y en la red en el momento actual.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 2. PLANTEAMIENTO DE PROBLEMA

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¿Ayudaría a los estudiantes de Coinspetrol a afrontar una situación de emergencia en el campo? ¿Beneficiaria en la actualidad a las compañías petroleras de Colombia?

La necesidad de hacer una operación de perforación, ha sido uno de los grandes retos en todas las compañías petroleras del mundo moderno. El desarrollo de nuevas tecnologías de perforación, el personal debe estar capacitado y cuando se presente una anomalía de presiones del pozo se hace evidente esta necesidad. En tal sentido, muchas compañías petroleras han comenzado a adoptar diferentes tipos de medidas, a favor del mejoramiento y calidad de la operación queriéndose con este trabajo enfocarse en que la operación sea más segura, el buen manejo del equipo y evitar la falla humana como se vio hace poco reflejado en el Golfo De México, además esta información se pretende extenderla a toda la comunidad de los alrededores. Para elaborar manual, se inicia mediante un proceso de conceptualización de operaciones y equipos relacionados en una operación cotidiana de la industria para así, plantear una situación y a esta buscarle la posible solución.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 3. JUSTIFICACIÓN

El control del pozo es uno de los desafíos más grandes que enfrentan los operadores durante las etapas de perforación y terminación de un pozo. Durante las operaciones de perforación se pueden presentar problemas de influjo de fluido que pueden ocasionar arremetidas o reventones de pozos, influyendo esto con gradientes de presión de poro y fractura estrechos, los viajes pueden resultar en incidentes de control de pozo, y por ende en altos desembolsos. Tales como efectos de suaveo y surgencia, que son costosos y consumen tiempo el objetivo es mejorar la seguridad y eficiencia de la operaciónlo que representa un gran desafío. En la actualidad la industria petrolera cuenta con diversos métodos y equipos sostisficados para la prevención de arremetidas y control de pozos. También las empresas petroleras invierten grandes sumas de dinero, desarrollando programas de adiestramiento, para garantizar que el personal que trabaje en las operaciones de perforación, este altamente capacitado para detectar y controlar arremetidas y evitar que se convierta en reventones. Este manual de control de pozo va a ser diseñado de tal manera que constituya una herramienta de excelente efectividad para la formación del personal que operan en los taladros de forma tal que sean capaces de detectar y controlar situaciones de emergencia relacionadas con arremetidas y reventones, reduciendo notablemente los posibles accidentes y afianzar la perforación como una actividad segura, si se manejan los parámetros establecidos y se capacite el personal para evitar fallas humanas. Logrando así una operación eficiente y confiable.

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4. OBJETIVOS

4.1 Objetivo General Hacer manual de well control de acuerdo a los estudios y operaciones en la industria.

4.2 Objetivo Específico

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Realizar un estudio bibliográfico y cibergrafico acerca de las diferentes tipos de operaciones realizadas a un pozo petrolero, los usos de tecnología y referentes a la manipulación de equipos de seguridad. Realizar estudios de conceptos aplicados en la industria y ejercicios aplicados en la industria. de acuerdo con las exigencias de terminología técnica Analizar las ventajas, costos y limitaciones de los equipos a utilizar.

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5. ALCANCES Y LIMITACIONES

5.1. Alcances En el desarrollo del manual se buscará información referente al control de pozo, tomando en consideración aquellos elementos que aporten criterios con los cuales se pueda dar una explicación más clara, de como atender a situaciones de la vida real y como reaccionar a un reventón o emergencia provocada por el aumento de las presiones del pozo en cualquier operación. El contenido del manual tendrá información lo suficientemente clara para poder suplir necesidades y observar cada situación que se da en la industria, para poder ver el papel que juega el hombre con el control de pozo, con el fin de llene las expectativas de los interesados para aprender como debe actuar frente una surgencia, estudiando los principales indicios para que en campo, pueda hacer tu trabajo y según la gravedad de la surgencia salvar su vida. 5.2 Limitaciones Con la realización del manual se quiere capacitar al personal en control de pozos, pero debido a la complejidad de realizar la investigación, y el tiempo que con lleva, los materiales bibliográficos, el manual tomará explicaciones claras y concisas de lo aprendido en clase y tendrá permanente asesoría del director de escuela y docentes de competencias especificas

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6. METODOLOGÍA

Para cumplir con el propósito del trabajo que se ha planteado, los pasos a seguir son los siguientes:

Una investigación bibliográfica, cibergráfica, y asesoría constante de director de escuela contando con el apoyo de los ingenieros de competencias especificas.

Se toma la totalidad de las ideas recopiladas y se generan en un solo concepto claro y conciso debido a que este manual es destinado también a las personas que quieran aprender y aun no manejen los conceptos técnicos. Como se mencionó en la introducción son pocos los estudios que han tratado el tema por lo tanto no es difícil consultarlos.

Se investigarán las operaciones que se realizan en el taladro inclusive las de costa afuera ya que la perforación de pozos costa afuera exigen mayor precaución ya que es un tipo de formación muy distinta y el área de escape es reducido.

El análisis a realizar será de información seleccionada previamente, pues se basa en encontrar un manual detallado de tal manera que se encuentre ilustrado y les haga posible su aprendizaje y rápido entendimiento para aplicarlo.

Se tendrá en cuenta las correcciones y propuestas de cambio para mejorar la presentación y su posterior aprobación del proyecto, cuando sea el momento de presentarlo.

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7. MANUAL BÁSICO DE CONTROL DE POZO 7.1. Principios De La Presión

Figura 1. Derrame de petróleo en el golfo de México.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.1 Presión de un fluido. ¿Qué es un fluido? Un fluido es un conjunto Figura 2. Un fluido tiene la de sustancias donde las moléculas no son principal característica de muy unidas lo que permite cambiar su forma, fluir. ante una fuerza aplicada sobre ellos, por esta razón justamente fluyen. El agua y el petróleo son obviamente fluidos. El gas también es un fluido. Bajo temperatura extrema y/o presión. Los fluidos ejercen presión y es el resultado de la densidad del fluido y la altura de la columna de fluido. La densidad es normalmente medida en libras por galón (ppg) o kilogramos por metro cúbico (kg/m³). Un fluido pesado ejerce más presión porque su densidad es mayor. El gradiente de presión normalmente se expresa como la fuerza que el fluido ejerce por pie (metro) de profundidad; es medido en libras por pulgada cuadrada por pie (psi/ft) o bar por metro (bar/m). Para obtener el gradiente de presión debemos convertir la densidad del fluido en libras por galón, en libras por pulgada cuadrada por pie (kilogramos por metro cúbico, kg/m³ a bar/m). Figura 3. Principios de la presión

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.2 Factor de conversión de densidad. El factor de conversión usado para convertir la densidad en gradiente en el sistema inglés es 0.052. En el sistema métrico, es 0.0000981. Para nuestro ejercicio, nosotros usaremos libras por galón (ppg) para Figura 4. Representación en medidas medir la densidad y pies (pie) para de un cubo. las medidas de profundidad en el sistema inglés y kilogramos por metro cúbico (el kg/m³) para medir densidad y metros (m) para las medidas de profundidad en el sistema métrico. La manera como 0.052 se deriva es usando un pie cúbico (un pie de ancho por un pie de largo por un pie de alto). Se necesita aproximadamente 7.48 galones para llenar ese cubo con fluido.

Si el fluido pesa una libra por galón, y se tienen 7.48 galones, entonces el peso total del cubo es 7.48 libras, o 7.48 libras por pie cúbico.

El peso de cada una de las pulgadas cuadradas, por un pie de altura, puede encontrarse dividiendo el peso total del cubo por 144: 7.48 ÷ 144 = 0.051944

El factor de conversión 0.052 que normalmente se usa para los cálculos en el campo petrolero.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.3 Gradiente de presión. Para encontrar el gradiente de presión de un fluido, multiplique la densidad del fluido por 0.052; o en el sistema métrico, por 0.0000981. Gradiente de Presión = Densidad del fluido x Factor de Conversión Por tanto el gradiente de presión de un fluido de 10.3 ppg (1234 kg/m³) puede ser calculada multiplicando el peso del fluido por el factor de conversión. Gradiente de Presiónpsi/ pie = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversión = 10.3 ppg × 0.052 = 0.5356 psi/pie Gradiente de Presiónbar/m = Densidad del fluido kg/m³ x Factor de conversión = 1234 kg/m³ x 0.0000981 = 0.1211 bar/m 7.1.3.1 Ejemplos de gradiente de presión. Ejemplo 1 Figura 5. Representación de un ¿Cuál es el gradiente de presión de un pie cúbico fluido con una densidad de 12.3 ppg (1474 kg/m³)?

Gradiente de Presiónpsi/ pie = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversión = 12.3 X 0.052 = 0.6396psi/pie

Gradiente de Presiónbar/m = Densidad del fluidokg/m³ x Factor de conversión = 1474kg/m³ x 0.0000981 = 0.1446bar/m

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.4 Profundidad vertical y profundidad medida.

Figura 6. Profundidad vertical verdadera vs profundidad medida.

Si encontramos el valor de la presión ejercida por pie, se podrá calcular la presión hidrostática a una determinada profundidad. Todo lo que tenemos que hacer es multiplicar el gradiente de presión por el número de pies a dicha profundidad vertical. Entonces necesitamos distinguir la profundidad medida (MD) de la profundidad vertical verdadera (TVD).

En la ilustración de abajo se puede ver ambos pozos sonde 10000 pies (3048 m). El pozo A tiene una profundidad medida de 10.000 pies (3048 m), y una profundidad vertical verdadera de 10000 pies (3048 m). Para calcular la presión en el fondo del pozo usaremos la profundidad 10000 pies (3048 m). El pozo B tiene una profundidad medida de 11.650 pies (3550.92 m), y su profundidad vertical es 10000 pies (3048 m). Por tanto, para calcular la presión en el fondo del pozo B, es necesario utilizar la profundidad vertical verdadera de 10000 pies (3048 m). La ilustración de la página siguiente ofrece otra forma de ver la diferencia entre la profundidad vertical verdadera y la profundidad medida. En dicha ilustración, tenemos una figura de bloques cuadrados, 15 por 10. Cuente cuantos bloques cubre el pozo. Esto representa la profundidad medida del pozo. Ahora cuente los bloques desde el fondo directamente hasta la superficie. El número de esos bloques representa la profundidad vertical verdadera.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.5 La presión hidrostática. La presión hidrostática es la presión total creada por el peso de una columna de fluido, actuando en cualquier punto dado en un pozo. Hidro significa agua, o fluido, que ejerce presión como agua, y estática significa sin movimiento. Así presión hidrostática es la presión originada por la densidad y la altura de una columna estacionaria (sin movimiento) de fluido. Ya conocemos cómo calcular un gradiente de presión del peso de un fluido. La presión hidrostática puede ser calculada de un gradiente de presión a un punto determinado: Presión hidrostática =Gradiente de Presión x Profundidad PVV O, puede ser calculada por: Presión hidrostática = Densidad del fluido x Factor de conversión x Profundidad PVV

7.1.5.1 Ejemplo y problemas de presión hidrostática. Ejemplo 2 ¿Cuál es la presión hidrostática en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido con una densidad de 9.2 ppg (1102 kg/m³), una MD de 6.750‟ (2057.4 m) y una TVD de 6.130‟ (1868.42 m)? Presión Hidrostática psi = Densidad del Fluido ppg x Factor de Conversión x Profundidad pies, TVD = 9.2 ppg x 0.052 x 6130 pies = 2933 psi Presión Hidrostática bar = Densidad del fluido kg/m³ x Factor de Conversión x Profundidad m, TVD = 1102 bar x 0.0000981 x 1868.42 m = 201.99 bar

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Figura 7. Profundidad vertical verdadera vs profundidad medida.


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.6 Presión atmosférica / manométrica. Un manómetro colocado en el fondo de una columna de fluido leerá la columna hidrostática de dicha columna, también leerá la presión atmosférica ejercida sobre dicha columna. Figura 8. Manómetro análogo para medir presión.

Esta presión varía con las condiciones del clima y la elevación sobre el nivel del mar y es considerada normalmente 14,7 psi al nivel del mar. Si un manómetro tiene la notación Figura 9. Manómetro que lee en PSI. psig, indica que esta incluyendo la columna atmosférica encima del mismo.

Si el manómetro lee en psi, indica que este ha sido calibrado substrayendo la columna atmosférica encima del mismo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.7 Características de las formaciones. La porosidad y la permeabilidad son consideradas, junto con las presiones diferenciales, si queremos entender el control de pozos. Una roca reservorio parece sólida a simple vista. Un examen microscópico revela la existencia de aberturas diminutas en la roca. Estas aberturas se llaman poros. Figura 10. Porosidad de la roca.

La porosidad de la roca se expresa en porcentaje. Esta es la relación de los espacios de losporos y el Figura 11. Pavimentos de concreto volumen sólido. permeables. La roca reservorio debe tener la característica de ser permeable y consiste en que los poros de la roca deben estar conectados de tal manera que los hidrocarburos se muevan entre ellos.

De otra manera los hidrocarburos quedarían atrapados en la roca sin poder fluir a través de ella.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.8 Presión de formación. Figura 12. Estratos más antiguos y La presión de formación, es la estratos más recientes. presión dentro de los espacios porosos de la roca reservorio esta presión puede ser afectada por el peso de las capas de rocas por encima de la formación, la cual ejerce presión en los granos y los poros con fluidos de la roca reservorio. Los granos son el elemento roca, y los poros son los espacios entre estos granos. Si los fluidos tienen libertad para moverse y pueden escapar, los granos pierden parte de su soporte y se aproximan entre si. Este proceso se denomina compactación. Las formaciones con presión normal, ejercen una presión igual a la columna del fluido existente de dicha formación hasta la superficie. En las formaciones con presión normal la mayor parte de la presion es soportada por los granos que conforman la roca. Cuando la presión aumenta con la profundidad, los fluidos porales se mueven libremente reduciéndose el espacio poral debido a la compactación. Figura 13. Clases de estratos de la tierra.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Las formaciones con presión anormal ejercen una presión mayor que la presión hidrostática que la de los fluidos contenidos en la formación. Cuando se desarrollan presiones anormales, durante la fase de la compactación, el movimiento de los fluidos de los poros es restringido o paralizado. Figura 14. Fluido de perforación. Para controlar estas formaciones puede necesitarse trabajar con altas densidades de fluidos, y a veces, mayores que 20 ppg (2397 kg/m³). Puede haber otras causas para la existencia de presiones anormales, tales como la presencia de fallas, domos de sal, levantamientos y diferencias de elevación de las formaciones subterráneas. En muchas regiones cientos de pies de capas de rocas preexistentes fueron desapareciendo por efecto de la erosión. Figura 15. Formación domo salino.

Cuando una formación normalmente presurizada es levantada hacia la superficie previniendo que no pierda su presión poral durante el proceso, cambiará de presión normal (a mayor profundidad) a presión anormal a profundidad superficial). Cuando esto sucede, y se tiene que perforar en estas formaciones, puede ser necesario usar densidades de fluido de 20 ppg (2397 kg/m³) para controlarlas. Este proceso es la causa de muchas de las presiones anormales en el mundo. En áreas donde hay presencia de fallas, se pueden predecir capas o domos de sal, o son conocidos gradientes geotérmicos altos, las operaciones de perforación pueden encontrar presiones anormales.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Las formaciones con presiones anormales pueden a menudo ser detectadas usando antecedentes de otros pozos, la geología superficial, los perfiles del pozo y por medio de investigaciones geofísicas. Figura 16. Datos geoeléctricos de perfilaje de un pozo.

Las formaciones con presiones subnormales tienen gradientes menores que los del agua dulce y pueden ser desarrolladas cuando presión ha sido erosionada, dejando la formación expuesta a la superficie. La reducción de los fluidos porales originales a través de la evaporación, acción de la capilaridad y dilución producen gradientes hidrostáticos inferiores a los 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m). Las presiones subnormales pueden ser también inducidas a través de la depletación de los fluidos de la formación. 155


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7 1.9 Presión de fractura. La presión de fractura es la cantidad de presión necesaria para deformar permanentemente o separar la estructura rocosa de la formación. Superar la presión de formación generalmente no es suficiente para causar una fractura, se puede presentar fractura, si el fluido en el poro no se encuentra con movimiento.La presión de fractura puede ser expresada como un gradiente Figura 18 . Roca con poros abiertos.

(psi/pie) un fluido con densidad Figura 17. Fondo marino presión de equivalente (ppg) o por la presión fractura bajos en aguas profundas. total calculada de la formación (psi). Las formaciones profundas, altamente compactadas requieren presiones de fractura muy altas para superar la presión de formación existente y la resistencia estructural de la roca. Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran debajo de aguas profundas, pueden tener presión de fractura bajos.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.10 Pruebas de integridad. La información resultante de las Pruebas de Integridad de la Formación, en ingles con las iniciales PIT, es usada durante la vida productiva del pozo y de los pozos vecinos.

Figura 19. Presión del lodo a la formación.

Caracteristicas principales como las profundidades de casing, opciones de control de pozo, y densidades máxima aplicada a los fluidos de perforación, pueden basarse en esta información que determina la resistencia y la integridad de una formación. Estas pruebas son un método para verificar el sello del cemento entre el casing y la formación y se usa también para determinar la presión y la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo del casing. Cualquiera que sea la prueba efectuada, debe observarse algunas consideraciones generales. El fluido en el pozo debe ser circulado hasta quedar limpio para asegurar que es de una densidad conocida y homogénea. Las bombas del equipo pueden ser Figura 20. Sello de cemento entre utilizadas como fuerza motriz eléctrica la formación y la tubería de y puedan ser fácilmente accionadas a revestimiento. bajas velocidades. Si las bombas del equipo tienen que ser usadas y no puedan ser accionadas a bajas velocidades, entonces debe ser modificada la técnica de realizar la prueba de integridad. La alternativa sería confeccionar un grafico de presión versus tiempo o volumen para todas las pruebas de admisión como se muestra en las figuras de la página siguiente.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura 21. Presión vs. Tiempo o volumen para la prueba de formación

7.1.11 Prueba de admisión (LOT). Una prueba de admisión es utilizada para estimar el peso de lodo máximo que el punto de la prueba puede aguantar antes de romper o fracturar la formación. Figura 22. Bombas de lodo. 7.1.11.1 Técnica de admisión n° 1. Se aplica presión al pozo en incrementos de 100m psi (6.9 bar) y se bombea fluido al pozo en incrementos de volumen aproximados de medio barril (0.079m³).

Después de cada incremento de presión, la bomba se detiene y la presión se mantiene durante aproximadamente 5 minutos. Si se logra mantener la presión, se prueba el incremento siguiente. Si la presión no se mantiene, se presuriza nuevamente el pozo. La prueba se termina cuando la presión no se mantiene después de varios intentos, o no es posible aumentarla.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.11.2 Técnica de admisión n° 2. El estrangulador del manifold se abre y se comienza a operar la bomba en vacío. Se cierra el estrangulador para aumentar la presión en incrementos de 100 psi (6.9 bar). Para cada intervalo se verifica el volumen en los tanques hasta estar seguro que la formación no admite fluido. Figura 23. Estrangulador de choke manifold.

La prueba se considera completada cuando se alcanza una presión en la que la formación comienza admitir fluido en forma continua. Para cada incremento de presión se pierde algo de fluido. En esta técnica se debe utilizar un tanque pequeño para no forzar grandes cantidades de fluido hacia la formación. Las pérdidas de presión por fricción que están presentes durante esta operación aumentan inadvertidamente la presión aplicada a la formación probada, las cuales darán resultados ligeramente diferentes a las presiones de fractura las obtenidas en la técnica N° 1.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.12 Prueba de integridad limitada. Una prueba de integridad de formación limitada se realiza cuando no es aceptado producir una fractura de la formación. Puede ser usada también en los pozos perforados en áreas de desarrollo, en la cual los operadores tienen buena información referente a la resistencia de la formación y no esperan acercarse a las presiones de fractura. Figura 24. Información de perfilaje de pozo estudiada por operadores.

El pozo es presurizado a un valor de Figura 25. El fluido se usa de densidad equivalente predeterminadas. acuerdo al tipo de formación. Si la formación aguanta las presiones aplicadas se considera buena la prueba. En las pruebas PIT limitadas, la formación no se rompe; sin embargo, la presión a la que la formación comienza a admitir no es conocida. En las LOT, la presión a la que la formación comienza a admitir fluido es determinada, pero hay la posibilidad de fracturar la formación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.13 Relación presión/densidad. Las presiones aplicadas aumentan la presión total contra la formación, se estima por medio de cálculos la densidad estimada del fluido de integridad. Esta es la presión total, representada como una densidad de fluido, llamada de densidad máxima permisible, o densidad de fractura. Los cálculos para determinar la densidad de integridad estimada del fluido son: Densidad estimada del fluido de Integridad ppg = (Presión de la pruebapsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la prueba pies TVD) + Densidad del fluido de prueba ppg Densidad estimada del fluido de Integridad kg/m³ = (Presión de la pruebabar ÷ 0.000098 ÷ Profundidad de la pruebam TVD)+ Densidad del fluido de prueba kg/m³ Figura 26. Pruebas del lodo en los tanques. La densidad del fluido de la prueba a manudo es usada a lo largo de todo el pozo. Si esta densidad cambia, entonces la presión de superficie que podría dañar la formación debe ser recalculada. Para encontrar la nueva presión de integridad estimada con diferente densidad de fluido: Presión de Integridad estimada psi = (Densidad Est. del fluido de Integridad ppg – Densidad del fluido de pruebappg) × Profundidad de la prueba pies, TVD × 0.052 Presión de Integridad estimada bar = (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m³ – Densidad del fluido de pruebakg/m³) × Profundidad de la Prueba m, TVD × 0.0000981

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.13.1 Ejemplos relación presión/densidad. Ejemplo 4 Resolver las siguientes ecuaciones para la Figura 27. Perforación sin daños densidad estimada del fluido de integridad a la formación con pruebas de (peso máximo del fluido sin causar daño integridad. de formación), y la presión estimada de integridad que podría causar daño, utilizando densidad de fluido diferente usando los datos siguientes. Nota: Cuando se efectúen los siguientes ejercicios, los decimales en las respuestas no deben ser redondeados para arriba. El pozo tiene una profundidad total (TD) de 11226 pies (3421.68 m) y el zapato del casing está asentado a 5821 pies (1774.24 m) TVD. La presión de la prueba de admisión fue de 1250 psi (86.19 bar), con un fluido de prueba de 9.6 ppg (1150 kg/m³). La densidad del fluido actual es 10.1 ppg (1210 kg/m³). Primero encontrar la densidad estimada del fluido de integridad: Densidad estimada del fluido de Integridad ppg = (Presión de la prueba psi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la prueba pies TVD) + Densidad del fluido de prueba ppg = (1250 ÷ 0.052 ÷ 5821) + 9,6 = 4.1 + 9.6 = 13.7 ppg Densidad estimada del fluido de Integridad kg/m³ = (Presión de la prueba bar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de la prueba m, TVD) + Densidad del fluido de prueba kg/m³ = (86.19 ÷ 0.0000981 ÷ 1774.24) + 1150 = 495 + 1150 = 1645 kg/m³ En los cálculos de integridad de formación, no se debe redondear el resultado para el decimal superior. Por lo que en el cálculo anterior se usó 4,1 en lugar de 4,13 ppg (495 kg/m³ en lugar de 495,19 kg/m³). En el ejemplo, la densidad actual es mayor que la densidad de la prueba.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Presión de Integridad estimada En psi = (Dens. Est. del fluido de Integridad ppg – Densidad del fluido de prueba ppg) ×Profund. De la prueba pies, TVD x 0.052 = (13.7 - 10.1) x 5821 x 0.052 = 1089 psi. Presión de Integridad estimada bar = (Densidad Est. del fluido de Integridad kg/m³ – Densidad del fluido de prueba kg/m³) × Profundidad de la prue bam, TVD x 0.0000981 = (1645 - 1210) x 1774.24 x 0.0000981 = 75.71 bar Tabla 1. integridad.

Ejemplo 5

Presión

de

Prepare una tabla de presiones de integridad estimadas en la superficie para densidades de lodo desde 10.1 hasta 11.1 ppg (1222 a 1330 kg/m³). La profundidad del zapato del casing es 5821 pies (1774.24 m) TVD y la presión estimada de integridad para el lodo de 10.1 (1220 kg/m³) es 1250 psi (86.19 bar). Primero encuentre el incremento en presión hidrostática para cada 0.1 ppg (11.98 kg/m³): Presión hidrostática psi = Incremento de peso de fluido x factor de conversión x profundidad TVD = 0.1 x 0.052 x 5.281 = 30 psi Presión hidrostática bar = Incremento de peso de fluido x factor de conversión x profundidad TVD = 11.98 x 0.0000981 x 1774.24 = 2.09 bar Basado en la ganancia en presión hidrostática, substraer este valor de la presión estimada de integridad para cada incremento correspondiente a la densidad de fluido.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.14 Densidad equivalente. Si la presión aplicada es conocida, entonces puede ser calculada su densidad equivalente en un sitio determinado. Si una zona debe ser mantenida la presión a una densidad equivalente, entonces pueden realizarse cálculos para determinar la presión de la prueba. La densidad equivalente del lodo expresada por las siglas en ingles (EMW, Equivalent Mud Weight) Figura 28. Pruebas de densidad.

Es la sumatoria de todas las presiones como la presión hidrostática, presión del estrangulador, presiones aplicadas, presión del influjo, pérdida de presión por circulación, entre otras, a una profundidad dada, y puede ser expresada como una densidad de fluido. Si las presiones son conocidas o pueden ser estimadas, la EMW puede calcularse como sigue: EMW = (Presión ÷ Factor de Conversión ÷ Profundidad de Interés TVD) + Densidad actual

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.14.1 Ejemplos de densidad equivalente. Ejemplo 6 ¿Cuál es la EMW o densidad equivalente para una zona con una MD de 3.120 pies (950,97 m) y una TVD de 3.000pies (914,4 m) cuando el pozo es cerrado con 375 psi (25,86 bar) registradas en el manómetro del casing? La densidad del fluido actual es 8,8 ppg Figura 29. Bombeo del lodo a (1055 kg/m³). una densidad equivalente dada. EMW ppg = (Presión psi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de Interés pies TVD) + Densidad actual ppg = (375 ÷ 0.052 ÷ 3000) + 8.8= 2.4 + 8.8= 11.2 ppg EMW kg/m³ = (Presión bar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de Interés m, TVD) + densidad actual kg/m³ = (25.86 ÷ 0.0000981 ÷ 914.4) + 1055= 288 + 1055 = 1343 kg/m3

Presión de Prueba psi = (EMW ppg – Densidad Actual ppg) × 0.052 × Profundidad. De Interés pies TVD Presión de Prueba bar = (EMW kg/m³ – Dens. Actual kg/m³) × 0.0000981 × Profundidad de Interésm, TVD Figura 30. Verificación visual del lodo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Ejemplo 7 ¿Cuánta presión de prueba puede ser aplicada para probar una formación con una profundidad medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08 m) a una densidad equivalente de 13.4 ppg (1606 kg/m³)? La densidad actual es 9.1 ppg (1090 kg/m³).

Figura 31. Perforación tradicional.

Presión de Prueba psi = (EMW ppg – Densidad Actual ppg) × 0.052 × Profundidad de interés pies TVD = (13.4 - 9.1) x 0.052 x 5.745 = 4.3 x 0.052 x 5.745 = 1285 psi Presión de Prueba bar = (EMW kg/m³ – Dens. Actual kg/m³) × 0.0000981 × Profundidad de Interésm, TVD = (1606 - 1090) x 0.0000981 x 1751,08 = 516 x 0.0000981 x 1751.08 = 88.64 bar Figura 32. Toma de presiones.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.15 Pérdida de presión por fricción/ presión de circulación. Figura 33. La presión ejercida por una La fricción es la resistencia al movimiento y es necesario aplicar columna de fluido en el pozo. una fuerza, o presión, para superar la fricción para mover cualquier cosa. La fricción debe ser superada para levantar una tubería, mover un fluido, aun para poder caminar. La cantidad de fricción que está presente para ser superada depende de muchos factores, tales como el peso, tipo y rugosidad de las dos superficies en contacto, área de la superficie, propiedades térmicas y eléctricas de las superficies, y la dirección y velocidad de los objetos. La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la fricción es denominada como perdida por fricción y puede medirse de varias maneras. Algunas de ellas son el torque, el arrastre medido en amperios, pies-libras, Kg.m, los caballos de potencia HP y la fuerza para mover el fluido (psi o bar). La presión en la bomba es en realidad, la cantidad de fricción que se debe superar para mover el fluido por el pozo a un determinado caudal. La mayor parte de la pérdida de presión ocurre en la columna de tubería y en las restricciones tales como las boquillas de la broca. Cuando se está circulando el pozo, la presión en el fondo del pozo se aumenta en función de la fricción que se necesita superar en el anular. Cuando las bombas están paradas, la presión en el pozo se reduce porque no hay fuerza de fricción a ser superada. Dado que la fricción agrega presión al pozo, la densidad equivalente de circulación (ECD) aumenta en el fondo. Su valor total es el equivalente a la presión de fondo de pozo con la bomba en funcionamiento, además los datos obtenidos de registros mientras se perfora (LWD) pueden ser utilizados para obtener lecturas aproximadas de la presión en el anular, con la que se puede determinar la densidad de circulación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.15.1 Casos de presiones de pozo. La presión de fondo puede ser estimada durante las siguientes actividades. Figura 34. La presión hidrostática es controlada a través de un cuidadoso monitoreo y control de la densidad del fluido.

Pozo Estático: No hay fluido en movimiento, el pozo esta estático. La presión de fondo (BHP) es igual a la presión hidrostática del fluido (HP) en el anular del pozo mas la presión que hubiera en el Casing en superficie.

Circulación normal: Durante la circulación, la presión de fondo del pozo es igual a la presión hidrostática del fluido más las pérdidas de presión por fricción en el anular (APL)

Circulación con cabeza rotativa: Cuando se circula con una cabeza rotativa la presión en el fondo es igual a la presión hidrostática del fluido más las pérdidas de presión por fricción en el anular, más la contrapresión de la Cabeza Rotativa.

Circulación de una surgencia al exterior del pozo: La presión del fondo del pozo es igual a la presión hidrostática del fluido más las pérdidas de presión por fricción en el anular, más la presión en el estrangulador.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.16 Presión diferencial. Figura 35. balanceada

Presión sobre

La diferencia entre la presión de formación (PF) y la presión hidrostática en el fondo del pozo (PH) es la presión diferencial. Esta se clasifica como Sobre balanceada, Sub balanceada y Balanceada. 

Sobre balanceada

Sobre balanceado significa que la presión hidrostática ejercida en el Figura 36. fondo del pozo es mayor que la presión balanceada

Presion

sub

de formación: PH > PF 

Sub balanceada

Sub balanceada significa que la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo es menor que la presión de formación: PH < PF 

Balanceada

Balanceada significa que la presión hidrostática ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presión de formación: Figura 37. Presión balanceada. PH = PF La mayoría de los pozos son perforados o reparados, en condiciones de balance o sobre balance. Si se está circulando o perforando, la fricción y los recortes contribuyen a una presión efectiva en el fondo del pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.17 Taller principios de una surgencia.

1. ¿Qué es un fluido? 2. ¿Cuál es la formúla de gradiente de presión? 3. Convierte las siguientes densidades en gradientes de presión.   

13.5 ppg ___________psi/ft 16 ppg _____________ psi/ft 12 ppg _____________ psi/ft

4. Calcula la presión hidrostática de los siguientes   

9.5 ppg lodo a 9000ft Profundidad medida/8000 ft Profundidad Total Verdadera =______________________ 15.5 ppg lodo en 18000ft Profundidad Total Verdadera /21000ft Profundidad Medida =_____________ 0.889 psi/ft lodo en 11000ft Profundidad Medidad /9000ft Profundidad Total Verdadera = ____________

5. Resolver las siguientes ecuaciones para la densidad estimada del fluido de integridad y la presión estimada de integridad que podría causar daño, usando los datos siguientes. El pozo tiene una profundidad total de 10000 pies y el zapato del casing está asentado a 5000 pies TVD. La presión de la prueba de admisión fue de 1200 psi, con un fluido de prueba de 9.2 ppg. La densidad del fluido actual es 10.1 ppg. 2 Densidad estimada del fluido de integridad ppg = (Presión de la prueba psi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la prueba pies TVD) + Densidad del fluido de prueba ppg) Presión de Integridad estimada en psi = (Dens. Est. del fluido de Integridad ppg – Densidad del fluido de prueba ppg) ×Profund. De la prueba pies, TVD x 0.052) 6. ¿Cuál es la densidad equivalente para una zona con una profundidad medida de 4.400 y una profundidad total verdadera de 3.900, cuando el pozo es cerrado con 400 psi registradas en el manómetro del casing? La densidad del fluido actual es 9,4 ppg.

1

Densidad Equivalente ppg = (Presión psi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de Interés pies TVD) + Densidad actual ppg

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MANUAL BรSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BรSICOS DE CONTROL DE POZO 7. Complete el siguiente cuadro.

2

Tabla 2. Completar cuadro de conceptos. Presiรณn / Prueba.

CONCEPTO ___Es la presiรณn dentro de los espacios porosos de la roca reservorio esta presiรณn puede ser afectada por el peso de las capas de rocas por encima de la formaciรณn.

1. Presiรณn hidrostรกtica.

2. Presiรณn

de

formaciรณn.

___La diferencia entre la presiรณn de formaciรณn y la presiรณn hidrostรกtica en el fondo del pozo es la presiรณn diferencial.

3. Presiรณn de fractura.

___Verifica el sello del cemento entre el revestimiento y la formaciรณn, se usa tambiรฉn para determinar la presiรณn y la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo del revestimiento.

4. Pruebas

___Es la cantidad de presiรณn necesaria para deformar permanentemente o separar la estructura rocosa de la formaciรณn.

de

integridad.

5. Presiรณn diferencial.

___Una es utilizada para estimar el peso de lodo mรกximo que el punto de la prueba puede aguantar antes de romper o fracturar la formaciรณn.

6. Prueba de admisiรณn.

___ Se realiza cuando no es aceptado producir una fractura de la formaciรณn.

7. Prueba de integridad

___ Es la presiรณn total creada por el peso de una columna de fluido, actuando en cualquier punto dado en un pozo.

limitada

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 8. ¿Cuánta presión de prueba puede ser aplicada para probar una formación con una profundidad medida MD de 7500 pies y una profundidad vertical TVD de 7250 pies a una densidad equivalente de 12.4 ppg. La densidad actual es 8.9 ppg. 1 Presión de Prueba psi = (Densidad equivalente ppg – Densidad Actual ppg) × 0.052 × Profundidad de interés pies TVD) 9. Las altas temperaturas de fondo de pozo podría afectar a la presión hidrostática, ¿cual seria su elección? 0.5    10.

Un aumento en el gradiente hidrostático Una disminución en el gradiente hidrostático No tendría ningún efecto

Figura 38. Nombre las siguientes presiones diferenciales.

172

0.5


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.1.18 Respuestas principios de una surgencia. 1. Un conjunto de sustancias donde las moléculas no son muy unidas lo que permite cambiar su forma, ante una fuerza aplicada sobre ellos. 2. Gradiente de Presiónpsi/ pie = Densidad del Fluido ppg x Factor de Conversión. 3.  13.5 x 0.052 = 0.702 psi/ft  16.0 x 0.052 = 0.832 psi/ft  12.0 x 0.052 = 0.624 psi/ft 4.   

8000 x 9.5 x .052 = 3952 psi 18000 x 15.5 x .052 = 14508 psi 9000 x 0.889 = 8001 psi

5. Densidad estimada del fluido de Integridad ppg = (Presión de la prueba psi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la prueba pies TVD) + Densidad del fluido de prueba ppg = (1200 ÷ 0.052 ÷ 5000) + 9,2 = 4.6 + 9.2 = 13.8 ppg

Presión de Integridad estimada en psi = (Dens. Est. del fluido de Integridad ppg – Densidad del fluido de prueba ppg) ×Profund. De la prueba pies, TVD x 0.052 = (13.8 - 10.1) x 5000 x 0.052 = 962 psi.

6. Densidad Equivalente ppg = (Presión psi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de Interés pies TVD) + Densidad actual ppg) = (400 ÷ 0.052 ÷ 3900) + 9.4= 1.9 + 9.4= 11.3 ppg

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MANUAL BรSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BรSICOS DE CONTROL DE POZO 7. Tabla 3. Cuadro de respuestas de conceptos. Presiรณn / Prueba.

CONCEPTO

1. Presiรณn hidrostรกtica.

2 Es la presiรณn dentro de los espacios porosos de la roca reservorio esta presiรณn puede ser afectada por el peso de las capas de rocas por encima de la formaciรณn.

2. Presiรณn formaciรณn.

de

4 Verifica el sello del cemento entre el revestimiento y la formaciรณn, se usa tambiรฉn para determinar la presiรณn y la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo del revestimiento.

3. Presiรณn de fractura.

4. Pruebas integridad.

5 La diferencia entre la presiรณn de formaciรณn y la presiรณn hidrostรกtica en el fondo del pozo es la presiรณn diferencial.

de

3 Es la cantidad de presiรณn necesaria para deformar permanentemente o separar la estructura rocosa de la formaciรณn.

5. Presiรณn diferencial.

6 Es utilizada para estimar el peso de lodo mรกximo que el punto de la prueba puede aguantar antes de romper o fracturar la formaciรณn.

6. Prueba de admisiรณn.

7 Se realiza cuando no es aceptado producir una fractura de la formaciรณn.

7. Prueba de integridad limitada

1 Es la presiรณn total creada por el peso de una columna de fluido, actuando en cualquier punto dado en un pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 8. Presión de Prueba psi = (Densidad equivalente ppg – Densidad Actual ppg) × 0.052 × Profundidad de interés pies TVD) (12.4 - 8.9) x 0.052 x 7250 = 3.5 x 0.052 x 7250 = 1319 psi 9. Una disminución en el gradiente hidrostático.

10. Figura 39. Respuestas de las presiones diferenciales. Presión sobre balanceada

Presión sub balanceada

Presión balanceada

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2 Principios De Una Surgencia

Figura 40. Patada de pozo provocada por una surgencia no controlada.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.1 Concepto de surgencia. Una surgencia es una entrada no Figura 41. Surgencia no controlada. deseada de los fluidos de una formación hacia el pozo. Como resultados de una surgencia durante los intentos de recuperar el control del pozo, se pueden incluir el tiempo operativo perdido, operaciones de riesgo con gas y petróleo a alta presión, y la posible pérdida de equipos desde el pegamiento de la tubería hasta la pérdida del equipo completo. Si la surgencia es reconocida y controlada a tiempo, puede ser fácilmente manipulada y expulsada del pozo en forma segura. Como una surgencia podría suceder en cualquier momento, debemos estar en condiciones de reconocerla, identificarla y reaccionar ante todos los indicadores. Estos indicadores nos permiten saber tanto si las condiciones para una surgencia existen o si el pozo pudiese estar ya en surgencia. Tiene sentido que se utilicen todos los medios posibles para prevenir una surgencia. Figura 42. Plataforma marina destruida por surgencia incontrolable.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.2 Como se predicen las presiones de formación. La mejor forma de evitar una surgencia es tener en el pozo un fluido que sea suficientemente pesado para controlar las presiones de formación pero lo suficientemente liviano para evitar pérdidas de circulación. Sin embargo, las cuadrillas deben mantenerse alertas a cambios inesperados de presión independientemente de cuan segura pueda ser la operación. Figura 43. Constante verificación de presiones y rata de perforación.

La presión en formaciones con presión normal, es aproximadamente igual a la ejercida por una columna de fluido de formación que se extiende desde la formación hasta la superficie, o entre 0.433 y 0.465 psi/pie (0.098 y 0.105 bar/m). En este manual, usaremos el término presión anormal para indicar un gradiente mayor que 0.465 psi/pie (0.105 bar/m). Las presiones de formación son directamente afectadas por las condiciones geológicas. Como el perforador, el jefe de equipo y el representante de la operadora no son geólogos de exploración, es necesario que se mantengan alertas. Deben estar conscientes que las presiones anormales se pueden encontrar a cualquier profundidad y en cualquier momento. Una cuadrilla de perforación entrenada y experimentada está siempre preparada para lo inesperado. Las presiones de los pozos se pueden predecir de tres fuentes de información. Antes de la perforación, se pueden usar datos históricos, sísmicos y geológicos. Durante la perforación del pozo, cambios en los parámetros de perforación podrían indicar cambios de la formación de sus presiones y los datos de registros obtenidos con las herramientas de mediciones mientras se perfora son también invalorables para estos fines.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.3 Interpretaciones sísmicas. La ciencia de la sismología involucra la creación de ondas de sonido que penetran en las capas de las rocas subterráneas. Las ondas de sonido rebotan de regreso a la superficie desde estas rocas, donde son registradas por instrumentos que miden la naturaleza y la intensidad de estos reflejos. Figura 44. Comparación de registro sónico.

La interpretación adecuada y cuidadosa de estas mediciones, permite a los geólogos de exploración deducir la forma y extensión de las formaciones de subsuelo, especialmente utilizando técnicas de perfiles tridimensionales reforzados por computadoras. Con esta información, los programas de perforación pueden ser desarrollados con mayor exactitud y seguridad para la predicción de zonas potencialmente presurizadas.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.4 Datos geológicos. El planeamiento geológico previo Figura 45. Geólogo estudio preliminar de del pozo observa la geología la formación. general del área en ciertas condiciones geológicas causan presiones anormales y peligros durante la perforación, las cuales requieren tomarse en cuenta cuando se planifica el pozo. Algunas de las condiciones más comunes asociadas con los cambios de las presiones de subsuelo son las fallas, anticlinales, domos de sal, arcillas masivas, zonas recargadas o agotadas. 7.2.4.1 Fallas. Cuando la broca atraviesa una falla, podría haber un cambio significativo de los gradientes de presión, lo que puede resultar en una surgencia o una pérdida de circulación. Las fallas son atravesadas deliberadamente con la finalidad de buscar acumulaciones de petróleo y de gas. Los pozos horizontales y los dirigidos generalmente atraviesan fallas, donde las probabilidades de perforar en zonas de surgencia o de pérdida de circulación son altas Figura 46. Una formación Fallada.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.4.2 Anticlinales Los anticlinales son estructuras geológicas en forma de domos hacia arriba. Capas de rocas que fueron impulsadas de niveles profundos forman generalmente esos domos anticlinales. Figura 47. Una estructura anticlinal.

Las altas presiones contenidas Figura 48. Perforacion de pozos de previamente en esas posiciones ampliación. inferiores son preservadas. Por ese motivo, las estructuras anticlinales son generalmente el objetivo. Cuando se perfora en la parte alta de la estructura de un anticlinal, se pueden anticipar presiones altas. Debe tenerse en cuenta que el pozo inicial podría haberse perforado en un flanco de la estructura y al perforar los pozos de ampliación podrían encontrar presiones altas inesperadas

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.4.3 Domos salinos. Generalmente, la sal es forzada hacia arriba dentro de las formaciones superiores formando así los domos salinos. Figura 49. Domo salino.

Bajo la presión ejercida por la sobrecarga, la sal exhibe propiedades de flujo plástico, es decir no permitiendo que los fluidos porales migren a través de estos domos. Como consecuencia de esto, las Figura 50. Sal en la formación. formaciones debajo de los domos salinos comúnmente tienen presiones más altas que lo normal. Las formaciones o capas son agujereadas, selladas y levantadas por la sal, originando la migración del petróleo y del gas. Estas zonas podrían tener presiones mayores que las de las formaciones adyacentes.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.4.4 Lutitas masivas. Grandes espesores de lutitas impermeables restringen el movimiento ascendente de los fluidos porales. Cuantas más capas se acumulan, las presiones de formación se vuelven anormales, sin permitir el proceso normal de compactación. Figura 51. Lutitas masivas como zona de transición.

Las secciones de lutitas formadas bajo estas condiciones pueden ser móviles o plásticas, porque exhiben presiones anormales al ser perforadas, y producirán relleno en el pozo cuando la broca es sacada. Generalmente son necesarias altas densidades de fluido para controlar estas lutitas y hasta podrían requerir programas especiales de revestimiento. Las lutitas sobre-presionadas son de menor densidad y son perforadas con mayor velocidad debido a que son más blandas y a la falta de compactación normal. Un sello de roca endurecida generalmente indica el tope de las lutitas presurizadas y una vez es perforado, las lutitas se tornan progresivamente más blandas a medida que la presión aumenta, resultando en altas velocidades de penetración. Las rocas permeables como las areniscas que están debajo de estas lutitas, por lo general están también sobre-presurizadas debido a la falta de rutas de escape para los fluidos de los poros a medida que la presión aumenta.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.4.5 Zonas sobre-presionadas. Figura 52. Zonas de alta presión generadas por el hombre.

Las zonas sobre-presionadas pueden tener origen natural como resultado de la migración ascendente de los fluidos porales de zonas más profundas, o pueden ser originadas por el hombre. Trabajos de cementación de Figura 53. Las formaciones con presiones mala calidad o inadecuados, anormales pueden ser identificadas con los casings o tubos dañados y registros. proyectos de recuperación secundaria por inyección de fluidos pueden generar zonas sobre-presionadas. Las técnicas geofísicas modernas pueden localizar las zonas presurizadas superficiales. Estas zonas son comúnmente llamadas de puntos brillantes. Cuando son encontradas a poca profundidad presiones normales provenientes de formaciones más profundas, son generalmente difíciles de controlar.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.5 Indicadores de presión perforando.

Las siguientes son las señales más comunes de cambios de presión de formación. Estas señales deben ser reconocidas por las el personal de la cuadrilla e informadas a los supervisores. La comunicación es de vital importancia porque muchas de estas señales pueden tener otras explicaciones.        

Variaciones en la velocidad e penetración. Cambios en la forma, tamaño y cantidad de recortes. Aumento del torque de rotación. Aumento en el arrastre. Desmoronamiento de arcillas. Aumento en el contenido de gas. Aumento de la temperatura en la línea de salida. Disminución de la densidad de las arcillas.

Figura 54. Indicadores en al formación.

Aumento en el contenido de cloro.

No todos estos indicadores se presentan todos al mismo tiempo. La dotación debe saber reconocerlos como posibles señales de que se está perforando en zonas de mayor presión.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.5.1 Variaciones en la penetración El aumento en la velocidad de penetración es uno de los métodos más ampliamente aceptados para determinar los cambios en la presión poral. Normalmente la velocidad de penetración decrece con la profundidad. Este decrecimiento, provocado por el aumento de la dureza y densidad de la roca, también es controlado por la diferencia entre la presión hidrostática y la presión poral. Figura 55. En los manómetros pueden ser verificada la velocidad de perforación.

La velocidad de perforación aumenta cuando se Figura 56. Rata de penetra en una zona de presión anormal porque las perforación formaciones contienen más fluido y son más blandas. constante. El aumento de la presión de formación también reduce el sobrebalance en el fondo del pozo, esto significa que los recortes se desprenderán bajo la broca con mayor facilidad. Si se observa que la velocidad de penetración no varía, o aumenta gradualmente cuando debería disminuir, puede también indicarnos un incremento de la presión de la formación. Un cambio abrupto en la velocidad de penetración, ya sea aumento o disminución, indica que se está perforando una formación nueva que podría ser más permeable y que podría provocar una surgencia.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Cuando las presiones de formación cambian de normal a anormal a Figura 57. Perforador verificando medida que el pozo se profundiza, el constantemente las presiones y la área en la que se produce el cambio velocidad de perforación. es llamada “zona de transición”. Cuando se perfora en una zona de transición la densidad del lodo debe mantenerse lo más próxima posible a la presión de formación. Cualquier exceso de densidad aumentara la presión diferencial y consecuentemente reduce la velocidad de penetración. Sin embargo existen otros factores, además de la presión poral, que afectan a la velocidad de penetración, incluyendo a los cambios de formación, velocidad de rotación, peso sobre la broca, tipo de broca, condiciones de la broca y propiedades del fluido. En general un cambio brusco continuo en la velocidad de penetración puede indicar un cambio de formación 7.2.5.2 Variaciones en la forma, tamaño, tipo y cantidad de recortes Los recortes son fragmentos de la Figura 58. El tipo de broca formación cortados, o desprendidos de la usado de acuerdo a la clase formación por la acción de la broca. formación. El tamaño, forma y cantidad de los recortes dependen en gran medida del tipo de formación, tipo de broca, peso sobre la broca, desgaste de la broca y del diferencial de presión. El tamaño de los recortes generalmente disminuye con el desgaste de la broca durante la perforación si el peso sobre la broca, tipo de formación y el diferencial de presión, permanecen constantes.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura 59. Al lado izquierdo: recortes de lutita de una zona con presión normal. A la derecha: recortes de lutita de una zona de transición

7.2.5.3 Aumento del torque. Durante las operaciones normales de perforación el torque rotativo aumenta gradualmente con la profundidad, como resultado del efecto del contacto entre las paredes del pozo y la tubería de perforación. El aumento de la presión de formación provoca que entren mayores cantidades de recortes al pozo a medida que los dientes de la broca penetran más y producen cortes mayores en la formación. El aumento de lutitas en el pozo tiende a adherirse, impedir la rotación de la broca, se puede verificar aumento del torque en varios cientos de pies esto indica un aumento de la presión, también puede aumentar debido a que la formación es blanda, lo cual origina que el pozo se cierre alrededor de la tubería pesada y la broca. Figura 60. Roca lutita.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.5.4 Lutitas desmoronables A medida que la presión de formación supera la presión de la columna de lodo, la columna de lodo resulta menos efectiva para sostener las paredes del pozo, y eventualmente las lutitas comienzan a desmoronarse de las paredes del pozo. El desmoronamiento de las lutitas no es una situación crítica, sino que dependen del grado de desbalance y otros factores tales como el buzamiento de la formación, su compactación, la consolidación de los granos de arena. Las lutitas desmoronables afectan la perforación al ocasionar problemas de arrastre de recortes por estrechamiento del pozo, llenado en el fondo y eventualmente pueden causar que la tubería de perforación, u otras herramientas se aprisionen. Figura 61. Cuando la presión es la causa para el desmoronamiento de las arcillas, su forma, será larga, afilada y curva.

Antes de cualquier tipo de maniobra el pozo es generalmente circulado hasta quedar limpio, una vez circulado los recortes son totalmente desplazados fuera del pozo para prevenir complicaciones.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.5.5 Aumento en el contenido de gas. El aumento en el contenido del gas en el fluido de perforación es un buen indicador de zonas de presión anormal. Sin embargo, los cortes de gas no son siempre el resultado de una condición de desbalance, por lo que es importante una adecuada comprensión de las tendencias del gas. Figura 62. El gas de la canaleta de retorno debe ser controlado cuidadosamente.

Gas de perforación.

Cuando se perfora una formación porosa no permeable que contiene gas, los recortes que contienen gas son circulados pozo arriba. La presión hidrostática sobre estos recortes se reduce a medida que son circulados. El gas en el recorte se expande y se libera en el sistema de lodo, reduciendo la densidad. Bajo estas circunstancias, no se puede detener la gasificación del lodo aumentando la densidad del lodo. Esta situación puede verificarse deteniendo la perforación y circulando el fondo hacia arriba. La cantidad de gas debe reducirse significativamente o a un parar.

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Figura 63. Tea.


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 

Gas de conexión maniobra.

o

de

Figura 64. Maniobras de tubería.

Cuando se perfora con una densidad mínima del lodo, el efecto de pistoneo producido por el movimiento ascendente de la columna durante una conexión o maniobra puede estimular gases y fluidos dentro del pozo. Este gas es conocido como gas de maniobra o de conexión, cuando este gas aumenta, es posible que los gases de formación pueden también estar aumentando, o que la presión hidrostática del lodo de perforación contra presión está cambiando. 

Gas De Fondo.

Hay formaciones donde las capas rojas de arenisca, son perforadas Figura 65. En un pozo el gas se quema en la tea. con agua. La presión de formación en estas capas es equivalente a un lodo de aproximadamente 16 ppg 1917 kg/m³). Estas capas de arenisca roja tienen gas, pero su permeabilidad es muy baja. El resultado es que el lodo siempre está cortado por gas, produciendo gas de maniobra particularmente molesto y una unidad de detección de gas es necesaria. Este tipo de gas debe ser controlado cuidadosamente y considerados como una advertencia de aumento de la presión poral.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.5.6 Mediciones y registros durante la perforación MWD y LWD. Las herramientas de mediciones Figura 66. Técnicas de LWD proveen (MWD) y registros (LWD) durante la información de condiciones del pozo perforación son una sofisticada en tiempo real. combinación de instrumentos electrónicos. Información de perforación direccional y de evaluación de las formaciones puede ser recabada en tiempo real dependiendo de la configuración y el tipo de herramienta de MWD. Los parámetros medidos tales como la resistividad de la formación, torque, temperatura, presión de fondo de pozo y respuestas acústicas, pueden ser utilizados para identificar cambios en las condiciones de perforación y detectar surgencias. La respuesta de los parámetros varía de acuerdo con el sistema de fluido utilizado como base agua o base petróleo por lo que se hace necesario interpretar las señales. Figura 67. tiempo real.

Registro

LWD

en La electricidad es generada para operar la herramienta mediante una turbina o en el arreglo del conjunto. Caudales específicos de bomba son necesarios para generar la potencia apropiada para la herramienta. Dependiendo del tipo de herramienta, una vez que la información es recabada se la puede transmitir por cable, por pulsos de fluido, ondas electromagnéticas o acústicas. Estos pulsos son recibidos por sensores sofisticados en la superficie y luego transmitidos a computadores que los decodifican o traducen en información utilizable.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.5.7 Disminución de densidad de las lutitas. Las lutitas que están normalmente presurizadas han sufrido una compactación normal y su densidad aumenta uniformemente con la profundidad. Este incremento uniforme permite predecir la densidad de las arcillas. Cualquier reducción de la tendencia puede ser interpretada como una zona de mayor presión poral, puesto que las lutitas de alta presión son de menor densidad que las de presiones normales. Esto es el resultado de los fluidos porales atrapados en secciones de lutitas durante el proceso de compactación. Figura 68. Las formaciones presentan compactaciones extremas y mayor presión.

Los problemas que reducen la utilidad en el campo de la densidad de las lutitas recaen en los métodos de la medición de su densidad. Actualmente se utilizan tres métodos. Estos son:   

Columna de líquido de densidad variable. Densidad por balanza de lodo. Técnicas de perfilaje MWD (Medición durante la perforación)

No es fácil determinar la profundidad de los recortes de lutitas, y la selección y preparación de los recortes para las mediciones depende en gran medida de la persona que las realiza.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.5.8 Aumento en la temperatura de la línea de salida. El sello en el tope de la zona de transición limita el movimiento del agua. Por tanto temperaturas arriba de lo normal se registran tanto en la zona de transición como en la zona de alta presión que está debajo. Si la tendencia normal de la temperatura de la línea de salida es graficada, un cambio de 2 a 6 °F o más por cada 100 pies encima de esta tendencia podría ser un indicador de la zona de transición. Además de indicar un cambio en la presión poral, los cambios en la temperatura de la línea de salida pueden atribuirse a:    

Un cambio en el caudal de circulación. Un cambio en el contenido de sólidos del lodo. Un cambio en la composición química del lodo Un cambio en los procedimientos de perforación

Figura 69. Termoprobe digital usado para medir temperatura de productos petrolíferos.

En las perforaciones marinas, a medida que la profundidad del agua aumenta, la eficiencia del registro de temperatura disminuye. Puede tornarse inútil debido al efecto de enfriamiento del agua, a menos que la temperatura del conjunto submarino sea controlada. En aguas profundas, la temperatura del lodo en la superficie podría mantenerse constante durante toda la operación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.5.9 Aumento en el contenido de cloruro.

Figura 70. Cloruro de magnesio. Cambios en el contenido del ión cloruro o de la sal en los fluidos de perforación son indicadores válidos de presión. Si no hay suficiente presión, filtración o flujo de la formación pueden ingresar al pozo y mezclarse con el fluido de perforación. Esto cambiará el contenido de cloruros del lodo. Dependiendo del contenido de cloruro en el fluido, un aumento o disminución podrían ser determinados basados en si el contenido de sal del fluido de formación es mayor o menor. Sin embargo, los cambios pueden ser difíciles de establecer a menos que haya un control minucioso de las pruebas del lodo. Figura 71. Modelo a escala cloruro de sodio. La mayoría de los métodos disponibles para hacer las pruebas de contenido de ión cloruro son inadecuados para mostrar cambios sutiles En los lodos de agua dulcebentonita, los aumentos de contenido del ión cloruro causarán un aumento de la viscosidad de embudo y de las propiedades del flujo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.6 Registros indicadores de presión. Los perfiles eléctricos normales o de inducción, miden la resistividad eléctrica de la formación. Figura 72. Registro eléctrico de la formación. Dado que generalmente las formaciones de lutitas con presión anormal tienen más agua, son menos resistivas que las formaciones de lutitas secas con presión normal. Los cambios de resistividad pueden ser medidos y la presión de formación medida. Los perfiles acústicos o sónicos miden la velocidad del sonido o el tiempo del intervalo de tránsito de la formación. Las formaciones de lutitas con altas presiones que tienen más agua, tienen menor velocidad de sonido, en consecuencia un tiempo de tránsito mayor. Figura 73. Registro sónico impreso. Se pueden hacer cálculos para determinar la presión de formación y su porosidad a partir de estas mediciones. Los perfiles de densidad, miden la densidad de la formación basándose en mediciones radioactivas. Las formaciones de lutitas de alta presión tienen menor densidad por lo que es posible también hacer cálculos para la determinación de la presión de formación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.7 Causas de las surgencias. Siempre que la presión de la formación sea mayor que la presión ejercida por la columna de fluido en el pozo; los fluidos de la formación podrán fluir hacia el pozo. Esto puede ocurrir por una o una combinación de varias causas: Las causas más comunes de las surgencias son: 

Densidad insuficiente del fluido.

Prácticas deficientes durante las maniobras

Llenado deficiente del pozo.

Pistoneo / Compresión.

Pérdida de circulación.

Presiones anormales.

Obstrucciones en el pozo.

Operaciones de cementación.

Situaciones especiales que incluyen:

Velocidad de perforación excesiva en las arenas de gas.

Pérdida de filtrado excesiva del fluido de perforación.

Perforar dentro de un pozo adyacente.

Formaciones cargadas

Obstrucciones en el pozo.

Probando el conjunto de BOP.

Gas atrapado debajo del conjunto de BOP.

Pérdida del conductor submarino.

Proyectos de recuperación secundaria.

Flujos de agua.

Pruebas de Formación (DST)

Perforación en desbalance - Falla en mantener una contrapresión adecuada.

Pata de plataforma.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.7.1 Densidad insuficiente del fluido. Una causa común de las surgencias es la densidad insuficiente del fluido, o un fluido que no tiene la densidad suficiente para controlar la formación. Figura 74. Balanza de lodos empleada El fluido en el pozo debe ejercer una en campo para medir la densidad presión hidrostática para equilibrar, actual. como mínimo, la presión de formación. Si la presión hidrostática del fluido es menor que la presión de la formación el pozo puede fluir. Probablemente que la causa más común de densidad insuficiente del fluido es perforar inesperadamente dentro de formaciones con presiones anormalmente altas. Esta situación puede resultar cuando se encuentran condiciones geológicas impredecibles, tales como perforar cruzando una falla que cambia abruptamente la formación que se está perforando. La densidad insuficiente del fluido puede también ser resultado de la interpretación errónea de los parámetros de la velocidad de perforación ROP contenido de gas, densidad de las lutitas, etc. utilizados como guía para densificar el lodo. Figura 75. El agua lluvia puede cambiar la densidad del lodo. El ingreso de agua de la lluvia en el sistema de circulación, puede tener un gran efecto en la densidad y alterar severamente las propiedades del fluido. También es peligroso diluir el fluido para reducir su densidad puesto que se está agregando intencionalmente agua al sistema mientras está circulando. Si se agrega mucha agua, o la densidad del fluido baja mucho, el pozo podría comenzar a fluir. Sin embargo, si el personal está mezclando y agregando volumen a los tanques, una ganancia proveniente del pozo podrá ser difícil de detectar. Es buena práctica agregar volúmenes conocidos

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Figura 76. Tanque de lodo con Si se diluye el lodo con agua, esta volumen para un a cantidad de debe ser tomada de un tanque cuyo volumen es conocido, de tal manera liquido determinado. que la cantidad de agua tomada de ese tanque deberá ser igual a la ganancia en el sistema activo. Si el incremento resulta ser mayor, es posible que el pozo esté en surgencia. El responsable del control del volumen del sistema debe ser informado cada vez que se agregue o transfiera fluido en los taques Otras causas que provocan una densidad incorrecta del fluido son, cambiar el fluido actual del pozo por fluidos de fractura o trabajos de acidificación, desplazamiento de tapones de gran volumen, o también el cambio por fluidos de terminación, completación o de empaque. 7.2.7.2 Llenado Deficiente En Maniobras. Probablemente la causa más común de las surgencias resulta de las maniobras sacando tubos fuera del pozo. Muchos factores intervienen durante una maniobra ya que no se tiene un peso de fluido adecuado para mantener Figura 77. Maniobras en la mesa de trabajo de la torre de perforación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO las presiones de formación, o la presión fue reducida en el pozo durante la maniobra permitiendo que el pozo fluya.

Bajo condiciones normales si la circulación puede ser detenida antes de la maniobra sin tomar un influjo, entonces no debería ocurrir una surgencia durante la maniobra. Un factor que a menudo no es tomado en cuenta es la fuerza de fricción ejercida contra la formación por el fluido durante su circulación. Figura 78. Observar el nivel de fluido de los tanques.

Esta fuerza es llamada de pérdida de carga anular (ΔPL), y podría representar una densidad equivalente de circulación (ECD) en exceso de más de 1 ppg (120 kg/m³) de material densificante. Una vez que las bombas han sido detenidas, la pérdida de presión por circulación desaparece y la presión en el fondo del pozo se reduce a la presión hidrostática de la columna de fluido en el anular. Esta reducción en la presión de fondo podría permitir que el pozo comience a surgir. Antes de iniciar una maniobra, siempre se debe observar el pozo para ver si está fluyendo después de haber detenido las bombas. La política de algunas empresas puede indicar un tiempo de observación de 5 a 30 minutos. Este tiempo es bien gastado si puede prevenirse una surgencia y las complicaciones que de ella pudieran surgir. Si se tomó el tiempo adecuado para observar y asegurarse que el pozo no está fluyendo, y luego hay una surgencia durante la maniobra, se asume que algo que ocurrió durante la maniobra de sacada provocó la surgencia. La gran mayoría de estas surgencias son debido al pistoneo / compresión.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.7.3 Pistoneo y compresión. Toda vez que se mueven tubos a través de fluido, aparecen las fuerzas de pistoneo en ingles llamado swab y la fuerza de compresión en ingles llamado surge. El fluido no llega a deslizarse para abajo entre la tubería y la pared del pozo tan rápido como la tubería está siendo extraída. Por tanto una reducción de presión es creada debajo de la tubería permitiendo que fluido de formación alimente este vacío hasta que la falta de presión pare. Esto se llama pistoneo. Figura 79. Maniobras con la tubería de perforación.

Si es pistoneado suficiente fluido de formación, podrá aligerar la columna hidrostática lo suficiente para que el pozo comience a surgir. La analogía del pistoneo con un embolo de una jeringa ilustra este concepto.

Si la tubería se mueve muy rápido, no todo el fluido puede salir del camino. Esto puede ocasionar un aumento de presión, llevando a pérdidas de fluido y pérdida de columna hidrostática. En la maniobra de sacada, tres cosas afectan a la compresión y el pistoneo: el espacio entre tubería y pozo, las propiedades del fluido y la velocidad de movimiento de la tubería.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.7.4 Espaciamiento.

FIGURA 80. Hueco poco espaciamiento.

Uno de los factores más importantes en la con generación del pistoneo es el espacio entre la tubería de producción, tubos de perforación, estabilizadores u otras herramientas con la pared del pozo abierto o revestido. Cuanto menor el espaciamiento, mayor la restricción que el fluido encontrará para fluir. Los pozos con zonas angostas, formaciones hinchables, formaciones desmoronables, o pozos propicios al embolamiento de las herramientas disminuyen el espaciamiento aumentando la posibilidad de pistonear una surgencia. Se debe tener en cuenta que el espaciamiento entre la columna y la pared del pozo podría ser menor de lo que se piensa,esto aumenta la posibilidad de que un flujo salga del pozo o de crear compresión en el pozo.  Sal y formaciones hinchables Algunos ejemplos problemas con espaciamiento en formaciones son la y el hinchamiento. sal es plástica.

de el las sal La

Dependiendo de la presión que se le impone, el espaciamiento en el pozo puede reducirse una vez que las bombas han sido detenidas la pérdida de la presión de circulación y la presión lateral en las paredes del pozo. Se sabe que la sal se cierra alrededor de la columna dejando un espaciamiento justo lo suficiente para circular. Además, las arcillas se hinchan cuando son expuestas al agua, estrechando el espaciamiento entre la columna y la pared del pozo, aumentando las posibilidades de pistonear el pozo. Con un espaciamiento reducido durante la maniobra de extracción, los estabilizadores y el conjunto de fondo pueden pegarse o causar un pistoneo severo.

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Embolamiento

El embolamiento se refiere a los materiales baritina, fluido, materiales de la formación, revoque de lodo, recolectados alrededor de la broca, los estabilizadores, uniones de tubos, o cualquier parte de la columna. Figura 81. Evitar recortes adheridos Esta recolección aumenta el diámetro a la sarta. externo efectivo, a tal punto que reduce el espaciamiento entre la columna y la pared del pozo. A medida que el espaciamiento se estrecha, este problema puede ser observado como un incremento en el torque mayor contacto de la columna embolada con las paredes del pozo) o un aumento en el peso al levantar por el arrastre debido al contacto con el pozo y al levantar la columna de lodo.

Ángulo del pozo y patas de perro

Cuando se maniobra a través de pozos desviados y zonas de patas de perro, recuerde que el conjunto de fondo es arrastrado contra el lado superior del agujero. Esto puede dar como resultado que la columna o el BHA levanten residuos y se reduzca el espaciamiento. Lo que dificulta que el fluido resbale para abajo alrededor del conjunto de fondo. Durante las operaciones de perforación, los recortes tienden a caer o mantenerse en el lado inferior del agujero desviado y de la patas de perro, reduciendo el diámetro interno haciendo más difícil la maniobra de extracción.

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Longitud del conjunto de fondo

Cuanto más largo el tramo de espaciamiento reducido, mayor la posibilidad de pistonear. Es razonable que 500 pies (152.4 m) de tubería pesada no tendrán el mismo efecto de pistoneo que 1000 pies (304.8 m) de de tubería. 

Número estabilizadores

de

Como en el caso anterior, un conjunto de fondo tipo péndulo con un estabilizador no pistoneará tanto como un conjunto de fondo empacado con varios estabilizadores. A medida que el número de estabilizadores aumenta, también aumenta las posibilidades de embolamiento y pistoneo. Figura 82. Una sarta sin tantas herramientas, evita mayores problemas.

Herramientas de fondo

Se debe tener cuidado adicional cuando se extraen herramientas de fondo que crean pequeños espaciamientos. Cuanto más ancho el diámetro externo de la herramienta, mayor la posibilidad de pistonear. En las operaciones en pozo abierto puede resultar un severo embolamiento. Los efectos de pistonear son mínimos cuando se extrae herramientas de pequeño diámetro tales como guías para pesca, o tubos de pequeño diámetro con la punta abierta, debido a que el espaciamiento es mayor. 7.2.7.5 Propiedades del fluido La siguientes propiedades del fluido son importantes: Viscosidad, resistencia de gel, densidad y filtrado. 204


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 

Viscosidad

Figura 83. Prueba de viscosidad usada en La viscosidad, o facilidad del fluido para fluir, es campo. probablemente el más crítico de todos los factores en el pistoneo ya que si el fluido es viscoso, tendrá dificultad para resbalar hacia abajo cuando la columna es sacada. Cuando la viscosidad del fluido es alta, se deben usar velocidades lentas de extracción para permitir que el fluido resbale alrededor de los espaciamientos pequeños. Haciendo las maniobras lentamente, de acuerdo con lo calculado, se producirá una pérdida mínima en la presión de fondo, esto reduce la posibilidad de pistonear el pozo o que entre en surgencia. La viscosidad de embudo debe ser verificada con la finalidad de determinar si el fluido está o no en buenas condiciones para iniciar la maniobra. Si el pozo o el fluido tienen problemas, podrá ser necesario acondicionar el lodo en el pozo antes de iniciar la maniobra. Figura 84. Surgencia de líquidos no  Resistencia de geles controlada. La resistencia de geles es la atracción entre las partículas de sólidos. Una fuerte atracción produce una resistencia al inicio del flujo desde condiciones estáticas e incrementa la presión de pistoneo. Estas presiones pueden causar que zonas débiles tomen fluido, disminuyendo la columna hidrostática y contribuyendo al mecanismo de la surgencia.

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Densidad

Si la densidad del lodo es muy alta y causa filtración o perdida de fluido hacia la formación, podrá empujar en forma efectiva la columna contra la pared del pozo. Los recortes, el revoque, y otros residuos pueden ser recogidos por los estabilizadores u otras herramientas de fondo de pozo. Figura 85. La verificación constante del la densidad lodo con la balanza.

Esto podría reducir el espaciamiento y crear el efecto del pistoneo. Cuando la densidad del lodo es muy baja, las herramientas de fondo tienden a rascar los lados de la pared del pozo debido al hinchamiento de a formación. Pueden recoger residuos y reducir el espaciamiento. En algunos casos si el sobrebalance es alto el potencial de pistoneo se reduce. Figura 86. Evitar que el agua libre entre a la formación, e hidrate la arcilla.

 Filtrado

Una de las ventajas de los lodos de alto filtrado es la alta velocidad de penetración. Las desventajas son los problemas de pegamiento debido al revoque grueso, pegajoso, que reduce el diámetro interior del pozo lo que aumenta la posibilidad de pistoneo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.7.6 Velocidad de movimiento de los tubos. La velocidad de movimiento de los tubos afecta directamente a las presiones de pistoneo y compresión. Cuanto más rápido se mueven los tubos mayores son las presiones de pistoneo o compresión y mayor el potencial de pistonear un influjo. Figura 87. El movimiento inadecuado de los tubos podría generar una surgencia.

Las posibilidades de fracturar la formación aumentan con la velocidad de la maniobra. Debemos recordar que existe el potencial de tener un espaciamiento pequeño dentro del casing como en pozo abierto. Figura 88. Calcular el volumen que es desplazado por sacar 7.2.7.7 Llenado deficiente del pozo. tuberías. La tubería puede ser sacada seca o llena dependiendo de las condiciones. Si se saca seca, es porque se ha bombeado un lodo pesado dentro de los tubos antes de sacarlos. A medida que los tubos son extraídos, fluido continúa cayendo, de tal manera que las siguientes tuberías también saldrán secas. Dependiendo de las prácticas utilizadas, el lodo podrá afectar el llenado del pozo en los primeros cinco, diez o más tiros extraídos.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Si la maniobra comienza muy rápido después Figura 89. Movimiento de de haber bombeado el lodo, la columna tubería y presión. podrá salir parcialmente llena si el lodo no ha tenido el tiempo de alcanzar su nivel de equilibrio. El pozo debe ser rellenado para mantener suficiente presión hidrostática para controlar la presión de formación. Si los tubos salen llenos de fluido, el fluido permanece dentro del tubo, y se usa un economizador de lodo para retirar del pozo, el tanque de maniobras o el sistema, esto da como resultado la necesidad de un volumen mayor de fluido para llenar el pozo que el necesario cuando se sacan tubos secos. Sin embargo, si se usa un economizador que retorna ese fluido al pozo, al sistema de circulación, entonces el volumen necesario para llenar el pozo será el mismo que cuando se sacan secos considerando que el economizador no tenga pérdidas. Figura 90. Ahorrador de lodo o Si no se usa un economizador, es difícil contabilizar el lodo desparramado en el piso mud saver. del equipo, con lo que disminuye la cantidad de fluido que debe ser repuesto al sistema y medido. En caso que no pueda ser recuperada la totalidad del fluido de los tubos, use los cálculos para tubo lleno. Para calcular el volumen necesario para llenar el pozo cuando se extrae tubos secos: Barriles para llenar = Desplazamiento de los tubosbbl/pie x Longitud Extraídapie Metros cúbicos para llenar = Desplazamiento de los tubosm³/m × Longitud Extraídam

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Para calcular el volumen necesario para llenar el pozo cuando se extrae tubos secos: Barriles para llenar = (Desplazamiento de tubosbbls/pie + Capacidad de tubos bbls/ft) × Longitud Extraídapie Metros cúbicos para llenar = (Desplazamiento de tubosm³/m + Capacidad de tubosm³/ m ) × Longitud Extraídam 7.2.7.8 Ejemplos de la unidad de llenado. Ejemplo 1 ¿Cuántos barriles tomará llenar el anular si se han extraído 15 tiros secos (asuma que cada tubo tiene 31 pies [9.45 m]) de tubos de perforación de 4 1/2 „ (114.3 mm), desplazamiento 0.00639 bbls/pie (0.00333 m³/m) de un casing que tiene un diámetro interno de 8.755” (222.38 mm)? Barriles para llenar =Desplazamiento de los tubos bbl /ft × Longitud Extraída ft = 0.00639 × (15 × 31)= 0.00639 × 465= 2.97 bbls Metros cúbicos para llenar = Desplazamiento de los tubos m³/m × Longitud Extraída m = 0.00333 × (15 × 9.45) = 0.00333 × 141.75 = 0.47203 m³ Figura 91. Barriles requeridos en la operación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura 92. Espacio anular de la tubería de perforación.

Ejemplo 3 ¿Cuántos pies de tubos de perforación de 4 1⁄2” (114.3 mm) con un desplazamiento de .00597 bbls/pie (0.00311 m³/m) y una capacidad de 0.01422 bbls/pie (0.00742 m³/m) podrán ser extraídos secos de un casing de 9 5/8” (244.48 mm) que tiene un diámetro interno de 8.835” (224.41 mm) y una capacidad de 0.07583 bbls/pie (0.03955 m³/m) y una densidad de fluido de 12.5 ppg (1498 kg/m³) antes que la presión de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)? Longitud Máxima pie = (Caída de presión psi ÷ 0.052 ÷ Densidad del fluido ppg) × (Capacidad del Casing bbls/pie – Desplaz. de tubos bbl /pie) ÷ Desplaz. De tubos bbl/pie = (75 ÷ 0.052 ÷ 12.5) × (0.07583 – 0.00597) ÷ 0.00597 = 115.4 × 0.06986 ÷ 0.00597 = 1,350.4 pie Longitud Máxima m = (Caída de presión bar ÷ 0.0000981 ÷ Densidad del fluido kg/m³) × (Capacidad del Casingm³/m – Desplaz. de tubosm³/m) ÷ Desplaz. de tubosm³/m = (5.17 ÷ 0.0000981 ÷ 1498) × (0.03955 – 0.00311) ÷ 0.00311 = 35.18 × 0.03644 ÷ 0.00311 = 412.2 m Nota: Debe tomarse en consideración que en este ejemplo, aún cuando se pueden extraer 1350.4 pies (412.2 m) de tubería, antes de un descenso en 75 psi en presión hidrostática, algunos reglamentos pueden exigir como limite la cantidad de tiros que pueden ser extraídos del pozo antes del llenado.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Ejemplo 4 ¿Cuántos pies de tubos de perforación de 4 1⁄2” (114.3 mm) con un desplazamiento de 0.00597 bbls/pie (0.00311 m³/m) y una capacidad de 0.01422 bbls/pie (0.00742 m³/m) podrán ser extraídos llenos de un casing de 9 5/8” (244.48 mm) que tiene un diámetro interno de 8.835” (224.41 mm) y una capacidad de 0.07583 bbls/pie (0.03955 m³/m) y una densidad de fluido de 12.5 ppg (1498 kg/m³) antes que la presión de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)? Longitud Máxima = (Caída de presión psi ÷ 0.052 ÷ Densidad del fluido ppg) × (Capacidad del Casing bbls/pie – Desplaz. de tubos bbls/pie – Capac. de tubos bbls/pie) ÷ (Desplaz. De tubos bbls/pie + Capac. de tubos bbls/pie) = (75 ÷ 0.052 ÷ 12.5) × (0.07583 – 0.00597 – 0.01422) ÷ (0.00597 + 0.01422) = 115.4 × 0.05564 ÷ 0.02019 = 318.5 pie Longitud Máxima = (Caída de presión bar ÷ 0.0000981 ÷ Densidad del fluido kg/m³) × (Capacidad del Casingm³/m – Desplaz. de tubosm³/m – Capac. de tubosm³/m) ÷ (Desplaz. De tubosm³/m + Capac. De tubosm³/m) = (5.17 ÷ 0.0000981 ÷ 1498) × (0.03955 – 0.00311 – 0.00742) ÷ (0.00311 + 7.2.7.9 Presiones de compresión. Figura 93. Maniobras de bajada de tuberia en la mesa de la torre.

Toda vez que se mueve la tubería en el pozo, se producen presiones de compresión o pistoneo como en las maniobras de bajada, predomina la presión de compresión. A medida que la columna es bajada en el pozo, el fluido delante de la columna debe salir del camino de la herramienta moviéndose para arriba alrededor de la columna.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Si la columna es bajada muy rápido sin permitir que este fluido delante del tubo se desplace para arriba, se crea un efecto de pistón con la columna, la cual presuriza el pozo delante de ella. Si esta presión es lo suficientemente alta, se puede producir una pérdida de circulación, fractura de la formación, causando una pérdida de fluido con la consecuente pérdida de pérdida de presión hidrostática. Si la reducción de la presión hidrostática llega a ser menor que la presión de formación, el pozo podrá comenzar a fluir. Los mismos factores que aumentan las posibilidades de pistoneo aumentan los riesgos de generar presiones de compresión. Estos son: espaciamiento, propiedades del fluido y la velocidad de movimiento de la columna. .

Figura 94. Fracturamiento de la formación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.7.10 Verificación de los fluidos en la operación. Cuando se ha sacado la columna del pozo, el lodo Figura 95. en el pozo queda estacionario. Desplazamiento de lodo para romper También en cuanto el lodo está en el pozo se condición estática. produce la pérdida de agua por filtrado hacia la formación. Esto deshidrata el lodo y lo hace más viscoso y difícil para fluir. Periódicamente romper la condición estática del lodo y bombear por algunos minutos ayuda a disminuir la presión de compresión, manteniendo el fluido encima de la broca en mejores condiciones de flujo. A medida que la columna baja, esta desplaza al fluido para arriba. Esto puede llevar a aumentar las presiones de compresión. La pérdida de agua por filtrado, puede también originar complicaciones posteriores. Si el lodo se está deshidratando, su densidad efectiva está aumentando. La cantidad de presión de compresión necesaria para originar una pérdida es menor cuando la densidad efectiva del lodo aumenta. Además, como el lodo pierde parte de su fase líquida, deposita más sólidos en el pozo. Esto aumenta las posibilidades de embolamiento cuando la columna entra en contacto con las paredes del pozo.

7.2.7.11 Tanque de maniobras El tanque de maniobras es el método más seguro y exacto para medir cantidad de fluido que un pozo puede estar tomando. Aunque tengamos tendencia a medir el número de barriles cada 5 tiros, deberíamos dividir maniobra en etapas antes de empezar a sacar la tubería pesada través de mesa rotaria.

la la la la

Se debe llevar el cálculo del volumen teórico para llenar en cada etapa, así como el volumen teórico acumulado en cada etapa y comparado contra el volumen acumulado real.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO El encargado del control del tanque de maniobras a menudo redondea el volumen que el pozo tomó para llenarlo. Si no se hacen las medidas exactas podrá entrar un influjo en el pozo sin ser notado. Por tanto, además del registro del volumen cada cinco tiros, el registro de la maniobra completa debe ser llevado. Estos registros pueden ser verificados contra las lecturas en el tanque de maniobras o el medidor de flujo de la línea de salida. Luego pueden ser corroborados con el totalizador de volumen de los tanques (PVT). Si el pozo toma menos volumen para llenar, se debe parar la maniobra y verificar si hay flujo, en caso positivo cerrar el pozo y verificar presiones. Si la presión aumenta, pero no hay flujo cuando se abre el estrangulador, se debe decidir retornar al fondo. 7.2.7.12 Emboladas de la bomba Muchos equipos de perforación no tienen tanque de maniobras; usan las emboladas de la bomba para llenar el pozo. Aunque son tan exactas como el tanque de maniobras, el número de emboladas para llenar (más las emboladas para tener flujo por la línea de retorno y registrar contra el sensor de flujo de la línea), se puede establecer una tendencia. Una vez que esta haya sido establecida, cualquier desviación mayor del promedio de emboladas debería alertar al perforador que puede existir algún problema en el pozo. Como en el ejemplo con el tanque de maniobras, puede establecerse una tabla usando las emboladas teóricas (contra volumen) y verificar contra las emboladas reales. El volumen debe ser verificado dos veces usando el sensor de la línea de flujo y el registro totalizador de volumen en Tanques (PVT). Figura 96. Se cuentan las emboladas de la bomba para ser exactos.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.7.13. Ejemplo del cálculo del margen de maniobra Profundidad vertical verdadera (TVD) 8,649‟ (2633.47 m) densidad del fluido 9.1 ppg (1090 kg/m³), presión de formación 4,050 psi (279.25 bar). El margen de sobrebalance actual es 38 psi (2.62 bar). Con la finalidad de tener un margen de maniobra de 75 psi (5.17 bar), antes de la maniobra un lodo con densidad mayor debe ser circulado totalmente en el anular. Esto puede calcularse por: Margen de Maniobra ppg = (Margen necesario psi – Margen presente psi) ÷ 0.052 ÷ Profundidad pie TVD = (75 – 38) ÷ 0.052 ÷ 8,640 = 0.08 ppg Margen de Maniobra kg/m³ = (Margen necesario bar – Margen presente bar) ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad m, TVD = (5.17 – 2.62) ÷ 0.0000981 ÷ 2633.47 = 9.87 kg/m³ En este ejemplo, antes de la maniobra, se necesitó aumentar el peso del fluido a 9.2 ppg (1102 kg/m³).

Este margen adicional dará un incremento de 83 psi (5.72 bar) en la presión hidrostática en el fondo.

En algunas áreas geográficas, los márgenes de maniobra pueden no ser necesarios debido a la baja permeabilidad de las formaciones. En otras áreas, son necesarias. Se debe tener cuidado al seleccionar el margen de maniobra. Los fluidos limpios generalmente tienen una viscosidad baja. También son filtrados para eliminar las partículas que podrían taponar los espacios porales de la formación. Si se usa un fluido limpio, y el fluido ejerce una presión hidrostática mayor que la de la formación, no hay nada que detenga la pérdida de fluido y podría presentarse una severa pérdida de circulación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.7.14 Presión de circulación Muchas veces el nivel de fluido en el pozo aparenta estar estable, pero cuando se circula se observa un descenso en el volumen del lodo. Esto se debe a la presión extra ejercida contra la formación cuando se inicia la circulación. Cuando la bomba está moviendo el fluido a través del pozo, se debe primero vencer la fricción. Esta fricción se agrega a la presión de fondo. Si la presión y la presión hidrostática del lodo exceden a la presión de formación, entonces podrá ocurrir una pérdida parcial o total de circulación. Figura 97. Bombeo de fluido a la formación.

7.2.7.15 Presiones de compresión Las presiones de compresión pueden ser creadas por el movimiento de la tubería que ejerce un efecto de pistón sobre la formación. Estas presiones pueden originar una fractura de la formación y/o pérdida de circulación. Un espaciamiento pequeño entre el conjunto de fondo y el casing así como la velocidad de la columna bajando en el pozo debe ser tomado en cuenta. No es deseable perder fluido en la formación. El pozo podría fluir debido a la reducción de la presión hidrostática, y el fluido que invade los espacios porales de la formación puede bloquear o reducir la productividad una vez terminado el pozo. Cuando se pierde fluido, podría inducir la impulsión del agua en la formación, forzando el gas para dentro del pozo, reduciendo de esta manera la presión contra la formación permitiendo así el flujo del pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.8 Otras causas de presión anormal. Las presiones anormales pueden ser encontradas en cualquier área donde los gradientes de presión son mayores que lo normal. Las presiones anormales pueden desarrollarse en una zona por varias razones. Entre estas están:     

Adherencia inadecuada del cemento que permite la migración o la alimentación de presión de una zona a otra. Formaciones cargadas debido a perforación en sobrebalance o por reventones subterráneos. Zonas que están cargadas por presiones provenientes de proyectos de inyección tales como inyección de vapor, agua, altas temperaturas, CO2 o gas. Fallas o fugas en el casing. Fractura de la formación de una zona a otra, tanto ocurrida en forma natural o por el hombre trabajos excesivos de fracturamiento.

Adicionalmente, las presiones más altas que, las esperadas son generalmente resultado de falta de información o pruebas erróneas durante la perforación, operaciones de prueba o de producción. Debe ser evidente que ocurran presiones más altas que las esperadas. Por lo que cada pozo debe ser tratado con mucho respeto. No se puede reforzar lo suficiente, que es necesario esperar lo inesperado, y que se debe tener algún plan de acción si sucede lo inesperado. Figura 98. Sistema de circulación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.8.1 Obstrucciones en el pozo. Cuando existe una obstrucción en el pozo, debe recordarse que puede haber presión atrapada debajo. Si se tiene que perforar o fresar a través de algo que está obstruyendo el pozo como un empaque, tapón de cemento o un puente en el pozo, se debe tener extremo cuidado. Figura 99. Obstrucción de un tapón en el pozo.

El turno debe ser advertido de esta posibilidad y debe estar preparado para tomar las acciones inmediatas. El pozo puede estar en línea con el manifold del estrangulador y perforado en mayor estado de control en caso de una surgencia. Un ejemplo para ilustrar este peligro es un pozo de gas que fue taponado y abandonado, pero que está siendo reperforado. Un pozo de 7000 pies (2133.6 m) de profundidad vertical verdadera TVD con una presión poral de 7.4 ppg (887 kg/m³) tendría una presión de formación de 2693 psi (185.68 bar) que la ejercería debajo del tapón de cemento. Si el tapón de cemento había sido colocado a 2000 pies (609.6 m) y está siendo perforado ahora con un lodo de emulsión inversa que pesa 7.4 ppg (887 kg/m³), el fluido de perforación ejercería una presión hidrostática de 769 psi (53.02 bar). Una vez que la broca haya atravesado el tapón de cemento, tendremos una mayor presión de formación casi cinco veces que la presión ejercida por el fluido. Se tiene una fuerza de 2693 psi empujando hacia arriba contra solo 769 psi (53.02 bar) de presión hidrostática para abajo. En realidad la presión del fluido de formación reducirá en algo la fuerza ascendente a esa profundidad dependiendo de la densidad del fluido de formación, pero con certeza aun será mayor que la presión hidrostática del lodo. 218


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.8.2 Dificultades o falla del equipamiento. El equipamiento de perforación está Figura 100. Corrosión de generalmente diseñado para condiciones de tubería galvanizada. trabajo ásperas. Está siempre sujeto a desgaste. La pieza de equipamiento mejor diseñada eventualmente se desgastará, aun con el mejor cuidado preventivo. El clima en el invierno, ambientes de agua salada, exposición a H2S, o fluidos corrosivos de formación, los movimientos del equipo, etc., todos contribuyen al desgaste. Por ejemplo, si la bomba se detiene cuando estamos circulando y acondicionando el fluido en el pozo. La presión de circulación impuesta sobre la formación cesa. Figura 101. Preventoras para controlar pozo.

A medida que el pozo comienza a fluir, va tomando impulso, cada vez más y más, hasta que ya no puede ser controlado en forma segura. En cuanto el preventor es cerrado, la fuerza del fluido del pozo podría cortar el elemento de sello y resultar que el BOP falle. Si el BOP cierra con éxito, un anillo reutilizado o en mala condición en el conjunto podría comenzar una fuga y quedar descontrolado. Recuerde: no asuma que porque se encontró un problema, este es el único. Siempre mantenga bajo observación el pozo y el equipamiento de preventores.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura 102. Cumplimiento de parámetros y normas de seguridad industrial.

Las pruebas regulares del equipamiento en el pozo, ya sean semanales o de acuerdo con las normas o reglamentos, son esenciales para proporcionar la máxima seguridad.

Figura 103. Cuadrilla de perforación capacitado y entrenado para cualquier situación.

No se puede predecir cuándo algo fallará. Es mejor encontrar las fallas en el equipamiento durante las pruebas que cuando se requiera del equipamiento para una situación de emergencia y salvar su vida.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.9 Operaciones de cementación. Las surgencias que ocurren mientras se está cementando son el resultado de la reducción de la columna hidrostática del lodo durante la operación.Muchos pozos se han perdido por programas de cementación inadecuados y otros se han perdido por fallar en el seguimiento de dicho programa. Diferentes acontecimientos pueden conducir a la reducción de la presión hidrostática por debajo de la presión de formación.     

  

Un fluido espaciador es bombeado delante de la lechada de cemento. Si no es de la densidad adecuada, el pozo podría comenzar a fluir. La densidad del cemento no debe ser tan alta como para crear una pérdida de circulación. Si se utiliza cemento de densidad liviana, debería mantenerse la presión a través del estrangulador para compensarla. Si se mantiene una presión inadecuada, el pozo podría fluir. Demasiada presión podría generar pérdida de circulación. Una programación de presión / bombeo debería utilizarse y la presión del estrangulador regulada en función a esta. El cemento se deshidrata cuando fragua. Esto podría reducir la presión hidrostática efectiva, permitiendo que el pozo fluya. Normalmente el cemento es diseñado para fraguar por etapas para minimizar este efecto. El cemento se calienta cuando fragua. Esto puede causar la expansión de los tubos. Una vez que se enfrían, se puede crear un micro-anular proporcionando un canal para el movimiento del fluido. Hay casos en que el equipamiento flotador del casing ha fallado. El pozo debe ser controlado lo más de cerca posible durante todas las fases de la operación de cementación. Los BOP no deben ser desarmados hasta no estar seguros que el pozo no fluirá Figura 104. Operación de cementación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.10 Surgencia bajo situaciones especiales Debe quedar claro que no hay manera de perforar un pozo sin la amenaza de una surgencia. Las siguientes son algunas de las condiciones / operaciones que han conducido a surgencias o reventones. 7.2.10.1 Perforando dentro de un pozo adyacente. Ha habido numerosos casos donde otro pozo ha sido penetrado y se ha tomado una surgencia de dicho pozo. Estos casos han sido reportados también en áreas sin pozos visibles y donde los escasos o pobres registros no advierten de los pozos antiguos. Si el anular de otro pozo perforado está lleno de fluido de empaque, podría producirse el efecto del tubo en U hacia el pozo que estamos perforando. Si el pozo dentro del que perforamos tiene presión, puede resultar un aumento considerable de flujo. Figura 105. Perforación dentro de un pozo adyacente.

Los pozos que tienen un anular pequeño o aquellos que han sido abandonados podrían tener muy poco o ningún fluido en el anular; en estos casos señales de pérdida podrían ser notadas. Estos eventos se anulan a través de un buen programa de perforación minimizando así esta amenaza.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.10.2 Probando conjunto de bop Figura 106. Verificar visual funcionalmente las preventoras.

y Hay muchas consideraciones que se ignoran durante las pruebas de los BOP por lo que podrían conducir a una surgencia. La atención se concentra en el proceso mismo de la prueba, no en observar el pozo. Si las pruebas del conjunto de BOP toman muchas horas en ser ejecutadas. A menudo en las operaciones en las plataformas, el conjunto de BOP sobre la cabeza del pozo puede estar a 60 o 90 pies a veces más, del caño conductor submarino a la línea de flujo. Si el conjunto es probado, es común drenar la línea del caño submarino antes de probarlo con agua. Esto puede resultar en una caída significativa en la presión hidrostática. Una pérdida de 10 ppg (1198 kg/m³) en 90 pies (27.43 m) sería equivalente a 47 psi (3.24 bar). Esta pérdida de presión puede permitir fluir al pozo.

Figura 107. Perforación con fluido con menor 7.2.10.3 Perforación en bajo balance. presión que la presión de formación. Si se usa la perforación en desbalance en las formaciones que no producen para aumentar la penetración, podría sucede un potencial de influjo alto cuando se penetre en una formación productiva. Las profundidades de las zonas productivas deben ser conocidas y las señales de surgencia deben ser muy controladas.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.10.4 Patas de las plataformas marinas. Ha habido muchos reventones inesperados desde estos mecanismos de soporte de las plataformas marinas encima de oleoductos no indicados o señalizados han causado algunos reventones. Figura 108. Surgencia incontrolada en plataforma petrolera.

El abandono de una plataforma y sacando las vigas de soporte que han sido clavadas en varios cientos de pies proporciona un canal para que fluya el gas superficial hasta la superficie. Lo más importante a recordar es que las surgencias pueden ocurrir en cualquier momento, ya que las surgencias y los reventones han ocurrido durante todas las operaciones. Mientras unas regiones tienen un factor de riesgo bajo comparado con otras, así mismo siguen teniendo riesgo, por esta razón los reventones son prevenidos por las personas de la cuadrilla experta y bien entrenada

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.11 Taller de detección de una surgencia. 1. ¿Qué es una surgencia? _______________________________________________________________ ______________________________________________________________

2. ¿Cuales son las señales más comunes de cambios de presión de formación? Enuncie 4.    

___________________________ ___________________________ ___________________________ ___________________________

3. ¿Cuáles son las causas más relevantes de una surgencia? Enuncie 6.      

___________________________ ___________________________ ___________________________ ___________________________ ___________________________ ___________________________

4. ¿Que se denomina embolamiento? _____________________________________________________________ ____________________________________________________________ 5. ¿Cuáles son las propiedades de los fluidos más comunes? Enuncie 4  _____________________  _____________________  _____________________  _____________________

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO

6. ¿Cuántos barriles tomará llenar el anular si se han extraído 20 tubos de perforación secos asuma que cada tubo tiene 30 pies de 5 1/2 pulgadas, el desplazamiento 0.009314 bbls/pie de un casing que tiene un diámetro interno de 8.755” Barriles para llenar = (Desplazamiento de los tubos bbl /ft × Longitud Extraída ft)

7. ¿Cuántas emboladas serán necesarias para llenar el pozo con 4.7 bbls usando una bomba triplex con un desplazamiento de 0.227 bbls/emb? Emboladas para llenar = Barriles para llenar ÷ Desplazamiento de la bomba. 8. ¿Cuántos pies de tubos de perforación de 5” (127 mm) con un desplazamiento de 0.00709 bbls/pie (0.0037 m³/m) y una capacidad de 0.01776 bbls/pie (0.00926 m³/m) podrán ser extraídos secos de un casing con una capacidad de 0.056 bbls/pie (0.02921 m³/m) y una densidad de f luido de 13.8 ppg (1498 kg/m³) antes que la presión de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)? Longitud Máxima pie = (Caída de presión psi ÷ 0.052 ÷ Densidad del fluido ppg) × (Capacidad del Casing bbls/pie – Desplaz. de tubos bbl /pie) ÷ Desplaz. De tubos bbl/pie) 9. ¿Cuántos pies de tubos de perforación de 5” (127 mm) con un desplazamiento de 0.00709 bbls/pie (0.0037 m³/m) y una capacidad de 0.01776 bbls/pie (0.00926 m³/m) podrán ser extraídos llenos de un casing con una capacidad de 0.056 bbls/pie (0.02921 m³/m) y una densidad de fluido de 13.8 ppg (1498 kg/m³) antes que la presión de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)? Longitud Máxima = (Caída de presión psi ÷ 0.052 ÷ Densidad del fluido ppg) × (Capacidad del Casing bbls/pie – Desplaz. de tubos bbls/pie – Capac. de tubos bbls/pie) ÷ (Desplaz. De tubos bbls/pie + Capac. De tubos bbls/pie)

10. Por quue motivo se debe tener extremo cuidado con el asentamiento adecuado de las patas marinas, ¿que podría ocurrir? _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _________________________________________________________

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.2.12 Respuestas de detección de una surgencia. 1. Una surgencia es una entrada no deseada de los fluidos de una formación hacia el pozo.

2.         

Variaciones en la velocidad e penetración. Cambios en la forma, tamaño y cantidad de recortes. Aumento del torque de rotación. Aumento en el arrastre. Desmoronamiento de arcillas. Aumento en el contenido de gas. Aumento de la temperatura en la línea de salida. Disminución de la densidad de las arcillas. Aumento en el contenido de cloro.

                  

Densidad insuficiente del fluido. Prácticas deficientes durante las maniobras Llenado deficiente del pozo. Pistoneo / Compresión. Pérdida de circulación. Presiones anormales. Obstrucciones en el pozo. Operaciones de cementación. Situaciones especiales que incluyen: Velocidad de perforación excesiva en las arenas de gas. Pérdida de filtrado excesiva del fluido de perforación. Perforar dentro de un pozo adyacente. Formaciones cargadas Obstrucciones en el pozo. Probando el conjunto de BOP. Gas atrapado debajo del conjunto de BOP. Pérdida del conductor submarino. Proyectos de recuperación secundaria. Flujos de agua

3.

4. Se refiere a los materiales baritina, fluido, materiales de la formación, revoque de lodo, recolectados alrededor de la broca, los estabilizadores, uniones de tubos, o cualquier parte de la columna. 5.  Viscosidad  Resistencia de gel,  Densidad  Prueba de filtrado. 227


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6. Barriles para llenar = (Desplazamiento de los tubos bbl /ft × Longitud Extraída ft) = 0.00789 × (20 × 30)= 0.00789 × 600= 4.7 bbls 7. Emboladas para llenar = Barriles para llenar ÷ Desplazamiento de la bomba = 4.7 ÷ 0.227 = 21 emb 8. Longitud Máxima pie = (Caída de presión psi ÷ 0.052 ÷ Densidad del fluido ppg) × (Capacidad del Casing bbls/pie – Desplaz. de tubos bbl /pie) ÷ Desplaz. De tubos bbl/pie = (75 ÷ 0.052 ÷ 13.8) × (0.056 – 0.00709) ÷ 0.00709 = 104.5 × 0.04891 ÷ 0.00709 = 720.8 pies 9. Longitud Máxima = (Caída de presión psi ÷ 0.052 ÷ Densidad del fluido ppg) × (Capacidad del Casing bbls/pie – Desplaz. de tubos bbls/pie – Capac. de tubos bbls/pie) ÷ (Desplaz. De tubos bbls/pie + Capac. De tubos bbls/pie) = (75 ÷ 0.052 ÷ 13.8) × (0.056 – 0.00709 – 0.01776) ÷ (0.00709 + 0.01776) = 104.5 × 0.03115 ÷ 0.02485 = 130.99 pie 10. Ha habido muchos reventones inesperados desde estos mecanismos de soporte de las plataformas marinas encima de oleoductos no indicados o señalizados han causado algunos reventones.

Figura 109.Surgencia no controlada en una plataforma marina.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.3 Detección De Surgencias En sus primeras etapas, debemos estar atentos a los indicadores que nos pueden advertir que el pozo está fluyendo. Si uno o más indicadores o señales son observados, se debe asumir que el pozo está fluyendo

Figura 110. La cuadrilla debe conocer el equipo y el tipo de operación a desempeñar para no tener incidentes inesperados.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.3.1 Observación de indicios con la finalidad de detectar una surgencia. Si hay señales observadas de una surgencia, se debe asumir que el pozo está fluyendo y la acción apropiada a seguir en este caso es realizar una prueba de flujo. Figura 111. Observar detenidamente los indicios de una surgencia en los equipos.

Si el pozo fluye con las bombas detenidas, esta es una señal segura que hay una surgencia en progreso, sin embargo en muchas áreas el efecto de fluir de la formación es común ya que el pozo fluye por un tiempo considerable antes de estabilizarse. La experiencia de campo será la que dicte la técnica adecuada para realizar la prueba de flujo en cualquier pozo. Nunca trate de dar otras explicaciones a las señales de advertencia mientras no se haya comprobado que el pozo efectivamente no está en surgencia. Siempre asuma que el pozo está en surgencia hasta que se compruebe lo contrario.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.3.2 Cambios de velocidad de penetración. Un cambio abrupto en la velocidad Figura 112. Encuentra un registrador de penetración generalmente indica de parámetros de perforación en un cambio de formación a menudo tiempo real para uso futuro. encontrada cuando se perfora. Muchas cosas, inclusive el tipo de broca, afectan la velocidad de penetración. El término quiebre de la penetración ha sido utilizado cuando la velocidad de penetración había aumentado indicando la presencia de una formación de baja densidad. Si se encontraba un quiebre en la penetración se realizaba la prueba de flujo, hoy dia con las brocas nuevas de la actualidad policristales de diamante, cuando se penetra en las formaciones de baja densidad se puede experimentar una baja o decrecimiento de la velocidad de penetración. Figura 113. Cuando hay cambio de formación se puede presentar cambios de presión.

Ahora los perforadores no hacen las pruebas de flujo únicamente cuando hay un crecimiento en la velocidad de penetración sino también cuando hay un quiebre reverso de la penetración. Si hay duda, se debe hacer la prueba de flujo en el pozo siempre que haya un cambio de formación o la velocidad de penetración cambie.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.3.3 Aumento del caudal de retorno.

Cuando la bomba está Figura 114. Verificar la velocidad de funcionando a una velocidad, perforación a medida que se perfora. desplaza una cantidad fija de fluido dentro del pozo a cada minuto. Como el caudal de inyección de fluido inyectado al pozo es constante, el caudal del fluido de retorno debe también ser constante. La tasa de flujo en superficie es medida. La formación podría estar alimentando el pozo si se observa un aumento en el caudal de retorno más cantidad de fluido saliendo que el que se está bombeando mientras la velocidad de la bomba no ha cambiado. Indicaciones falsas de aumento del caudal de retorno pueden suceder si pedazos grandes de formación se juntan en la paleta del sensor de flujo en la línea de retorno.

Esta prueba de flujo debe ser hecha hasta que no se compruebe que el pozo no está fluyendo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.3.4 Aumento de volumen en tanques.

El fluido de formación que entra Figura 115. Velocidad en el pozo desplazará o hará constante de la bomba. surgir fluido fuera del pozo, resultando en un aumento de volumen en los tanques.

de

bombeo

El aumento del volumen en tanques advertirá a la dotación que ha ocurrido una surgencia. Todos los tanques del sistema de circulación deben ser medidos y marcados de tal manera que se pueda advertir rápidamente que hay un aumento de volumen. El sistema totalizador de volumen de tanques (PVT) es requerido por las reglamentaciones y por los operadores para varias actividades en muchas áreas. Este sistema mantiene control de volumen total de lodo en el sistema de lodo activo con sistemas de alarmas visuales y sonoras deben ser reguladas para activarse a valores de ganancia para surgencias o para pérdidas de circulación determinados y cuando se hacen transferencias de volumen de fluidos el personal responsable debe ser notificado. Figura 116. Sistema de circulación de lodo constante. También se debe usar cantidades medidas de material al hacer ajustes a la densidad del lodo o cuando se agregan productos químicos. De esta manera, aumentos adicionales pueden ser rastreados y excesos o ganancias de volumen inesperadas ser reconocidos.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.3.5 Flujo con bomba detenida.

Figura 117. Un sensor de nivel de Toda vez que se detecte un quiebre en la penetración tanto si aumenta como tanque tipo flotador. se baja, se recomienda que el perforador detenga la perforación de inmediato y realice una prueba de flujo. La prueba de flujo se realiza parando la rotación, levantando la columna hasta tener la ultima unión a la vista, deteniendo la bomba y verificando si hay flujo a través del anular hasta que se detenga el impulso de la circulación. Si el flujo cesa, entonces probablemente se puede reiniciar la perforación. Si el flujo persiste después del tiempo usual del impulso de la circulación, entonces se debe asumir que la formación está en surgencia y el pozo debe ser cerrado. Una prueba de flujo es la manera más rápida de detectar si hay una surgencia. Cualquier otro indicador se notara después. Puede haber casos en los que el flujo con las bombas paradas no se debe a que la formación está en surgencia. Estos casos son: Figura 118. Cambio en la presión /  Las bombas de precarga no velocidad de la bomba por surgencia han sido detenidas al en el pozo. detener las bombas del sistema.  El efecto de tubo en U de fluido con más densidad en la columna que en el anular. Esto es lo más común cuando el lodo cortado por el gas alcanza la superficie en el anular. Una forma común del personal del piso para saber si el efecto del tubo en U se ha producido es golpear el tubo en superficie con un martillo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO

Si el sonido es de tubo vacío, se ha producido el efecto de tubo en U. Si el sonido es embotado, débil, el tubo está lleno de lodo que amortigua el sonido, entonces no se ha producido el efecto de tubo en U. Otra indicación de que se ha producido el efecto de tubo en U es que el flujo anular se detiene prontamente luego de poco flujo. 

Flujo de retorno debido al efecto de inflado. Este efecto de inflado es atribuido al lodo que se inyecta en las fracturas de la formación que infla el pozo debido a la presión de fricción en el anular. Cuando las bombas se detienen, la presión de fricción es eliminada. Esto permite que la fractura se cierre y devuelva el lodo al pozo y este flujo de retorno puede ser extenso, además este es el primer incidente de inflado encontrado en el área, debe ser tratado como una surgencia genuina y debe ser circulado como si fuera una surgencia Las presiones de cierre en tubos y en casing tendrán valores muy próximos y no se observarán aumentos de presión en superficie por migración.

Figura 119. Un influjo de fluido de formación causará un aumento de flujo desde el pozo.

Cuando se circule en la superficie el fluido del fondo, no mostrará una cantidad apreciable de gas, petróleo, ni agua contaminándolo. Mantener un registro de la ganancia / pérdida sería de ayuda para determinar la existencia del efecto de inflado puesto que los retornos deben ser iguales a las pérdidas. La pérdida de lodo puede ser difícil de determinar debido a las formaciones que ayudan a hacer lodo altamente bentoníticas y también por las operaciones de mezcla de volumen nuevo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Si hay sospecha de inflado de la formación, se debe utilizar el método del perforador para circular el primer fondo a la superficie, para evitar densificar el lodo que es requerido en otros métodos. El incremento de la densidad del lodo, probablemente aumente el efecto de inflado. Figura 120. Un sensor de flujo de línea de retorno.

Los caudales bajos de circulación en consecuencia menor presión de circulación deben ser considerados puesto que ello conlleva a menores pérdidas de presión por fricción en el anular y como resultado minimiza la posibilidad del efecto de inflado. Después que la primera circulación del fondo a la superficie se haya efectuando, las presiones de cierre deben ser menores que las del cierre inicial. Esto es debido a que la pérdida de presión por fricción en el anular será menor en caudal de control que en caudal de perforación, si se sospecha del efecto después de la primera circulación, lentamente descargue volumen del anular. Cuidadosamente observe el caudal de flujo si el flujo disminuye apreciablemente después de algunos barriles, por tanto indicando que es inflado y no una surgencia. Obviamente, el inflado debe ser tratado siempre con cautela. Se puede presentar una situación confusa que consuma tiempo de equipo considerable. La circulación de un pozo profundo de alta temperatura con un fluido frío puede presentar la apariencia de flujo cuando el fluido frío se calienta y se dilata.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.3.6 Cambio de la presión velocidad de la bomba. Figura 121. Pozo fluyendo con la Un influjo de fluido de formación generalmente provocará un descenso de bomba parada. la densidad de la columna de fluido, en el momento que esto ocurre, la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido disminuye, el lodo en la columna de perforación tratará de igualar su hidrostático por efecto de tubo en U con el anular. Cuando esto suceda, la presión de la bomba bajará y se notará que su velocidad aumentó. Este efecto será ayudado por la expansión del gas hacia arriba, que levantará algo de fluido reduciendo luego la presión total de la columna de fluido. Se debe recalcar que la indicación inicial en superficie podrá ser un aumento momentáneo en la presión de la bomba. Esto en la presión de la bomba raramente es notado, pues sucede en un periodo de tiempo muy corto. Pero este efecto ha sido notado en algunos registros de las bombas después que se había detectado una surgencia. Esta misma caída en la Figura 122. Un aumento en el nivel de los tanques presión de la bomba y puede indicar que el pozo esta fluyendo. aumento en la velocidad de la bomba es también característico al bombear un lodo pesado, cuando hay un agujero en la columna, comúnmente llamado de lavado. En cualquiera de los dos casos, es necesario realizar una prueba de flujo para asegurarse si se trata de una surgencia en progreso.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.3.7 Muestras de gas /petróleo circulando. En muchas áreas y actividades, se requiere de detectores de gas para monitorear el fluido que retorna del pozo y como ayuda para la detección de la tendencia de las presiones anormales. Cuando se detecta un aumento de gas, petróleo y gas podrían estar alimentándolo debido a la presión insuficiente impuesta contra el pozo. Figura 123. Un aumento del gas y signos de petróleo en los tanques.

Cuanto más gas entra al pozo y se expande, la presión hidrostática continuará cayendo hasta que el pozo entre en surgencia. Algunas zonas exhiben características pobres de alimentación de fluido de formación al pozo, y rara vez causarán que un pozo se descontrole. Sin embargo, un influjo es una alimentación no deseada de un fluido de formación. Las muestras de gas pueden ser indicadoras de una surgencia, y deben ser tratadas como tal. Sería inteligente circular a través del estrangulador para alejar en forma segura el gas o petróleo lejos del área de trabajo. En el equipo se puede utilizar una persona en la zaranda. La persona en la zaranda debe ser capaz de observar el lodo y determinar si está cortado por gas, o si hay rastros de petróleo de la formación en el fluido de retorno.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.3.8 Surgencia con la columna fuera del pozo. Las surgencias ocurridas cuando se tiene la columna fuera del pozo, generalmente comienzan durante la maniobra de extracción pero que no fueron notadas, una situación similar puede ocurrir durante una operación extensa de perfilaje, cable o de pesca. Las maniobras frecuentes de extracción y bajada en el pozo con estas herramientas pueden pistonear los fluidos de formación hacia el pozo originando una surgencia. El indicador de una surgencia cuando la columna está fuera del pozo, es flujo. Una buena práctica cuando se está con la columna fuera del pozo es cerrar las esclusas ciegas y monitorear las presiones en el estrangulador. Figura 124. Surgencia mientras está fuera del pozo

Al cerrar los arietes de ciegos también se previene que caigan objetos dentro del pozo y prevendrá también que haya flujo si el estrangulador está cerrado. Si el estrangulador está cerrado, es una buena idea tener una alarma de presión sensitiva para monitorear el aumento de presión en el sistema de cierre. Si el estrangulador se deja abierto, se debe observar si hay flujo a través del múltiple del estrangulador. La alarma de volumen de los tanques debe ser regulada en su valor mínimo. Independientemente del procedimiento, nunca se debe abrir la BOP hasta no estar seguros que el área haya sido ventilada hasta quedar segura

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.3.9 Desplazamiento de maniobra de bajada. Cuando se baja tubería dentro del pozo, se debe desplazar del pozo un volumen de fluido igual al del desplazamiento de la tubería, si no se está utilizando un collar flotador. Si la columna se baja muy rápido, el fluido puede ser forzado hacia la formación abajo debido a la presión de compresión. Esto puede traer como resultado el descenso de la columna de fluido resultando en una reducción de la presión hidrostática, en caso de que se presente esta reducción puede traer como consecuencia que la presión hidrostática ejercida por el fluido sea menor que la presión de formación, el pozo comenzará a fluir. Figura 125. Maniobra de bajada de tubería.

Con un influjo en el pozo, será desplazado más volumen fuera del pozo, esto puede ser debido a la expansión del gas o el flujo del pozo. No se puede enfatizar más la importancia de los procedimientos de maniobras apropiados, ya que pozo debe ser monitoreado continuamente. Si el fluido desplazado no concuerda con los desplazamientos de la columna, existe un problema. El fluido que está siendo desplazado del pozo debe ser siempre medido. Prueba de flujo en las maniobras:    

Detener la maniobra. Asentar la columna en las cuñas. Enroscar la válvula de seguridad de pasaje pleno y cerrarla. Observar el pozo con cuidado.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.3.10 Surgencias mientras seperfila o se opera con unidades de cable.

Figura 126. Utilizando un lubricador Las surgencias de pozos que ocurren se pueden prevenir las surgencias. mientras se perfila y durante las operaciones con unidades a cable son el resultado de: 

La acción de pistoneo de las herramientas que están siendo extraídas en las secciones hinchadas del pozo. El efecto de pistoneo de las herramientas que son extraídas con mucha velocidad. Descuido al no mantener el pozo lleno durante tales actividades. La mayor preocupación es que se haya dejado crecer la surgencia y podría llegar a ser muy grande antes de que alguien se dé cuenta o que tome la decisión de cerrar el pozo. Siempre monitorear el pozo y mantenerlo lleno. Debe considerarse siempre la posibilidad de utilizar un lubricador para cable. Un lubricador lo suficientemente largo para abarcar todas las herramientas que han sido bajadas con el cable, permitirá que este conjunto sea sacado del pozo en caso de una surgencia, sin tener que cortar el cable para cerrar el pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.3.11 Surgencias mientras se cementa Las surgencias que ocurren mientras se cementa el casing son el resultado de la disminución de la presión de la columna de fluido durante la operación, esta ta reducción de la presión de la columna de lodo, puede ser el resultado de mezclas de cemento de baja densidad, pérdidas de circulación, espaciadores o lodos con densidad inadecuada, o quizá el mecanismo del fraguado del cemento. Cuando se bombea cemento el sensor de flujo debe ser monitoreado para verificar si indica aumento de flujo. El aumento de volumen en los tanques de lodo y el desplazamiento del cemento deben ser monitoreados también, para verificar que el volumen de fluido desplazado es esencialmente el mismo que el volumen de cemento bombeado. Figura 127. Unidad de bombeo de cemento.

Los reglamentos podrían indicar ciertos requerimientos de tiempo de espera que permitan el fraguado del cemento antes del desarmado del conjunto. Bajo ninguna circunstancia el conjunto debe ser desarmado mientras no se tenga certeza que la posibilidad de una surgencia ha sido eliminada. Si el pozo fluye, las técnicas de circulación convencional no podrán ser utilizadas. Por lo tanto, técnicas de inyección sin purga, inyección y purga o el método volumétrico podrían ser considerados para control.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.3.12 Taller detección de surgencias. 1. ¿Cómo se le denomina la prueba que realiza el perforador, después de un cambio en la velocidad de perforación? _______________________________________________________________ __________________________________________________________ 2. ¿Cómo se detecta un aumento en el canal de retorno? _______________________________________________________________ __________________________________________________________ 3. ¿Cómo se realiza una prueba de flujo? _______________________________________________________________ _________________________________________________________ 4. ¿Cuales son las formas mas comunes de verificar presencia de gases circulando? Enuncie 2. _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ 5. ¿Qué se debería hacer para evitar una surgencia con la columna de perforación afuera? _______________________________________________________________ __________________________________________________________ 6. Enuncie tres causas de surgencia mientas se cementa.   

________________________________________ ________________________________________ _________________________________________

7. Ordene la prueba de flujo en las maniobras:    

Enroscar la válvula de seguridad de pasaje pleno y cerrarla. Observar el pozo con cuidado. Asentar la columna en las cuñas. Detener la maniobra.

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_________________ _________________ _________________ _________________


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.3.13 Respuestas detección de surgencias. 1. Si hay duda, se debe hacer la prueba de flujo en el pozo siempre que haya un cambio de formación o la velocidad de penetración cambie. 2. La formación podría estar alimentando el pozo si se observa un aumento en el caudal de retorno más cantidad de fluido saliendo que el que se está bombeando mientras la velocidad de la bomba no ha cambiado. 3. Se realiza parando la rotación, levantando la columna hasta tener la ultima unión a la vista, deteniendo la bomba y verificando si hay flujo a través del anular hasta que se detenga el impulso de la circulación. Si el flujo cesa, entonces probablemente se puede reiniciar la perforación. Si el flujo persiste después del tiempo usual del impulso de la circulación, entonces se debe asumir que la formación está en surgencia y el pozo debe ser cerrado. 4. Se requiere de detectores de gas para monitorear el fluido que retorna del pozo. En el equipo se puede utilizar una persona en la zaranda. La persona en la zaranda debe ser capaz de observar el lodo y determinar si está cortado por gas, o si hay rastros de petróleo de la formación en el fluido de retorno. Circular a través del estrangulador para alejar en forma segura el gas lejos del área de trabajo. 5. Una buena práctica cuando se está con la columna fuera del pozo es cerrar las esclusas ciegas y monitorear las presiones en el estrangulador. 6.    

Mezclas de cemento de baja densidad Pérdidas de circulación, Lodos con densidad inadecuada, El mecanismo del fraguado del cemento.

   

Detener la maniobra. Asentar la columna en las cuñas. Enroscar la válvula de seguridad de pasaje pleno y cerrarla. Observar el pozo con cuidado.

7.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO

7.4. Procedimientos

Figura 128. La cuadrilla debe conocer diariamente la operación a realizar y como actuar en caso de una emergencia.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.1 Cerrando el pozo. Una vez que se haya detectado una Figura 129. Los Procedimientos surgencia, el pozo debe ser controlado para cierre de un pozo son de acuerdo a los procedimientos esenciales para evitar reventones. correctos. Durante momentos de emergencia, debe existir mucho control y disciplina en la plataforma del equipo. Una vez que se haya detectado una surgencia, el pozo debe ser cerrado lo más pronto posible. Las razones para el cierre del pozo son:    

Para proteger al personal y al equipo de perforación. Para evitar el ingreso de fluidos de formación en el pozo. Para permitir que se determinen las presiones de cierre. Para proveer la oportunidad de organizar el procedimiento de controlar o ahogar el pozo.

No existe una surgencia pequeña o un flujo pequeño ya que cualquiera de los dos puede desarrollarse rápidamente y convertirse en un reventón. Todos los flujos deben ser reconocidos como reventones potenciales y cuando se tenga la duda sobre si el pozo está fluyendo o no, cierre el pozo. Los procedimientos de cierre pueden dependiendo de las políticas de la empresa, el tipo de equipo, y la cantidad de personas de la cuadrilla de perforación, sin embargo, los puntos básicos sobre el cierre de un pozo son los mismos y no cambian. Debe cerrarse un preventor para detener el flujo. Todos los pozos son diferentes y los procedimientos deben ser seleccionados, difundidos, conocidos y practicados de acuerdo a cada pozo o actividad en particular.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.2 Procedimientos de control de flujo. Figura 130. Control de flujo por Un control de flujo consiste en observar observación directa del equipo. un pozo con las bombas detenidas para determinar si es que está fluyendo. Son llevados a cabo como política de norma de la empresa y según el juicio del perforador debido a cambios en los parámetros de perforación, o a pedido de los supervisores, el ingeniero de lodos, o los miembros del personal que noten indicaciones de una surgencia. Los controles de flujo son llevados a cabo por medio de la observación directa, usando sensores de flujo, o de manera volumétrica. Si el pozo está fluyendo, los procedimientos de cierre deben iniciarse de inmediato. La profundidad, el tipo de fluido, la permeabilidad de la formación, el grado de desequilibrio y otros factores, afectan el período de observación del pozo durante el control de flujo. El control debe durar lo suficiente como para determinar si es que el pozo está fluyendo o permanece estático.

7.4.2.1 Procedimientos generales para control de flujo. Control de flujo durante la perforacion     

Alerte al personal. Levante la herramienta has que la unión de la cupla quede la sarta quede en el nivel normal de trabajo sobre el nivel del piso del equipo sobre la plataforma de trabajo. Pare la mesa rotaria Apagar la bomba. Observe si el pozo está fluyen

Control de flujo durante la maniobra    

Alerte al personal Fije las cuñas de modo que la última cupla Instale una válvula de seguridad de pasaje pleno, abierta Observe el pozo vea si está fluyendo

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.3 Procedimientos de cierre con la tubería en el fondo. En el siguiente cuadro y los gráficos que lo acompañan se presupone que se ha observado un síntoma de una surgencia durante la perforación, por medio de la secuencia de control de flujo y que se requiere hacer un cierre. Figura 131. Procedimientos de cierre con la tubería en el fondo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.3.1 Cierre duro. (Estrangulador cerrado) 

Abra la válvula de línea del conjunto bop (la hcr)

Cierre el preventor de reventones designado

Notifique al personal de la compañía operadora.

Lea y registre la presión de cierre en tubería de perforación (sidpp) y presión de cierre en tubería de revestimniento (sicp) cada minuto

7.4.3.2 Cierre modificado.

(Estrangulador cerrado) 

Cierre el preventor de reventones designado

Abra la válvula de la línea del estrangulador del conjunto BOP (la HCR)

Notifique al personal de la compañía operadora.

Lea y registre la presión de cierre de tubería de perforación (SIDPP) y presión de cierre en tubería de revestimiento (SICP) cada minuto

7.4.3.3 Cierre blando.

(Estrangulador abierto) 

Abra la válvula de línea del conjunto bop (la hcr)

Cierre el preventor de reventones designado

Notifique al personal de la compañía operadora.

Lea y registre la presión de cierre en tubería de perforación (sidpp) y presión de cierre en tubería de revestimniento (sicp) cada minuto

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO

Figura 132. Procedimientos de cierre, durante la bajada o sacada de la tubería.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.4 Cierre durante una maniobra con rotor de superficie top drive.

Figura 133.Componentes top drive.

No se usa los vástagos de tubería cuadrada o de Kelly en los equipos de perforación que tienen montado rotadores de superficie Top Drive. Una vez que se ha cerrado el pozo, se recomienda que se instale un tramo corto de cañería pup join o una barra, entre el equipo top drive y la válvula de seguridad de apertura plena conectada en la columna. Ábrase luego la válvula. Si el flujo a través de la sarta impide la instalación de la válvula de seguridad, puede conectarse el equipo motor del top drive y enroscarse directamente en la tubería de perforación. Los sistemas con equipo rotor de superficie emplean una válvula de seguridad de apertura plena a control remoto hidráulica que siempre está enroscada en el equipo motor. Si se sospecha de Figura 134. Top ddrive una surgencia, la instalado en la torre de tubería puede fijarse perforación. en las cuñas, bajarse el equipo motor y hacerlo girar en la sarta. Se cierra luego la válvula de seguridad de pasaje pleno FOSV. A poca profundidad, en los casos en que el tiempo resulta crítico, esta técnica ofrece gran ventaja sobre los sistemas convencionales de rotación con vástagos o kelly.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.5 Surgencia mientras se tiene la sarta fuera del pozo. Existen muchos criterios acerca de qué es lo que se debe hacer para detectar una surgencia, cuando se tiene el conjunto fuera del pozo. Las posibilidades incluyen el cierre de las esclusas totales con el estrangulador cerrado o abierto, el cierre de los arietes de tubería de las preventoras, y cubrir la mesa rotaria. Todas estas situaciones presentan problemas diferentes en la detección de surgencias mientras se tiene el conjunto fuera del pozo, sin embargo estos problemas pueden resolverse controlando el pozo u observando los manómetros de presión, e implementando procedimientos de contingencia. Figura 135. Personal perforando verificando presiones e influjos.

Generalmente:  

Si los arietes ciegos están cerrados y el estrangulador abierto: controlar si hay flujo en el estrangulador. Si los arietes ciegos y el estrangulador están cerrados: controlar el manómetro de presión de la cañería de revestimiento (espacio anular) para ver si es que sube la presión. Algunos operadores, tienen la política de que cuando el trépano pasa la mesa rotaria, se abre la válvula hidráulicamente controlada (HCR), se cierra el estrangulador remoto, se llena el pozo y se cierran los arietes ciegos. Si se pistoneo gas dentro del pozo durante la sacada de la columna, entonces habrá un incremento de la presión de superficie después de un tiempo, dependiendo de las velocidades de migración. Si los arietes de tubería están cerrados: controlar la línea de flujo para ver si hay flujo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 

Cuando se detecta flujo mientras se tiene el conjunto fuera del pozo, deberá cerrarse el pozo.

Esto detiene el influjo, permite Figura 136. Conjunto de preventoras de determinar las presiones y varios arietes. permite un tiempo para decidir cuál será el próximo paso de acción a seguir. La mayor parte de los operadores usará técnicas de introducción de la tubería a presión y técnicas volumétricas para bajar la tubería al fondo, a tiempo que mantienen la presión de fondo de pozo controlada. Donde las características de la formación sean bien conocidas, por ejemplo una formación cerrada, en la que no se produzca un alto caudal de flujo, y donde sea mínimo el peligro de que el gas suba a la superficie, podrá considerarse la decisión de bajar varios tramos de tubería de nuevo al pozo.

También la migración de gas y el desplazamiento hacia arriba de la surgencia, al fijar la tubería dentro del flujo entrante, podrían reducir la presión hidrostática efectiva, acelerando por lo tanto el influjo o permitiendo que ingrese un volumen adicional del mismn y si el pozo tiene que cerrarse mientras se está corriendo la cañería, podría no tenerse suficiente peso de cañería para vencer la fuerza del golpe de presión. Los arietes de tubería deberían cerrarse para evitar que el pozo expulse la tubería fuera del pozo bajo ninguna circunstancia debería bajarse tubería dentro del pozo si se tiene en curso un flujo significativo o si hay gas en la superficie.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.6 Cierre mientras se corre tubería de revestimiento. Figura 137. Tubería de revestimiento El principal objetivo de una secuencia de cierre, es el de instalada en el cerrar primero el más pequeño y vulnerable paso del flujo, pozo. el diámetro interior de la tubería de la sarta, es generalmente el menor diámetro comparado con el espacio anular y usualmente es el que se cierra primero. La situación opuesta ocurre cuando se está bajando la tubería de revestimiento, en cuyo caso el espacio anular debe cerrarse primero, antes de bajar la tubería de revestimiento, los preventores deben ser equipados con esclusas para casing y luego someterse a una prueba de presión. Deberá disponerse de una cabeza de circulación enroscada a una válvula de alta presión bajo torque en el piso del equipo, este conjunto deberá instalarse de inmediato luego de cerrar las BOP en caso que falle el collar flotador. Los equipos montados en unidades flotantes deberán contar con un adaptador desde el casing a la tubería de perforación para permitir que la columna de entubación pueda quedar suspendida en las BOP de ser necesario. 138. Los equipos Deberá verificarse la presión de cierre en Figura flotantes, son más complejos de lospreventores anulares respecto de la presión de aplastamiento de la tubería de operar por efectos del clima. revestimiento y realizar los ajustes que sean necesarios. Una alternativa a esto último en equipos de preventores anulares de superficie es posicionar un tubo frente al anular, purgar toda la presión con el regulador de presión del anular e ir incrementando, en forma gradual, de a 100 psi (6.89 bar) por vez hasta lograr el cierre alrededor de la tubería Una vez más, antes de agregar presión de sellado, verificar que no ocurra aplastamiento y en caso de que necesitara presión adicional para obtener un sellado, ajustar una vez cerrado.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.7 Cierre sobre cables de perfilaje. Figura 139. Operación con Las operaciones con línea de cable, emplean generalmente un lubricador, si es que hay la cable toma de registros. posibilidad de presión en la superficie durante esta operación. El arreglo típico del lubricador, consiste en una caja de engrasado, inyectores de grasa, uniones de lubricador, preventores de reventones y una válvula para purga o bombeo interno de alta presión y baja torsión. Se requiere una estrecha colaboración entre los equipos de perforación y de manejo de línea de cable, para detectar los golpes de presión y su manejo apropiado. Se da a continuación, una sugerencia de secuencia de cierre:  Notifique al operador de línea de cable para que cese las operaciones.  El perforador cierra la válvula de purga o de bombeo interno.  Los preventores de reventones se cierran manualmente o mediante una bomba hidráulica manual. El perforador debe designar las personas que efectuarán esta tarea.  Debe tenerse un medio de cortar la línea de cable si surgiera la necesidad de hacerlo. Esto puede lograrse con arietes de cizalla cortacables y una bomba hidráulica de mano en la plataforma del equipo de perforación o un juego de arietes de corte o arietes ciegos/ de corte en los preventores contra reventones. No debe usarse válvulas de seguridad las de apertura total ni la maestra puesto que no están diseñadas para este tipo de servicio.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO

7.4.8 Manejo del gas en la superficie.

Figura 140. No tratar de controlar individualmente gases tóxicos.

Hasta que se haya determinado la naturaleza de la surgencia, todo el personal del pozo debe ser alertado de la posibilidad de la presencia de gases tóxicos o explosivos y todo el personal asignado deberá probar los equipos de detección de gases, respiradores y dispositivos de alarma, para verificar su buen funcionamiento. Una vez que se haya cerrado el pozo, el personal responsable, deberá revisar inmediatamente el cabezal de pozo, los preventores contra reventones, los múltiples, los estranguladores, las líneas para ahogar el pozo, etc., para detectar posibles fugas.

En los equipos de mar, se debe apostar un vigilante para que observe signos de gas alrededor del pozo y si se observa una fuga de gas, debe reportarse inmediatamente no se debe tratar de detenerla antes de notificar a los supervisores y asegúrese de que el gas no sea tóxico. Si se están ajustando conexiones para reparar una fuga, deben usarse martillos de bronce, para evitar chispas. Durante la circulación, contrólese el separador para verificar que no aumente la presión y haya un escape de gas. Y verificar que el desgasificador esté operando correctamente. Elimínense todas las posibles fuentes de ignición, incluyendo actividades de soldadura, motores y equipos que no sean necesarios en la operación.

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Figura 141. Fuga de gas no controlada en plataforma marina.


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.9 Procedimientos de derivación mientras se perfora. Los dispositivos de desviación son preventores de reventones usualmente del tipo anular que están diseñados para proteger el equipo de perforación de reventones superficiales, puesto que cierran el pozo debajo del equipo, al mismo tiempo que permiten que la surgencia sea evacuada bajo condiciones de seguridad a través de líneas de desalojo, debajo del preventor. Los signos de aviso de una surgencia de gas superficial, podrían incluir los siguientes:   

Un aumento de flujo a menudo con bastante caudal. Lodo que sale por encima del piso de la plataforma del equipo. Pérdida de presión en el la tubería stand pipe y aumento de las emboladas.  Recuerde que todos los signos se presentarán rápidamente, de manera que los procedimientos de desvío deben ser conocidos y efectuarlos con rapidez. Figura 142. La bomba de lodos no Procedimiento de ejemplo se apaga en ciertas situaciones, provocaría disminución de la  No detener las bombas. La circulación y de presión. pérdida de volumen de lodo a medida que el pozo se descarga, provocará una disminución de la densidad equivalente de circulación ECD y reducirá la presión de fondo de pozo, provocando que el pozo se descargue a una velocidad mayor.  Trabar el freno.  Abrir la línea de desvío a favor del viento.  Cierre el empaque del desviador. En muchos equipos, la línea del desviador y el empaque de desvío, se tienen acopladas en una sola unidad, para asegurarse una correcta secuencia de desvío.  Bombéese a máxima capacidad con el fluido de perforación, agua de mar o lodo pesado de los tanques o fosas de reserva.  Establézcase un vigilante para observar el sistema de desvío, para detectar síntomas de falla. Póngase un vigilante para que observe señales de canalizaciones de fuga en los alrededores del equipo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura 143. Charla preoperacional y En la reunión previa a la inicio medir riesgos a enfrentar. de la perforación del pozo, deberán discutirse cuidadosamente el procedimiento de desviación, el que debe ser bien entendido por los perforadores, ayudantes y enganchadores, para asegurarse que todos conocen el procedimiento, así como sus deberes y responsabilidades. Deberán hacerse prácticas de simulación, hasta que todo el personal esté diestro en el procedimiento. 7.4.10 Procedimiento con cabeza o bop rotatoria. A menudo se utiliza la cabeza rotatoria para la perforación con aire, y en zonas donde se tienen presentes grandes cantidades de gas asociado. La cabeza rotatoria nos permite perforar o circular mientras se está quemando gas al quemador y devolviendo el lodo a los tanques o fosas. Un procedimiento para desviar el pozo podría ser:  

Incrementar la presión de cierre dependiendo del tipo de pozo. Acelere las bombas para aumentar la Densidad Equivalente de Circulación, aunque debe tenerse cuidado de no producir una contrapresión muy alta como para que exceda los límites de presión del sistema.

Debe pensarse por adelantado para encarar las situaciones no usuales y deberá definirse un plan de acción. Una vez que se ha establecido un plan de acción, el personal debe familiarizarse con él. Por ejemplo, una práctica de desviación, podría requerir que el perforador vaya a la consola de desviación, donde no cerraría el pozo, sino más bien explicaría el procedimiento de cómo abrir la línea del desviador a favor del viento y cerrar el empaque de desviación. Luego se dirigiría hacia el control de bombas y explicaría el proceso de acelerar las bombas hasta su máxima potencia. Se mide el tiempo que dura el ejercicio, hasta que todos estén en posición de cerrar el pozo. Los ejercicios de práctica se toman en momentos en que no interfieran con las actividades del trabajo normal.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.11 Responsabilidades del personal. Varios factores pueden afectar el tamaño de la cuadrilla de personal que se requiera para un determinado trabajo. Cada miembro del equipo, debe conocer su lugar de trabajo y sus responsabilidades en las actividades de control del pozo. Recuerde que la principal responsabilidad de cada miembro es la de mantener las líneas de comunicación abiertas. Las responsabilidades individuales que se muestran debajo, son representativas de lo que debe hacerse, y la persona que típicamente ejecuta la tarea durante los eventos de control de pozo. La lista siguiente solo provee un ejemplo y de ninguna manera es una recomendación ni representa una Figura 144. Operando controles de política. perforación del equipo. Perforador 

   

Su responsabilidad primaria es la detección de la surgencia o amago y su verificación Cerrar el pozo. Notificar al supervisor. Organizar al personal para la operación de controlar o ahogar el pozo. Permanecer en la consola de perforación para operar el equipo y las bombas del equipo durante la operación de control del pozo.

Figura 145. Tool pusher o jefe del equipo

Toolpusher / jefe del equipo  

Responsable del equipo y su personal Verifica el despliegue del personal en los turnos de entrada y de salida, notifica al jefe de pozo o company man, sobre las operaciones de control Puede ser el responsable de la operación del estrangulador o de designar al operador del estrangulador

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 

Coordina la operación de Figura 146. Reprentante control de pozo con el compañia organizando representante de la compañía. operación.

de la

Representante de la compañía  

 

Organiza la operación de control del pozo Tiene la responsabilidad general total, a menos que el equipo de perforación, tenga supervisa las operaciones y se asegura que el personal conozca sus responsabilidades Notifica y mantiene abiertas las comunicaciones con la oficina Puede ser responsable de las operaciones del estrangulador, o de designar al operador de estrangulador.

Ingeniero de barcaza (Costa afuera)   

Notifica a los barcos de apoyo sobre las operaciones Permanece en alerta en la sala de control para recibir instrucciones Controla las transferencias de fluidos Figura 147. perforador.

Asistente del perforador 

Va a la zona de las fosas o piscina de lodos, pone a punto y supervisa el separador de gas, el desgasificador. Trabaja con el ingeniero de lodos para supervisar al personal de mezclado y para asegurarse que las bombas de mezclado estén funcionando y estén dispuestas adecuadamente

260

Asistente

del


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO

Figura 148. Electricista.

Ayudantes  

Reportan a la estación asignada de control de pozo piso del equipo, sala de bombas, consola, etc. Siguen las instrucciones del perforador

Electricista / mecánico  

Asiste al mecánico / encargado de motores, si se requiere Se mantiene atento para recibir órdenes

Ingeniero de lodos   

Va a las piletas o fosas Supervisa las operaciones de densificación del lodo Mantiene constantes las propiedades y densidad del fluido

Obrero de patio 

Van a la sala de lodos o Figura 149. Cuadrilla conociendo su de bombas y siguen las labor del día. instrucciones del supervisor

Encargado de motor  

Apaga todo el equipo no esencial Se asegura que los sistemas de poder o potencia funcionen durante la operación Se dirige a la estación asignada para las operaciones de control de pozo Se mantiene atento para recibir órdenes y para 261


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO detener el equipo de perforación Figura 150. Encargado operación de cementación.

de

Cementador   

Se reporta a la unidad de cementación Pone todo a punto para bombear el cemento Se mantiene atento para recibir órdenes

Ingeniero submarino (Operaciónes costa afuera)   

Se reporta a la plataforma del equipo para inspeccionar el panel submarino Revisa para descubrir probables problemas Se mantiene atento para recibir órdenes del jefe de equipo

Figura 151. Operaciones costa afuera a cargo del jefe de equipo.

Personal de servicio  

Van a las estaciones asignadas para las operaciones de control de pozo Se mantienen atentos para recibir órdenes

262

la


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.12 Comunicaciones. Quizá uno de los aspectos más importantes de cualquier actividad sea la comunicación. Este tema, aparentemente simple, es en realidad muy complejo. Podría dividirse en tres componentes distintos, cada uno con sus propias responsabilidades y planes de acción y cómo comunicarlos. 7.4.12.1 Antes de la tarea: Es común efectuar reuniones de seguridad para comunicar a todos los miembros del personal, qué actividades y metas se van a efectuar y lograr durante el día de trabajo. En las reuniones de seguridad, deben discutirse los análisis de riesgos y las áreas detalladas de incumbencia, así como los planes de acciones correctivas y cómon pasar la información de la que usted es responsable. Recuerde que usted es parte del equipo de personal y necesita saber que es lo que se espera de usted. Si es que tiene preguntas con referencia a la operación, éste es el momento seguro para obtener las respuestas. Las actividades no rutinarias deben discutirse, y cualquier personal adicional llevado al sitio, debe familiarizarse con lo que se espera de ellos, así como la manera en que ellos afectarán las responsabilidades de usted. Si tiene dudas, haga preguntas. Figura 152. Charla preoperacional la cuadrilla de perforación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO

7.4.12.2 Durante la tarea:

Figura 153. En la cuadrilla se debe Hay una cadena básica de mando mantener una lina de mando y seguir que se debe seguir para obedecer instrucciones. órdenes de manera que se cumplan las actividades del día y cada miembro del personal tiene ciertas responsabilidades y debe reportar a un supervisor. Sin embargo, si se nota cualquier cosa fuera de lo ordinario, debe ser inmediatamente reportada ya que para lograr una comunicación efectiva, alguien debe escuchar y reconocer que ha recibido la comunicación La comunicación deficiente en su ambiente de trabajo, puede llevar a un desastre. 7.4.12.3 Cambio documentación:

de

turno

y

Cuando llega el relevo, deberá comunicársele cuidadosamente todo lo que haya ocurrido durante todo el día de trabajo. El cambio de turno y la entrega de notas, debería incluir información acerca de lo que usted ha logrado, dónde y en que punto se encuentra el trabajo, y los problemas o complicaciones que ocurrieron, así como los parámetros normales es decir, profundidades, herramientas corridas, caudales de bombeo y presiones, RPM del trépano, profundidad del mismo, peso, torsión, arrastre, ganancias o pérdidas, propiedades del fluido, etc. que se tuvieron durante su turno. Figura 154. Minuta con presiones de cada dia a una hora específica.

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Recuerde que no es solamente el perforador u operador de la unidad que tiene un relevo. Informe a su relevo de lo que ocurrió, que es lo que está usted observando y qué es lo que se debe esperar. Después del cambio de turno, generalmente se requiere que el personal que se halle en roles de supervisión, documente o reporte sobre la actividad del día. Figura 155. Operaciones de perforación deben ser documentadas.

El cambio de turno de personal es un momento especialmente importante para pasar las notas de cambio de turno. Muchas compañías tienen una política de cambio de turno escalonado, para asegurarse que haya alguien a mano en todo momento, que esté familiarizado con los eventos de la semana anterior. Figura 156. Toma de presiones reportadas en minuta.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.13 Pruebas del acumulador y del preventor de reventones (bop). El sistema de acumulador es la clave para el éxito en el control de surgenciaas. A menos que el sistema esté funcionando correctamente, la secuencia de cierre y operación del preventor de reventones u otro equipo de control del pozo, podrían no ser posibles. Por lo tanto, es esencial efectuar una cuidadosa y exitosa prueba. Los siguientes procedimientos son solamente una guía general y no debe confundírselos con ninguna política gubernamental, estatal o de la compañía. Para obtener los procedimientos de prueba específicos, refiérase siempre a los procedimientos del fabricante y a las regulaciones apropiadas. En los preventores de superficie, el sistema de cierre debería ser capaz de cerrar cada preventor de ariete, dentro de un lapso de 30 segundos y no debería de exceder los 30 segundos para preventores anulares menores a las 20 pulgadas (508 mm) o 45 segundos para los mayores a las 20 pulgadas (508 mm) y para preventores submarinos, cada ariete debe cerrarse dentro de los 45 segundos y los preventores anulares, dentro de los 60 segundos Figura 157. Operaciones para combatir una surgencia.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.13.1 Prueba de cierre del acumulador.     

Posicionar una tubería de perforación o tubing en el interior de la columna de los preventores de reventones. Cierre la fuente de fuerza motriz a las bombas del acumulador. Registre las presiones iniciales del acumulador. Registre el tiempo requerido para que se cierren los acumuladores. Registre la presión final del acumulador. Después de que se han abierto los preventores, recargue el sistema de acumuladores a la presión de operación designada y registre el tiempo requerido para completar la reconexión de la fuerza motriz.

7.4.14.2 Inspección y prueba de los preventores de reventones. Antes de probar hidráulicamente un Figura 158. preventor, revise los siguientes aspectos: acumulador.   

  

Verifique el tipo de cabezal y la presión de trabajo especificada. Verifique el tipo de preventor y la presión de trabajo especificada. Verifique el carrete de perforación, el carrete espaciador y los tipos de válvula, así como las presiones de trabajo especificadas. Verifique la colocación de los arietes dentro de los preventores y el tamaño del ariete de tubería. Verifique los tamaños y tipos de las conexiones de la tubería de perforación / tubería en uso. Abra la válvula de la tubería de revestimiento durante la prueba, a menos que se tenga la intención de presurizar la tubería de revestimiento o el pozo. La presión de prueba no deberá exceder la presión del conjunto que se esté probando. Verifique el tipo y especificaciones de presión de la bomba y el probador de preventores que se vaya a usar.

267

Prueba

del


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7. 4.14 Prueba del árbol de producción. Los árboles de producción, se clasifican de acuerdo a varios factores, tales como la presión de trabajo especificada, la corrosión, el gas sulfhídrico, y su proximidad a otros equipos de presión. De acuerdo a la clasificación, podrían requerirse pruebas hidrostásticas y de gas, antes de poner el pozo en línea. Figura 159. Cabezal de pozo.

Si se utilizan componentes especificados con distintas presiones, el árbol debe ser probado a la menor presión especificada. La prueba generalmente consiste en varios períodos de presión sostenida, siendo que los requerimientos varían de acuerdo a la clasificación del árbol, así como de las políticas y regulaciones además el cuerpo del árbol, las entradas y las salidas, así como todos los sellos, deben probarse. Ambos lados de las válvulas bi- direccionales deben probarse, un lado por vez. Para las válvulas tapón llamadas plug valves, cuando la presión se halla a cada lado del tapón, éste debe moverse por lo menos dos veces. La presión debe aplicarse en las válvulas uni- direccionales, en la dirección indicada en el cuerpo, excepto para las válvulas de retención, que se probarán en el lado de aguas abajo con el lado opuesto abierto a la atmósfera.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.15 Taller de procedimientos. 1. Enuncie 4 razones importantes para efectuar el cierre de pozo.    

_______________________ _______________________ _______________________ _______________________

2. Organice el procedimiento de cierre de pozo mientras se perfora.     

Apagar la bomba. Observe si el pozo está fluyen Alerte al personal. Pare la mesa rotaria Levante la herramienta has que la unión de la cupla quede la sarta quede en el nivel normal de trabajo sobre el nivel del piso del equipo sobre la plataforma de trabajo.

3. Nombre los tres tipos de cierres, enunciados en los procedimientos.   

________________________ ________________________ ________________________

4. ¿Que se debe hacer antes de iniciar una operación? _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _______________________________________________________ 5. ¿Qué se debe realizar en un cambio de turno? _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _______________________________________________________ 6. ¿Cuáles son las funciones del perforador? _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _______________________________________________________

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.4.16 Respuestas de procedimientos. 1.    

Para proteger al personal y al equipo de perforación. Para evitar el ingreso de fluidos de formación en el pozo. Para permitir que se determinen las presiones de cierre. Para proveer la oportunidad de organizar el procedimiento de controlar o ahogar el pozo.

    

Alerte al personal. Levante la herramienta has que la unión de la cupla quede la sarta quede en el nivel normal de trabajo sobre el nivel del piso del equipo sobre la plataforma de trabajo. Pare la mesa rotaria Apagar la bomba. Observe si el pozo está fluyen

  

Cierre duro. Cierre modificado. Cierre blando.

2.

3.

4. Es común efectuar reuniones de seguridad para comunicar a todos los miembros del personal, qué actividades y metas se van a efectuar y lograr durante el día de trabajo. 5. Cuando llega el relevo, deberá comunicársele cuidadosamente todo lo que haya ocurrido durante todo el día de trabajo. El cambio de turno y la entrega de notas, debería incluir información acerca de lo que usted ha logrado, dónde y en que punto se encuentra el trabajo, y los problemas o complicaciones que ocurrieron, así como los parámetros normales es decir, profundidades, herramientas corridas, caudales de bombeo y presiones, revoluciones por minuto de la broca, profundidad del mismo, peso, torsión, arrastre, ganancias o pérdidas, propiedades del fluido, etc. que se tuvieron durante su turno. 6.  Su responsabilidad primaria es la detección de la surgencia o amago y su verificación  Cerrar el pozo.  Notificar al supervisor.  Organizar al personal para la operación de controlar o ahogar el pozo.  Permanecer en la consola de perforación para operar el equipo y las bombas del equipo durante la operación de control del pozo

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.5 Fundamentos Del Control De Pozos

Figura 160. Equipo destruído debido a control de pozo no éxitoso.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.5.1 Métodos de circulación, de presión de fondo de pozo constante. Después de que se cierra el pozo y se detiene el flujo desde la formación, la presión en el fondo del pozo pronto es igual a la presión de la formación. Se debe tener una presión adicional para evitar que el fluido de la formación siga fluyendo mientras circulan la surgencia hasta sacarla. Al mismo tiempo, se debe evitar una presión excesiva en el fondo del pozo para evitar la pérdida de circulación. Figura 161. Simulación de un pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Si se va a circular y retirar una surgencia del pozo, se requiere que se circule manteniendo la presión en el fondo del pozo constante. Los procedimientos para hacer esto se llaman métodos de presión de fondo de pozo constante. Hay que elegir cuándo circular o sacar la surgencia del pozo y cuándo incrementar el peso del lodo. Se puede hacer cualquiera de los dos primero, o se pueden hacer ambos al mismo tiempo, pero siempre hay que mantener la presión en el fondo del pozo igual a la presión de la formación o un poco por encima de la misma. Los métodos para cualquiera de las dos elecciones son los mismos. Basado en el orden de la circulación e incremento en el peso del lodo de ahogo, los siguientes son los métodos más comunes para mantener constante la presión de fondo del pozo:   

El método del perforador circular la surgencia hasta sacarla del pozo y luego densificar piletas y pozo El método de esperar y densificar densificar las piletas, y luego circular la surgencia, manteniendo la densidad El método concurrente circular la surgencia e ir agregando peso al mismo tiempo.

Estos métodos tienen ventajas y desventajas relativas que se plantean por separado en el capítulo siguiente. Éstas se deben entender a fondo antes de elegir el método apropiado. Figura 162. Perforador escoge el método más apropiado. .

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Figura 163. Datos generales de un pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.5.2 Cálculos de volumen. La mayoría de las actividades para controlar un pozo requieren que cierto volumen circule o, como mínimo, que sea bombeado. Una vez que se haya determinado el volumen a bombear, se puede calcular el tiempo o las emboladas para bombear ese volumen a partir de la velocidad de la bomba. Para calcular la capacidad por pie o por metro: Capacidadbbls/pie = DI² ÷ 1029.4* Capacidadm³/m = (IDmm ÷ 1000)² × 0.785** 1029.4 es el factor de conversión desde diámetro de cilindro en pulgadas a barriles/pie [(p x D² ÷ 4) 12 (12pulg./pie ÷ 231 pulg. 3/galón ÷ 42 galón/bbl)]. En aplicaciones de perforación, 1029.4 es redondeado a 1029. Para tubería pequeña se debe utilizar 1029.4 para obtener un resultado mucho más exacto. En el sistema métrico usted encontrara m³/m, el diámetro esta en mm y debe convertirse en m (dividiendo los mm por 1000) antes de utilizar la ecuación p x D² ÷ 4 ** 0.07854 es la división de p ÷ 4 = 0.7854. Los bbls/pie (m³/m) normalmente se utilizan cinco dígitos para ser más exacto. Para tubulares pequeños se debe garantizar la mayor exactitud posibleespecialmente en el desplazamiento o al bombear fluido de tratamiento. Figura 164. Se mide el diámetro externo e interno de cada tubería.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Ejemplo 1 ¿Cuál es la capacidad por pie y metro de tubería de perforación de 4,55” (114,3 mm) de diámetro exterior, y 3,826” (97,18 mm) de diámetro interior? Capacidadbbls/pie = DI² ÷ 1029.4 = (3.826)² ÷ 1029.4 = 14.6383 ÷ 1029.4 = 0.01422 bbls/pie Capacidadm³/m = (DImm ÷ 1000)² × 0.7854 = (97.18 ÷ 1000)² × 0.7854 = (0.0972)² × 0.7854 = 0.00945 × 0.7854 = 0.00742 m³/m Figura 165. Cada tubería de perforación tiene una capacidad determinada.

Ejemplo 2 ¿Cuánto volumen hay en 9000 pies (2743,2 Figura 166. m) de tubería de tubería de perforación de producción. 4,55” (114,3 mm) de Diámetro exterior, y 3,826” (97,18 mm) de Diámetro interior Volumen Capacidadbbls/pie × Largopie

bbls

= 0.01422 × 9000 = 128 bbls Volumem³ = Capacidadm³/m × Largom = 0.00742 × 2743.2 = 20.35 m³

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=

Tubería

de


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.5.3 Tiempo/emboladas al a la broca al final de la tubería. En todos los métodos de ahogo, que involucran incrementar la densidad del fluido, se debe conocer la cantidad de tiempo o las emboladas desde la bomba hasta la broca. Las unidades que usan las bombas pequeñas pueden medir el volumen bombeado en barriles o metros cúbicos por minuto en vez de emboladas o golpes por minuto. En realidad, el uso de golpes o emboladas hasta el trépano es más exacto, dado que una bomba de lodo es una bomba de desplazamiento positivo. Emboladas hasta la broca = Volumen de la Columna ÷ Producción (desplazamiento) de la Bomba Emboladas hasta la broca = Volumen de la Columnabbls ÷ Producción (desplazamiento) de la Bomba bbls/stk Emboladas hasta la broca = Volumen de la Columnam³ ÷ Producción (desplazamiento) de la Bombatm³/emb Figura 167. Cálculo de cantidad de emboladas de la bomba.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Ejemplo 3 ¿Cuántos golpes o emboladas serán necesarios desde la bomba hasta el trépano utilizando la siguiente informació

Capacidad de la Tubería de perforación = 0.01422 bbl/pie (0.00742 m³/m) Largo de la Tubería de perforación = 9000 pies (2743.2 m) Capacidad de la tubería pesada:0.00768 bbls/pie (0.004 m³/m) Largo de tubería pesada = 1000 pies (304.8 m) Volumen de la Línea en Superficie = 3.5 bbls (0.557 m³) Producción de la Bomba = 0.157 bbls/emb (0.02496 m³/emb) Velocidad de la Bomba = 30 emb/min Golpes o emboladas a la broca = Volumen de la Columna bbls ÷ Producción de la Bomba bbls/emb Total de golpes o emboladas = (Vol. Tubería de perforaciónbbls + Vol. Portamechasbbls + Vol. Línea en Superficiebbls) ÷ Producción de la Bomba bbls/emb = ([0.01422 x 9.000] + [0.00768 x 1.000] + 3.5) ÷ 0.157 = (128 + 7.7 + 3.5) ÷ 0.157 = 139.2 ÷ 0.157 = 886 emb Golpes o emboladas a la broca = Volumen de la columna m³ ÷ Producción de la Bombatm³/stk Stks = (Vol Tubería de perforaciónm³ + Vol de Portamechasm³ + Volumen Línea de Superficiem³) ÷ Producción de la Bombam³/emb Stks = ([0.00742 x 2743.2] + [0.004 x 304.8] + 0.557) ÷ 0.02496

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Stks = (20.353 + 1.219 + 0.557) ÷ 0.02496 Stks = 22.13 ÷ 0.02496 Stks = 886 emb Se puede calcular el tiempo que toma para desplazar el volumen por medio de: Tiempo = Emboladas (Golpes) emb ÷ Velocidad de la bombaemb/min = 886 ÷ 30 = 29.5 minutos También se puede calcular el tiempo por el volumen y la producción de la bomba. Si la velocidad de la bomba es de 30 emb/min, y tiene una producción de 0.157 bbls/emb (0.0249 m³/emb), entonces la tasa por minuto (caudal) sería: Velocidad de la Bomba = Velocidad de la Bomba x la Producción de la Bomba Velocidad de la Bomba bbls/min = Velocidad de la Bombaemb/min x Producción de la Bombabbls/emb = 10 x 0.157 = 4.71 bbls/minuto Velocidad de la Bombam³/min = Velocidad de la Bombaemb/min × Producción de la Bombam³/emb = 30 x 0.0249 = 0.7485 m³/minuto Entonces el volumen a bombear, dividido por las emboladas por minuto dará el tiempo: Tiempo = Volumen a Bombear ÷ Emboladas (Golpes) por Minuto Tiempomin = Volumen a Bombearbbls ÷ Golpes por Minutostks/min = 139.2 ÷ 4.71 = 29.5 minutos Tiempomin = Volumen a Bombearm³ ÷ Golpes por Minutostks/min = 22.13 ÷ 0.7485 = 29.5 minutos Figura 168. Velocidad de la bomba.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.5.4 Capacidades, volúmenes y emboladas anulares. Las siguientes ecuaciones mostrarán cómo calcular las capacidades anulares en barriles por pie (m³/m), volúmenes en barriles (m³) y emboladas de la bomba que son necesarios para desplazar ese volumen.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Una vez que se conoce la cantidad total de barriles en el espacio anular, se puede calcular el tiempo o emboladas para desplazar ese volumen. La geometría anular depende de los tamaños del pozo perforado, la tubería de revestimiento y los tubulares. Es posible tener varios tamaños o diámetros diferentes entre la tubería y la tubería de revestimiento o el pozo abierto. Cada geometría diferente tiene un bbls/pie o (m³/m) diferente que hay que calcular. Una vez que se conoce cada capacidad por pie o (m), por medio de multiplicar cada una por el largo de esa sección, nos da el volumen que puede contener. Al sumar el volumen de cada sección nos dará el volumen anular total. Ejemplo 4 Cálcule el volumen anular y las emboladas requeridos para circular desde el fondo hacia arriba. DI (diam. int.) de la Tubería de revestimiento = 8.835” (224.4 mm), largo = 5000‟ (1523.93 m) DE (diam. ext.) de la Tubería de perforación = 4.5” (144.3 mm), largo = 9000‟ (2743.2 m) DE (diam. ext.) del Drill collar = 6.5” (165.1 mm), largo = 1.000‟ (304.8 m) Diámetro del Pozo = 8.5” (215.9 mm) MD = 10000‟ (3048 m) Bomba = 0.157 bbls/emb (0.02496 m³/emb) Velocidad de la Bomba = 30 Emb/min En este ejemplo hay 3 geometrías diferentes. a. tubería de perforación en la tubería de revestimiento; b. Tubería de perforación en el pozo abierto, y c. portamechas en el pozo abierto. Los largos que se deben usar para los cálculos son como sigue: A. Tubería de perforación en la Tubería de revestimiento = Largo MD de la Tubería de revestimiento Tubería de perforación en la Tubería de revestimiento = 5000‟ Tubería de perforación en la Tubería de revestimiento = 1523.93 m B. Tubería de perforación en el Pozo Abierto = MD del Pozo - MD de la Tubería de revestimiento - Largo de los Portamechas Tubería de perforación en el Pozo Abierto = 10000 - 5000 – 1000 = 4000‟

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Tubería de perforación en el PozoAbierto = 3047.85 m - 1523,93 - 304,79 = 1219.13 m C. Tubería pesada en el Pozo Abierto = Largo de los Portamechas Tubería pesada en el Pozo Abierto = 1000‟ Tubería pesada en el Pozo Abierto = 304.79 m Para calcular la capacidad anular, la fórmula es similar a la que se usó para calcular la capacidad interna, con excepción de que los diámetros son más grandes y hay que restar el volumen desplazado por la sarta y BHA (conjunto de fondo). En cada sección hay un diámetro de DE (diam. ext.) más grande que ya sea es el diámetro del pozo o el diámetro interior de la tubería de revestimiento. Al restar el volumen total del diámetro interior de la sección cruzada (DI (diam. int.)) desplazado por la tubería o BHA, use su diámetro exterior. Una vez que se haya calculado la geometría de los bbls/pie (m³/m) para cada uno, multiplíquelo por el largo de esa sección. Capacidad Anularbbls/pie = (DE² - DI²) ÷ 1029.4 Capacidad Anularm³/m = ([DE ÷ 1000]² - [DI ÷ 1000]²) X 0,785 A. La capacidad anular bbls/pie entre la tubería de perforación y tubería de revestimiento = (8.835² - 4.5²) ÷ 1029.4 = (78.057 - 20.25) ÷ 1029.4 = 57.807 ÷ 1029.4 = 0.05616 bbls/pie Volumen anular bbls entre barras y tubería de revestimiento = capacidad anularbbls/pie × longitud ft = 0.05616 × 5.000 = 280.8 bbls Capacidad Anularm³/m Entre Barras y Casing = ([DE ÷ 1000]² – [DI ÷ 1000]²) × 0.785 = ([224.4 ÷ 1000]² – [114.3 ÷ 1000]²) × 0.785 = (0.05036 – 0.01306) × 0.785= 0.0373 × 0.785 = 0.02928 m³/m Multiplique esto por el largo para obtener el volumen. Volumen Anularm³ Entre la Barras y Tubería de revestimiento = Capacidad Anularm³/m × Largom = 0.02928 × 1523.93 = 44.6 m³

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO B. La Capacidad Anularbbls/pie Entre la Tubería y el Pozo Abierto = (DE² – DI²) ÷ 1029.4 = (8.5² – 4.5²) ÷ 1029.4 = (72.25 – 20.25) ÷ 1029.4 = 52 ÷ 1029.4 = 0.05051 bbls/pie Multiplique esto por el largo para obtener el volumen. El Volumen Anular bbls Entre la Tubería y el Pozo Abierto = Capacidad Anularbbls/pie × Lengthpie = 0.05051 × 4.000 = 202 bbls Cap Anm³/m Entre la Tubería de perforación y Pozo Abierto = ([DE ÷ 1000]² – [DI ÷ 1000]²) × 0.785 = ([215.9 ÷ 1000]² – [114.3 ÷ 1000]²) × 0.785 = (0.04661 – 0.01306) × 0.785 = 0.03355 × 0.785 = 0.02634 m³/m Multiplique esto por el largo para obtener el volumen: Volumen Anularm³ Entre la Tubería y el Pozo Abierto = Annular Capacitym³/m × Lengthm = 0.02634 × 1291.13 = 32.1 m³ C. La Capacidad Anular bbls/pie Entre la tubería pesada y Pozo Abierto = (DE² – DI²) ÷ 1029.4 = (8.5² – 6.5²) ÷ 1029.4 = (72.25 – 42.25) ÷ 1029.4 = 30 ÷ 1029.4 = 0.02914 bbls/pie Multiplique esto por el largo para obtener el volumen. El volumen anular bbls entre la tubería pesada Capacidad Anularbbls/pie × longitud pie

y el pozo abierto =

= 0.02914 × 1000 = 29.1 bbls Cap Anm³/m Entre los la tubería pesada y Pozo Abierto = ([DE ÷1000]² - [DI ÷ 1000]²) x 0.785 = ([215.9 ÷ 1000]² - [165.1 ÷ 1000]² x 0.785 = (0.04661 - 0.02726) x 0.785 = 0.01935 x 0.785 = 0.01519 m³/m Multiplique esto por el largo para obtener el volumen.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Volumen Anularm³ Entre los tubería pesada y Hoyo Abierto = Capacidad Anularm³/m × Largom = 0.01519 × 304.89 = 4.6 m³ Una vez que se conoce el volumen de cada sección, se suman para calcular el volumen anular total. El volumen anular total es: A. bbls (m³) entre la tubería de perforación y la tubería de revestimiento más B, bbls (m³) entre los portamechas y el pozo abierto más C. bbls (m³) entre los portamechas y el pozo abierto, o: Volumen Anular Total = A + B + C El Volumen Anular Total bbls = Abbls + Bbbls + Cbbls = 280.8 + 202 + 29.1 = 511.9 bbls El Volumen Anular Totalm³ = Am³ + Bm³ + Cm³ = 44.6 + 32.1 + 4.6 = 81.3 m³ Para calcular las emboladas para el fondo hacia arriba o, en este caso, del Trépano a la Superficie, divida el volumen anular por el desplazamiento de la bomba. Emboladas del Trépano a la Superficie = Volumen Anular ÷ Producción desplazamiento de la Bomba Emboladas del Trépano a la Superficie emb = Volumen Anularbbls ÷ Producción de la Bomba bbls/emb = 511.9 bbls ÷ 0.157 bbls/emb = 3.260 emb Golpes del la broca a la Superficie emb = Volumen Anularm³ ÷ Desplazamiento de la Bombam³/stk = 81.3 m³ ÷ 0.02496 m³/emb = 3259 emb El tiempo que se requiere para desplazar el espacio anular sería: Tiempo = Volumen del Anular ÷ Velocidad por Minuto Tiempo = Volumen del Anular bbls ÷ Velocidad por Minuto bbls/min = 511.9 ÷ 4.71 = 108.6 minutos Tiempo = Volumen del Anularm³ ÷ Velocidad por Minutom³/min = 81.3 ÷ 0.7485 = 108.6 minutos 284


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.5.5 Caudal de ahogo y presión a caudal de ahogo. En muchas situaciones para controlar pozos, no sólo debe saber cómo evitar que fluya la formación, sino también cómo circular el fluido de la surgencia. Donde sea posible, se debe tomar una tasa de control de pozo y presión de control (KRP) con la bomba. Es sumamente importante poder determinar esta presión de la circulación y no se puede hacer suficiente hincapié en ello. Muchas veces a las presiones de la circulación o de la tasa de control de pozo se las llama por diferentes nombres, tales como las tasas de circulación lenta (SCR Slow circulation rate), las velocidades de bombeo lentas (SPR slow pump rate), entre otras pero son todas las mismas. Esta es la presión que se requiere para superar la fricción en el sistema de circulación a una velocidad de bombeo dada (lenta). Debido a que los propiedades del lodo (fluido) y otros parámetros del pozo pueden afectar las presiones de la tasa de control de pozo, es muy importante que las tasas de control de pozo y las presiones de la tasa de control de pozo se tomen regularmente. Se deben tomar las presiones de la tasa de control de pozo:   

Si cambia la densidad del fluido o las propiedades del flujo;Cuando se hace algún cambio al trépano (por ejemplo, los tamaños de las boquillas) el BHA, y también si cambia el peso del conjunto de perforación; Cuando se perforan más de 500 pies (152 m) de pozo nuevo; En cada turno; y Después de reparar la bomba. Hay varios y diferentes enfoques para tomar una KRP (Presión de Caudal de Ahogo). En los escenarios típicos éstas se toman aproximadamente desde un sexto hasta la mitad de la velocidad normal de perforación o circulación. Otro método es el de usar la velocidad de marcha en vacío de la bomba, luego una serie que se incrementa progresivamente de ahí. Muchos equipos de perforación simplemente utilizan 20, 30 y 40 stks/min. Además, algunos operadores requieren que el perforador encuentre la velocidad de la circulación a una presión específica (por ejemplo, 200, 300, 400 psi, etc. [10.0 20.0 30.0 bar; etc.]). La velocidad de la bomba es crítica. La presión de la bomba depende de esta velocidad y un cambio pequeño en la velocidad bien puede afectar la presión de circulación en forma drástica. La mayoría de los equipos de perforación usan contadores de golpes de las bombas, los cuales miden también la velocidad de la bomba. Las bombas que no usan contadores de golpes deberían registrar los engranajes y rpm utilizados para tomar la KRP y determinar el volumen bombeado por minuto por lo general, se debe escoger la velocidad de circulación para minimizar las posibles complicaciones.

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 

Se elige una caudal de ahogo lento por las siguientes razones: Es más fácil incrementar el peso de lodo uniformemente cuando se bombea a una velocidad lenta.  El tiempo de reacción del estrangulador se incrementa con caudales altos.  Es menos probable que se exceda la capacidad dela bomba.  Una presión de fricción anular más alta (especialmente en pozos submarinos, perforaciones de diámetro reducido y aplicaciones a través de la tubería) podría resultar en daños o fallas a la formación y la pérdida de retorno.  Una fricción anular más alta podría incrementar la posibilidad de pega por presión diferencial.  Podrían ocurrir complicaciones cuando el gas llega a la superficie.  Dado que se necesitan las presiones de tasa de control de pozo para ahogar un pozo, idealmente se deberían tomar a través del manifold y estrangulador.  Cuando los toman a través del niple lateral (BOP abierto), la presión de la tasa de control de pozo no refleja la presión real requerida para circular desde los BOP a través de las líneas de estrangulador / ahogo, manifold, a través del estrangulador, sistema del separador y de vuelta a las piletas. Figura 169. Tasas de control de pozo.

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Dado que la fricción en la línea del estrangulador es pequeña en la mayoría de los equipos de BOP de superficie, las cuadrillas generalmente las toman a través del niple lateral e ignorar esta fricción.

Sin embargo, en los pozos críticos se debería conocer esta presión y tomarla en consideración. Se necesitan manómetros precisos. Si hay una diferencia entre la presión de ahogo de pozo en la consola del perforador y la presión en el panel del estrangulador, se debe usar la presión en el panel del estrangulador. Si la variación en la presión es lo suficientemente grande, se debería usar un manómetro calibrado adicional. Para calcular la velocidad de la bomba en bbls/ min/(m³/min): Bbls/min = emb/min x Producción de la Bomba m³/min = emb/min x Producción de la Bomba Bomba #1, 0.157 bbls/emb (0.02496 m³/emb), 30 emb/min = 1000 psi (68,95 bar) Bomba #2, 0126 bbls/emb (0,02003 m³/emb), 30 emb/min = 550 psi (37.9 bar) Use la Bomba #1 para ahogar el pozo Figura 170. Presion de la tubería

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.5.6 Presiones de cierre sidpp, sitp. Cuando un pozo está cerrado, la tubería de perforación o la tubería de producciónes simplemente una extensión del manómetro que llega hasta el fondo del pozo. Este medidor de presión es un medidor de superficie que daría la lectura de la presión en el fondo del pozo si la tubería de perforación estuviera vacía. Figura 171. Manómetro de presión.

Pero dado que la tubería de perforación no está vacía, el medidor muestra la diferencia entre la presión en el fondo del pozo y la presión hidrostática que ejerce el lodo que está en la tubería de perforación. Matemáticamente, la SIDPP Presión de Cierre de la tubería de perforación se representa con: SIDPP = Presión de la Formación – Presión Hidrostática del Lodo en la Sarta de Perforación Una advertencia acerca de las presiones de cierre en la tubería de perforación: Se supone que la presión de cierre de la tubería de perforación es correcta y generalmente debería ser más baja que la presión de cierre de la tubería de revestimiento. Es posible tener una presión de cierre de tubería de perforación más alta que la presión de cierre del casing, si la densidad general de los fluidos en el espacio anular es más pesada que en la tubería de perforación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Si la presión de cierre en la tubería de perforación parece ser demasiado alta o baja, podría ser debido a uno de los siguientes motivos:     

Con una surgencia grande, la tubería podría estar bajo los efectos del tubo en “U” y estar parcialmente vacía Hay presiones atrapadas Flotador en la sarta Las presiones fueron leídas demasiado pronto, y la presión de la formación no tuvo tiempo de estabilizarse Se podría haber leído la presión demasiado tarde, mostrando el efecto de la migración del gas.

Algunos operadores usan el procedimiento estándar de purgar una pequeña cantidad de lodo 1/4 bbl aproximadamente 0.04 m³o menos desde la tubería de revestimiento para verificar si hay presión atrapada. En el caso de que haya presión atrapada, la respuesta esperada sería que la presión en la tubería de perforación caerá por debajo de la SIDPP original e incorrecta. Sin embargo, si la presión de la tubería de perforación vuelve a su valor, la SIDPP original era correcta. Después de una caída inicial, la sicp presión de cierre del casing podría estar un poco más alta debido a la expansión del gas, o al permitir un mayor influjo. Es una buena práctica al cerrar el pozo, de comenzar a registrar ambas presiones de cierre. Se deberían registrar al menos una vez por minuto hasta que la diferencia en las lecturas de la presión disminuye y parece estabilizarse. Figura 172. Presión de cierre de tubería-

Si el influjo es gas, y la viscosidad del fluido es baja, quizás no se estabilice la presión de cierre en la tubería de revestimiento (SICP) o la presión encerrada en el cabezal del pozo. Si está disponible un cuadro de presión, se podría usar para determinar dónde se estabilizan las presiones versus el efecto de la migración de la surgencia

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MANUAL BรSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BรSICOS DE CONTROL DE POZO 7.5.7 Sicp, cabeza de pozo. Presiรณn de cierre del casing en ingles con las siglas sicp o presiรณn de cierre de cabeza de pozo (siwhp) tambiรฉn son presiones cruciales que hay que determinar. Cuando ocurre una surgencia, fluidos de la formaciรณn ingresan al pozo. Dado que el fluido de la formaciรณn generalmente es mรกs liviano que el lodo o fluido en el espacio anular, reduce la presiรณn general que es ejercida en el espacio anular.

Figura 173. Vigilar constantemente el pozo para que la presiรณn hidrostรกtica no esta por debajo de la formaciรณn.

La presiรณn hidrostรกtica total en el espacio anular normalmente es menos que la presiรณn hidrostรกtica en la sarta de perforaciรณn porque el lodo que estรก en el espacio anular es fluido cortado o reemplazado por el fluido de la formaciรณn. Esto tiene el efecto de reducir el peso efectivo del lodo, rssducir el largo de la columna de lodo o ambos. Dado que la presiรณn de la formaciรณn estรก empujando contra amboslados (la sarta de perforaciรณn y el espacio anular) y la hidrostรกtica del espacio anular es menor, generalmente ocurre que hay una SICP mรกs elevada. Sin embargo, si la hidrostรกtica del fluido anular, los recortes y el influjo es mayor que la de la sarta, entonces la SICP serรก menos que la SIDPP. Matemรกticamente, la SICP estรก representado por: SICP = Presiรณn de la Formaciรณn - Presiรณn Hidrostรกtica del Lodo en el Espacio Anular - Presiรณn Hidrostรกtica del Influjo El peso de los recortes podrรญa incrementar la presiรณn hidrostรกtica del lodo en el espacio anular.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.5.8 Fluido para controlar el pozo. El fluido para controlar el pozo, es el fluido con un el peso del lodo que se necesita para equilibrar la presión hidrostática del pozo con la presión de la formación, el fluido de control debe circular en todo el pozo antes de que se pueda volver a las operaciones de perforación. Según el método utilizado para controlar el pozo, método del perforador, esperar y densificar, o concurrente se determinará cuándo se debe bombear el fluido de control. La siguiente es la ecuación y un problema de ejemplo para determinar el peso del lodo de control. La respuesta está en ppg (Kg/m³) y se lleva con un solo decimal. En la mayoría de los casos, se redondea hacia arriba hasta la siguiente décima más alta. Figura 174. Consideración fluido de control.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Ejemplo 5 Calcule la densidad del fluido de ahogo. SIDPP = 300 psi (20.69 bar) TVD = 10.000‟ (3048 m) Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1498 Kg/m³) Peso del lodo de control = _______ ppg (______Kg/m³) Si la densidad de ahogo calculada es de 13.07 ppg (15566 Kg/m³) se debe tomar 13.1 ppg (1570 Kg/m³). 7.5.9 Presión inicial de circulación. La presión inicial de circulación con las siglas en ingles ICP es la combinación de la presión de cierre en la tubería de perforación se necesita para detener la formación que está surgiendo, más la presión de la bomba que se necesita para circular el fluido a una velocidad dada. Figura 175. Fórmula presión inicial de circulación.

Ejemplo 6 Calcule la presión inicial de circulación. ICP = SIDPP + KRP Presión de caudal de ahogo = 1000 psi (68.95 bar) SIDPP = 300 PSI (20.69 bar) ICP = ________ psi (________bar)

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.5.10 Presión final de circulación. La presión final de circulación con las siglas en ingles FCP es la presión de la velocidad de circulación que se corrige matemáticamente para un fluido más pesado. Esta presión se debería mantener desde el momento en que el fluido de control está en a la broca hasta que el espacio anular está lleno con el fluido para controlar el pozo. Figura 176. Presión final de circulación.

Ejemplo 7 Calcule la presión final de circulación: Presión a Velocidad de Control = 1000 psi (68.95 bar) TVD = 10000‟ (3948 m) SIDPP = 300 psi (20.69 bar) Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1298 kg/m³) FCP = _____ psi (_____ bar)

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.5.11 Representación gráfica de la caída de presión. El gráfico de presión de circulación muestra qué pasa con la presión del de la tubería de perforación durante el intervalo de tiempo en que se bombea un lodo de peso nuevo y más pesado hacia abajo por la sarta. El gráfico muestra que la presión inicial de circulación gradualmente se convierte en la presión final de circulación a lo largo del período de tiempo las emboladas de la bomba que se requieren para desplazar la sarta. Tabla 4. Presión de la tubería de perforación, tiempo y emboladas de la bomba.

 

   

Para preparar el gráfico, marque la presión inicial de circulación en el punto del margen izquierdo del gráfico. Llene la cantidad de golpes de la bomba debajo de cada intervalo de cinco minutos en la parte inferior del gráfico, hasta alcanzar la cantidad de tiempo o emboladas para desplazar la sarta. Multiplique la velocidad de los golpes por los minutos para obtener el total de golpes. Dibuje una línea vertical en el gráfico, basado en el tiempo o golpes de la bomba que se necesitan para desplazar la sarta tal como se muestra en la línea inferior del gráfico. En la línea que ha dibujado, trace la Presión Final de Circulación. Conecte los puntos que representan la Presión Inicial y Final de Circulación El gráfico terminado muestra la presión que se debe mantener en el manómetro del tubing o de la tubería de perforación, usando el estrangulador, en cualquier momento durante la primera fase de la operación de control de pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.5.12 Cuadro de presión. Tabla 5. Documentación de presiones tomadas.

Algunos operadores prefieren mantener un cuadro o tabla de las presiones de circulación contra el tiempo o los golpes de la bomba. Para preparar un cuadro:    

La parte superior de la sección de golpes o emboladas es 0, y la parte inferior de la sección de golpes son los golpes hasta la broca. Divida los golpes a la broca entre 10, esto será el punto de verificación mientras se está bombeando el lodo de peso de control hasta la broca. Entonces en el recuadro debajo del 0 será 1/10 de los golpes al trépano, el siguiente será igual a 2/10 de los golpes al trépano, etc. El resultado de la columna de los golpes debería ser 10 puntos de verificación de los golpes separados uniformemente.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 

El primer bloque que está bajo presión debería ser la ICP y el bloque final, la FCP. Reste el FCP de la ICP y divida entre 10. Esto representará la caída de presión por etapa de verificación.

Golpes a la broca = 886 emb ICP = 1300 psi (89.63 bar) FCP = 1048 psi (72.25 bar) Esto resultará en tener que mantener algo del exceso de contrapresión y se debe a que el lodo de control, más pesado es tratado como si estuviera uniformemente en todo el largo de la sarta. Asimismo, esto podría servir como otro motivo para no mantener intencionalmente demasiada contrapresión adicional por encima de lo calculado, puesto que ya hay un factor de seguridad incluidoen el sistema. 7.5.13 Consideraciones de la presión anular en perforación. La presión anular se debe calcular para cada sección de tubería de revestimiento. Figura 177. Esta consideración sobre la presión, preventores. generalmente se basa de uno de tres valores diferentes:   

Conjunto

de

Presión de Reventón de la Tubería de Revestimiento Límites del Conjunto de la BOP Presiones que podrían causar daños a la formación

Si la tubería de revestimiento o el conjunto de bop limitan la presión que se puede poner en el pozo, la cuadrilla debe tener cuidado de no exceder ese valor. Los equipos están sometidos al desgaste, fatiga y daños por corrosión que pueden llevar a un rendimiento y clasificación de presión que están por debajo de lo óptimo. Durante el procedimiento de control de un pozo, existe la posibilidad de que puedan resultar daños en la formación, la pérdida de circulación o un reventón subterráneo, si es que se sobrepasa la presión de integridad estimada. Esto es sólo una estimación de la presión en la superficie para tener un punto de referencia para tomar decisiones, no un punto de detención absoluto y cada 296


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO esfuerzo para controlar un pozo debe estar basada en las condiciones únicas de ese pozo. La profundidad de la tubería de revestimiento, la integridad de la formación, la densidad actual y del fluido de control, la posición de la surgencia y las presiones impuestas en la superficie son todos factores que afectan esta consideración sobre la presión.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Ejemplo 9 Complete en consideraciones sobre la presión. Profundidad de la Prueba = 5030‟ (1533 m) Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1497 kg/m³) Densidad del Lodo de la Prueba de Leak-off (LOT) = 9.1 ppg (1092 kg/m³) Presión de la Prueba de Leak-off = 1570 psi (108.25 bar) Resistencia Interna de la Tubería de revestimiento (100%) = 5750 psi (396.46 bar) Prueba del Conjunto de BOP = 10000 psi (689.5 bar) 7.5.14 Consideraciones sobre la presión de la formación. Si se va a controlar un pozo antes de continuar las operaciones, la presión impuesta contra la formación puede incrementar el tiempo y los costos para volver a ponerlo en producción. Se pueden hacer cálculos en el campo para determinar las presiones estáticas permitidas para minimizar el riesgo de una sobrepresurización del pozo al tratar de matarlo (ahogarlo). Se puede determinar la hidrostática promedio aproximada de los fluidos producidos en la sarta de producción por medio de: Presión Hidrostática Promedio en la Tubería = Presión de la Formación - Presión de Cierre en el Interior de la Tubería. Entonces, la presión máxima que se puede aplicar (basado en los datos existentes) es: Máxima Presión Inicial Estimada en la Tubería = Presión Estimada para la Integridad de la Formación (Presión de Fractura) Presión Hidrostática Promedio en la Tubería

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO A medida que se va bombeando el fluido de control por la sarta de producción, disminuye la cantidad de presión estática en la superficie que se puede imponer antes de incurrir en daños. Una vez que el fluido de control llega a la formación, se puede calcular la presión estática final Presión Máxima Final Estimada en la Tubería = Presión Estimada de Integridad de Formación (Presión de Fractura) Hidrostática del Fluido de Ahogo Se puede preparar un cuadro para documentar el volumen versus la presión. Antes de las operaciones, también hay que completar los cálculos del volumen hasta el punto de matar el pozo. Se preparan los cálculos del volumen y un sobre desplazamiento si es necesario Incrementos repentinos de la presión pueden hacer estallar la tubería o ser un indicio de complicaciones que se están desarrollando. Mantenga buenas anotaciones. Esté preparado para parar si ocurre algún problema. Se podrían necesitar cálculos más complejos en un pozo crítico, incluyendo los efectos de la fricción de circulación. Tabla 6. Cuadro de presiones a calcular.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura 178. Cálculos de la presión en la formación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.5.15 Requerimientos de baritina. Si se usa un fluido de control, considere el total de barita requerido, la cantidad en el lugar y la velocidad de mezclado requerido. Luego siguen estos cálculos:

         

Bbls tanques activos = 600 bbls (95.4 m³) Bbls en el espacio anular = 509 bbls (80.9 m³) Bbls en la sarta de perforación = 139 bbls (22.1 m³) Peso actual del lodo = 12.5 ppg (1498 Kg/ m³) Peso del lodo de control = 13.1 ppg (1569 kg/ m³) Peso del lodo, en los tanques de reserva = 14.7 ppg (1761 kg/ m³) Volumen en el tanque de reserva de reserva = 150 bbls (23.8 m³) Tasa de control de pozo (Caudal de Ahogo)= 4.71 bbls/min (0.748 m³/min) Golpes a la broca = 886 emb Tasa de control de pozo = 39 stks/min

Se debe recabar la información registrada previamente, tales como las tasas de control de pozo, presiones de las tasas de control de pozo y presiones máximas permisibles. Mientras más información sepa acerca de la surgencia, las condiciones del cierre y sus equipos, tiene mejores probabilidades de realizar un control de pozo exitoso en menor tiempo. El programa de cada puesto y las responsabilidades del trabajo son vitales para cualquier operación de la torre de perforación.Se deben completar todas las actividades de organización y dirección mucho antes de un amago o de una surgencia.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO

Figura 179. Requerimientos estimados de barita.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.6 Métodos Para Controlar Un Pozo

Figura 180. Perforación adyacente de un pozo de alivio dentro de un pozo en surgencia.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.6.1 Documentar el control del pozo Durante cualquier operación para controlar un pozo, la recolección de datos y la documentación son herramientas valiosas, ayudando a organizar la operación y a dar confianza a aquellos que están realizando el trabajo. La cuadrilla puede saber qué está pasando y sentir que tienen el control de la situación. Pero el tener la documentación apropiada es uno de los aspectos más descuidados de las operaciones para controlar pozos. Registros claros y concisos son esenciales para asegurar que se mantenga la presión apropiada y que se puedan identificar y evaluar las tendencias. Se deben documentar los sucesos inusuales. Las soluciones a muchas complicaciones son evidentes cuando hay buenos registros que ilustran el problema. Las presiones de circulación, el volumen bombeado muchas veces expresado en golpes de la bomba, las propiedades del fluido (por ejemplo, su densidad y viscosidad, los cambios en las fosas y la posición del estrangulador deberían ser todos anotados. El cuadro abajo es un ejemplo de lo mínimo que se debería registrar. Tabla 7. Tabla de datos usada para documentar un pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.6.2 Técnicas de circulación. Hay tres métodos comunes que se usan para la circulación en el control de pozos. Son el método del perforador, el método de esperar y pesar y el método concurrente. Figura 181. Comunicaciones entre los operarios encargados de la operación.

Las diferencias entre los mismos son cuándo hay que circular la surgencia y sacarla del pozo y cuándo bombear el fluido de control si se ha decidido que se matará el pozo. Todos éstos son métodos a presión constante en el fondo del pozo, ya que después de que se cierra el pozo, hasta el momento en que se lo controla, la presión en el fondo del pozo debe mantenerse en, o un poco por encima de la presión de la formación. Si se puede lograr esto sin perder la circulación y sin una falla de los equipos, se puede controlar el pozo sin la toma de más fluido desde la formación. Se debe conocer lo siguiente bien a fondo, antes de iniciar alguna técnica para controlar un pozo. 305


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.6.2.1 Respuesta Del Estrangulador Es esencial tener conocimientos sobre lo que hay que esperar en cualquier operación de control de pozo, si se mantiene la presión del estrangulador, se controla la presión en todo el pozo. Respuestas inapropiadas pueden llevar a un influjo adicional, fallas en la formación y los equipos. Hay varios momentos críticos en los que se debe tomar una acción apropiada:  

 

A medida que se conecta la bomba, se impondrá un incremento en la presión que se sentirá en todo el sistema. La presión en la tubería de revestimiento comienza a incrementarse, se debe abrir rápidamente el estrangulador de su posición cerrada para permitir que el fluido se purgue a través del mismo, pero sólo hay que abrirlo lo suficiente para que la presión se mantenga constante. Si la presión del hoyo se incrementa demasiado, puede haber pérdidas o daños en la formación. Si se deja que las presiones bajen por debajo del valor del cierre, puede haber un influjo adicional. Una vez que la bomba está funcionando a la velocidad correcta, se hacen los ajustes para mantener la presión de circulación apropiada, si cree que la presión de la tubería de perforación está demasiada alta, hay que determinar la cantidad en exceso con la mayor exactitud posible. Esta es la cantidad de presión que debe ser purgada desde la tubería de revestimiento, por medio de ajustes con el estrangulador.

Figura 182. Cómo determinar el ajuste del estrangulador.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 

Hay que determinar la presión que se debe purgar de la tubería de revestimiento para poder corregir la presión de circulación en la tubería de perforación. Se puede determinar esto con la calculadora, el incremento de la línea en el medidor o en su cabeza.

Recién al conocer esto se ajusta cuidadosamente la calibración del estrangulador hacia una posición más abierta. Si la presión de circulación está demasiada baja, se usa el mismo procedimiento, con excepción de que se ajusta el estrangulador hacia una posición más cerrada.

La tasa del flujo y las pérdidas de presión a través de un orificio no son lineales. A medida que se incrementa o se disminuye el orificio del estrangulador, la escala del indicador del estrangulador no representa los ajustes calibrados de la presión. La escala en el indicador del estrangulador sólo muestra la posición relativa de apertura y hacia qué lado se está moviendo el estrangulador - abierto o cerrado. Los ajustes en la presión deben hacerse cuidadosamente utilizando la presión en el manómetro y no en el indicador de apertura del estrangulador. Tipo de fluido, tasa de flujo y el tamaño de los estranguladores están relacionados con el mantenimiento de las presiones correctas. Si un tipo de fluido diferente pasa por el estrangulador, su coeficiente de fricción y tasa de flujo ya sea incrementará o disminuirá.

Figura 183. Ajuste del estrangulador.

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   

Se debe registrar la presión Figura 184. Medición de presiones durante todas las operaciones, en todas las operaciones. si la presión disminuye repentinamente, consulte el valor registrado y de inmediato ajuste el estrangulador hacia la posición más cerrada hasta que se obtenga el último valor registrado para contar con el suficiente tiempo para corregir la presión en todo el sistema y reajústelo según sea necesario. Si empieza a caer la presión de la tubería de revestimiento, ajuste el estrangulador hacia la posición más cerrada, para mantener el último valor registrado antes de que la bomba salga de línea. A medida que la velocidad de la bomba se reduce nuevamente, la presión volverá a caer y es necesario ajustar el estrangulador nuevamente. Una vez que la bomba se detiene, quizás haya que cerrar rápidamente el estrangulador para mantener una presión programa. Si la presión cae por debajo de los valores programados, puede que haya un influjo adicional. Por otra parte, las presiones altas pueden provocar un derrumbe de la formación. Normalmente la Presión de Circulación que se ve en el medidor de la bomba la llaman la Presión de Circulación Inicial o ICP. Esta es una combinación de presión para circular el pozo a una velocidad dada y evitar que el pozo fluya. Matemáticamente, esto se puede expresar como ICP = SIDPP + KRP, donde SIDPP es la presión de cierre de la tubería de perforación y KRP es la presión de la bomba a la tasa de control de pozo deseada. Si se usan procedimientos apropiados para el arranque y hay una diferencia significativa entre el valor real de la ICP y el valor calculado, se debe tomar una decisión acerca de si se usa el valor real o si se detiene la bomba, se evalúa, y empieza de nuevo. Una vez que se elige la velocidad de la tasa de control de pozo, no se debe cambiar. Si se cambia la velocidad de la bomba, entonces se deben cambiar también tales cálculos como la presión de circulación inicial, la presión final de circulación y el cuadro o gráfico de la presión.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.6.2.2 Método del perforador El método del perforador es una técnica utilizada para circular y sacar los fluidos de la formación del poz a menudo se usa para quitar las surgencias. Es importante entender las técnicas y las ideas que se usan en el método del perforador, porque otros métodos de control de pozos, incorporan muchos de sus principios. Figura 185. Perforando con En ciertos casos, sin embargo, el método toma de presiones constante. del perforador puede causar presiones algo más elevadas en la tubería de revestimiento respecto de otras técnicas además requiere más tiempo para ahogar el pozo. Se usa para quitar amagos de surgencias de gas, donde las altas tasas de migración pueden causar problemas durante el pozo cerrado, también se puede usar donde hay recursos limitados de personal o equipos. Sin embargo, no se usa a menudo en aquellos pozos donde se anticipa o se espera que halle una pérdida de circulación. Con el método del perforador, el primera surgencia se circula y se saca del pozo. Luego, si el pozo está con un balance por debajo de lo normal, se reemplaza el fluido con uno que ejerza más presión que el de la formación que el de la surgencia A continuación está el procedimiento para el método del perforador:

    

 Cierre el pozo después del amago. Registre las presiones de cierre en la tubería de perforación (sidpp) y de cierre de la tubería de revestimiento (sicp), estabilizadas. De inmediato circule y saque el fluido invasor la surgencia del pozo. Al terminar esto, cierre el pozo por segunda vez. Si es necesario, se incrementará el peso del fluido la densidad. Se circula el pozo por segunda vez con un fluido nuevo y más pesado para recuperar el control hidrostático.

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Ejemplo de un problema

El pozo fue cerrado después de un amago y se registran el SIDPP, SICP y la ganancia. La siguiente información, se explicará el Método del Perforador.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO      

La velocidad de la tasa de control de pozo es 24 spm La presión de la tasa de control de pozo is 770 psi (53.09 bar) Bomba, 6” × 16” (152.4mm × 406.4mm) duplex Peso del fluido en el hoyo 12.5 ppg (1498 kg/m³) SIDPP (presión directa) es 520 psi (35.85 bar) SICP (presión anular) es 820 psi (56.54 bar)

6.2.1.2 Para iniciar la circulación Figura 186. Bomba empezando a iniciar la primera circulación.

Haga que la bomba alcance la velocidad de tasa de control de pozo 24 spm a la vez que mantiene la tubería de revestimiento o contrapresión constante, esto mantendrá constante la presión en el fondo del hoyo, evitará que fluya el pozo y minimizará las posibilidades de daños a la formación. En este ejemplo, después de que la bomba alcance la velocidad requerida, se debe ajustar el valor de la tubería de revestimiento a 820 psi (56.54 bar). 

La primera circulaciòn

Cuando la bomba está funcionando a la velocidad de la tasa de control de pozo y se haya ajustado la presión de la tubería de revestimiento con el estrangulador al valor correcto la misma presión de cuando el pozo estaba cerrado. En este momento la presión de la tubería de perforación se llama la presión de circulación, o en otros métodos se llama presión de circulación inicial (icp) que es la combinación de la sidpp y la presión de la bomba a esta velocidad reducida. En este ejemplo, la presión de circulación es de 1290 psi (88.95 bar).

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO La presión de circulación se mantiene constante por medio del estrangulador, y la velocidad de la bomba se mantiene constante a la velocidad de la tasa de control de pozo hasta que la surgencia haya circulado y salido del hoyo. Si el amago es gas, quizás sea necesario hacer algunos ajustes a la presión para mantener la presión de circulación apropiada. Por lo general, a medida que la surgencia se expande, desplaza el fluido y resulta en una pérdida de presión hidrostática, lo cual es compensada por el incremento en la presión de la tubería de revestimiento en caso del que el amago es pura agua salada o petróleo, es necesario hacer algunos ajustes en la presión. Figura 187. Una vez que la bomba alcanza la velocidad de circulación programada, se anota la presión de circulación. Esta es la presión que se debe mantener.

Ajustes a la presión

A medida que se está circulando la surgencia, mantenga la presión de la tubería de perforación según la presión programada, si la presión de la tubería de perforación no es correcta, debe ser ajustada a su valor correcto. Para hacer esto, determine la cantidad de presión que se debe corregir y no hacer una estimación. Los pequeños cambios de menos de 50 psi (3.45 bar)

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO no son tomados en cuenta, a no ser que las presiones bajas o excesivas sean críticas, hay que aplicar la cantidad de presión que se requiere debe ser agregada o restada del valor de la tubería de revestimiento Se debe tomar en cuenta el tiempo para que este cambio en la presión se refleje en el medidor de la tubería de perforación. Para este tiempo se espera aproximadamente dos segundos por cada mil pies de profundidad del pozo. Muchos factores afectan el tiempo, entonces sólo después de que haya pasado suficiente tiempo se debe pensar en hacer otra corrección si no se ha visto una respuesta.

Figura 188. Si la presión cae por debajo de donde debería estar, se debe hacer un ajuste.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 

La surgencia en la superficie

En los amagos de gas, se debe ajustar rápidamente el estrangulador para que la presión de la tubería de revestimiento vuelva al valor que tenía antes de que el gas entrara al estrangulador. Es aconsejable mantener un registro escrito de la presión de la tubería de revestimiento como referencia. Después de que la presión de la tubería de revestimiento vuelve al valor apropiado y después de que haya pasado suficiente tiempo para que la presión se estabilice en todo el sistema, cambie otra vez a la presión del medidor de la tubería de perforación y haga las correcciones necesarias. Figura 189. Para los ajustes de presión, determine primero cuánta presión necesita.

Figura 190. Luego ajuste la presión de la tubería derevestimiento sólo por esa cantidad.

Figura 191. Deje pasar suficiente tiempo de retraso y evalúe la situación de nuevo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO

Cuando el fluido que sigue a la surgencia atraviesa por el estrangulador, podría haber un incremento en la presión de la tubería de revestimiento. De nuevo, ajuste la presión de la tubería de revestimiento o casing al último valor registrado. Si las presiones no son parecidas, quizás haya entrado otro influjo en el pozo.

Una vez que ha salido la surgencia

Si hay que incrementar el peso del fluido después de que el amago haya sido circulado y salido, hay dos opciones. La primera es la de cerrar el pozo otra vez y nuevamente el punto de control es la presión de la tubería de revestimiento mientras que aminora la velocidad de la bomba y se detiene la misma. Debe mantenerse constante a medida que cambia la velocidad de la bomba. Si se permite que la presión de la tubería de revestimiento se disminuya por debajo de la SICP, podría surgir otro amago si el pozo está con un balance por debajo de lo normal. Si se ha sacado todo el influjo, la hidrostática en el espacio anular ambas presiones deben ser aproximadamente iguales, cerca del valor original de la SIDPP.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Si las presiones no son parecidas, quizás haya entrado otro influjo en el pozo y hay que controlar los incrementos en la presión y se considera una señal de que otro influjo entró al pozo y está migrando. En cualquiera de los casos, en este momento hay que hacer un mínimo de dos cálculos: 

La Densidad de Ahogo y la cantidad de golpes o emboladas a la broca.

Para determinar qué presión de circulación hay que mantener, se debería preparar un cuadro de cantidad de emboladas de la bomba seleccionada vs. la presión. Una vez que el fluido de control llega a la broca, a partir de ese punto, deberá mantener constante la presión de circulación a lo largo del resto de la operación debido a esto, se llama la presión final de circulación o fcp. Pero, en este ejemplo, el fluido de control o pesado será de 13.5 ppg (1618 kg/m³) y la presión final de circulación (FCP) de 832 psi (57.37 bar). El fluido de control debe prepararse antes de que se inicie la segunda circulación. Figura 193. Si se deja caer la presión de la tubería de revestimiento abruptamente también lo hará la presión de la tubería de perforación / tubería, luego del tiempo de retraso. .

Figura 192. Para evitar que esto pase, si la presión de la tubería de revestimiento empieza a cambiar rápidamente ajuste el estrangulador.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura 194. Si reacciona apropiadamente, los cambios de la presión de la tubería de revestimiento y tubería de perforación serán mínimos.

Iniciando la segunda circulación.

El procedimiento para arrancar la segunda circulación es idéntico al procedimiento para arrancar la primera, con excepción del valor de la presión que se mantiene en la tubería de revestimiento. Si no ha habido ningún influjo adicional, esencialmente la presión del revestimiento debería ser igual a la presión de cierre por directa de la tubería. Figura 195. Si se va a cerrar el pozo, mantenga la presión de la tubería derevestimiento por lo menos igual a la presión original de cierre de la tubería de perforación / tubería.

Un vez que se haya incrementado el peso del fluido, la circulación debería empezar de nuevo por medio de mantener la presión de la tubería de

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO revestimiento constante en los valores programados, que en este ejemplo son de 520 psi (35.85 bar). Cuando la bomba está a la velocidad de control de pozo (24 spm) y usted mantiene la presión de la tubería de revestimiento constante, estará empezando a desplazar el fluido más pesado hacia la sarta de perforación. Es necesario seguir el cuadro preparado para la presión vs. golpes y hacer los ajustes según sean requeridos, esta acción protege contra una surgencia secundaria mientras que el fluido de control circulam, en caso de que halla un segundo amago, deberá mantener las presiones correctas. Una segunda opción es la de mantener la presión en la tubería de revestimiento constante pero se hace sólo si está seguro de que no hay nada de influjo en el pozo mientras el fluido de control pesado llega a la broca. Figura 196. Mantenga la presión apropiada a medida que el fluido de control es bombeado a la broca.

En este ejemplo, lleva 905 golpes, la presión de la tubería de perforación cambiará a medida que el fluido de control desplaza el fluido viejo. No mantenga la presión de la tubería de perforación constante en este momento a los cambios en la presión hidrostática a medida que el fluido original es desplazado por el fluido de control. Un cuadro preparado para la presión vs. golpe indicará el valor apropiado fluido de control densificado llega a la broca de perforación. Luego que la tubería de perforación se llenó del fluido de control pesado 905 golpes, la presión de circulación deberia haber cambiado gradualmente de la 318


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO presión de circulación inicial comúnmente llamada la presión de circulación Inicial, (cpi) a la presión de circulación final (fcp). En este ejemplo, la presión debería ser de 832 psi (57.37 bar). circulación debe continuar Figura 197. La circulación se La mantiene con la presión final de manteniendo la presión final de circulación constante hasta que el circulación. fluido de control pesado llegue a la superficie, a medida que el fluido de control se bombea por el espacio anular, un incremento en la presión hidrostática hace incrementar la presión de la tubería de perforación. Se deben hacer los ajustes necesarios al estrangulador para mantener la presión final de circulación y gradualmente, se saca toda la contrapresión a medida que el fluido de control incrementando la presión hidrostática anular circula por el espacio anular. Una vez que el fluido de control pesado llega a la superficie, se puede cerrar el pozo por tercera vez. La presión de la tubería de perforación y la tubería de revestimiento debería ser cero. Si, después de 15 a 30 minutos, la presión está en cero, el pozo podría estar controlado. Abra el estrangulador para ver si hay algún flujo. Si las presiones no bajaron a cero, o si se detecta algún flujo, empiece a circular de nuevo. El problema puede ser que el fluido de control pesado no es consistente en todo el pozo. Podría haber otro amago de reventón en el hoyo o quizás se utilizó un fluido de control insuficiente. Aun cuando el pozo esté controlado, tenga en cuenta que puede haber alguna presión atrapada bajo el preventor de reventones cerrado, Proteja siempre al personal cuando abre un preventor de reventones que Estuvo Cerrado.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.6.2.3 Pasos principales método del perforador. Figura 198. Cierre de preventoras 1. El pozo está cerrado. 2. Registre las presiones de la tubería de perforación (sidpp) y de la tubería de revestimiento (sicp), pozo cerrado. 3. Inicie la circulación manteniendo la presión de la tubería de revestimiento constante (sicp constante) hasta que la bomba esté en la tasa seleccionada de control de pozo. 4. Cuando la velocidad de la bomba ha alcanzado la tasa de control de pozo, registre la presión de la tubería de perforación y manténgala constante haciendo los ajustes necesarios al estrangulador. La presión de la tubería de perforación debería ser igual a la suma de la SIDPP y la presión de la tasa de control de pozo de la bomba. 5. La presión en la tubería de perforación y la velocidad de la bomba se deben mantener Figura 199. Operaciones de constante hasta que la surgencia haya sido control de pozo. circulada y esté fuera del pozo. 6. Luego se cierra o se circula el pozo y se incrementa el peso del fluido. 7. Se prepara un fluido más pesado y se empieza la circulación de nuevo. Ya sea, se sigue un cuadro de presión o la presión de la tubería de revestimiento se mantiene constante suponiendo que no haya ningún influjo adicional, hasta que la tubería de perforación esté llena del nuevo fluido pesado. 8. Cuando la tubería de perforación se llenó con el fluido pesado, se debe mantener la Presión Final de Circulación (FCP) hasta que el espacio anular haya sido desplazado con el fluido de control.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.6.2.4 Método de esperar y pesar El Método de Esperar y Pesar mata la surgencia en el tiempo más corto y mantiene los rangos de presiones del pozo y de la superficie más bajas que cualquier otro método. Necesita de buenas instalaciones de mezclado para pesar el fluido, cuadrillas completas y ayuda adicional de la supervisión. En el método de esperar y pesar, el pozo se cierra después de un amago, luego se registran las presiones estabilizadas y el volumen de la ganancia registrada en superficie. El peso del fluido se incrementa antes de empezar a circular, de ahí el nombre, esperar y pesar. Luego, el fluido pesado se circular por el pozo, manteniendo la densidad y las presiones correctas, durante el control del pozo. En la práctica real, es raro controlar un pozo en una sola circulación debido al desplazamiento ineficiente del fluido por el espacio anular.

A continuación están los procedimientos para esperar y pesar:

Se cierra el pozo después del amago.

Se registran las presiones de la tubería de perforación (sidpp) y la tubería de revestimiento (sicp) estabilizadas.

Se densifica el lodo hasta el peso calculado para el fluido de control.

Cuando los tanques activos esten densificados, empieza la circulación.

Se sigue una tabla de presión de circulación, versus el volumen de fluido bombeado de control por el pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Ejemplo de un problema El pozo es cerrado después de un amago y se registra la siguiente información:

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO          

La velocidad de la tasa de control de pozo es = 24 spm La Presión de la tasa de control de pozo es = 770 psi (53.09 bar) Bomba, 6” × 16” (152.4 mm × 406.4 mm) Duplex Peso del Fluido en el Pozo 12.5 ppg (1498kg/m³) SIDPP (Presión Directa) es = 520 psi (35.85 bar) SICP (Presión Anular) es = 820 psi (56.54 bar) Emboladas de Superficie a la broca= 905 strokes Emboladas de la broca a Superficie = 3323 strokes Emboladas de Superficie a Superficie (Circulación completa) = 4228 strokes Conectando la bomba.

Una vez que se haya escogido la velocidad de la tasa de control de pozo, no se la debe cambiar, si se cambia la velocidad de la bomba, se debe volver a calcular la presión de circulación inicial, intermedia y final. En este ejemplo, la presión de la tubería de revestimiento es de 820 psi (56.54 bar) y se debe mantener mientras que la bomba alcanza la velocidad de la tasa de control de pozo. Figura 200. Una vez que la bomba alcanza la velocidad de circulación programada, se anota la presión de circulación inicial.

Si se permite que la presión en la tubería de revestimiento disminuya mientras la bomba alcance la velocidad, la presión en el fondo del pozo también caerá. Esto podría resultar en más influjo del amago de reventón. Si la bomba es conectada y no se abre el estrangulador, o si no se opera con suficiente rapidez, entonces un incremento rápido en la presión puede llevar a fracturas en la formación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Tan pronto como la bomba esté conectada y funcionando a la velocidad de la tasa de control de pozo, regrese la presión de la tubería de revestimiento al valor apropiado. 

Para iniciar la circulación

Cuando la bomba haya alcanzado la velocidad de la tasa de control de pozo y se haya ajustado la presión de la tubería de revestimiento con el estrangulador a la misma presión que tenía antes de arrancar la bomba, el control se cambia a la presión de la tubería de perforación, que en este momento se llama la Presión de Circulación Inicial (ICP). Figura 201. Se deber de mantener una presión de circulación correcta a medida que se bombea el fluido de control hacia la broca.

Esto es meramente la combinación de la SIDPP y la presión de la bomba a esa velocidad. En el ejemplo arriba, la ICP es de 1290 psi (88.95 bar). 

Programa de presión

Durante el cuadro de tiempo o cantidad de golpes de la bomba que le lleva al fluido de control llenar la tubería de perforación, la presión de la tubería de perforación debería disminuir de la Presión de Circulación Inicial (ICP) a la Presión de Circulación Final (FCP).

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura 202. Si la presión cae por debajo de lo planeado, se debe hacer un ajuste. Determine cuánta presión se necesita para el ajuste.

Cuando la tubería de perforación está llena del fluido de control pesado (905 golpes), la presión en el medidor de la tubería de perforación debería estar mostrando la Presión de Circulación final (832 psi [57.37 bar]). Mantenga constante esa presión en el medidor de presión de la tubería de perforación hasta que el fluido de control pesado haya circulado por todo el pozo y se apaguen las bombas después de la operación de control. 

Ajustes de presión

A medida que se está circulando la surgencia, mantenga la presión de la tubería de perforación según la presión programada. de la tubería de perforación. Figura 203. Ajuste la presión de la tubería de revestimiento sólo por esa cantidad.

Una regla general para este tiempo de retraso es de esperar aproximadamente dos segundos por cada mil pies de profundidad del pozo. Muchos factores afectan el tiempo de retraso, entonces sólo se debería hacer otra corrección después de que haya pasado suficiente tiempo, si no se nota ningún cambio. A medida que el gas empieza a salir por el estrangulador, la presión de la tubería de revestimiento podría empezar a cambiar.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura 204. Dé tiempo de retraso suficiente para verificar el ajuste por directa, y reevaluar la situación.

La surgencia en la superficie.

En los amagos de gas, primero la presión de la tubería de revestimiento y luego la presión de la tubería de perforación (después del tiempo de retraso para los cambios de un medidor a otro) empezarán a disminuir a medida que la surgencia empieze a salir por el estrangulador. Figura 205. El gas esta saliendo a través del estrangulador, la Presión de casing

Se debe ajustar rápidamente el estrangulador para hacer que la presión de la tubería de revestimiento vuelva al valor que tenía antes de que el gas alcanzara el estrangulador. Es aconsejable guardar un registro escrito de la presión de la tubería de revestimiento como referencia. Después de que la presión de la tubería de revestimiento vuelve al valor apropiado, y después de que haya pasado suficiente tiempo para que la

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO presión se estabilice en todo el sistema, el control vuelve al medidor de la tubería de perforación para las correcciones de presión que sean necesarias. Cuando el líquido que sigue a la surgencia pasa por el estrangulador, empezará a subir la presión de la tubería de revestimiento. Ajuste nuevamente la presión de la tubería de revestimiento al último valor registrado para la misma. Figura 206. No deje que ésto pase, si la presión en la tubería de revestimiento disminuye.

En nuestro ejemplo, tratamos de estabilizar la presión de la tubería de revestimiento a 1200 psi (82.74 bar) para mantener la presión de la tubería de perforación en 832 psi (57.37 bar).Una vez que el amago de reventón está fuera del pozo, mantenga la presión de circulación final en 832 psi (57.37 bar), hasta que el fluido de control pesado llegue a la superficie. Figura 207. También lo hará la presión de la tubería de perforación / tubería.

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Figura 208. Una acción correcta impide un mayor influjo; si la presión de la tubería de revestimiento empieza a cambiar, ajuste rápidamente el estrangulador.

Figura 209. Si reacciona correctamente, las fluctuaciones en la presión de la tubería de perforación/tubería serán mínimas.

Volviendo a cerrar el pozo

Si las presiones de circulación no han caído por debajo de los valores programados y la surgencia ya no está, entonces se puede volver a cerrar el pozo. Las presiones de la tubería de perforación y la tubería de revestimiento deberían estar en cero (observar 15 a 20 minutos). si la presión está en cero, el pozo está controlado. si no está en cero, empiece a circular nuevamente. El problema podría ser que la densidad del fluido de control no está consistente en todo el pozo o quizás haya otro amago en el pozo. A medida que el espacio anular se llena con el fluido de control, se nota una tendencia de ajustar gradualmente el estrangulador para mantener las presiones de circulación correctas. La presión de la tubería de revestimiento debería disminuir hasta un valor insignificante, siempre y cuando no haya habido un influjo adicional.

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Figura 210. Cuando gas o líquido que sigue al gas empieza a pasar por el estrangulador, se debe estabilizar la presión de la tubería de revestimiento en el último valor que fue registrado el pozo.

Podría requerir más golpes que aquellos que circularon para subir un fluido de control consistente a la superficie, después de lo cual, se deben apagar las bombas, cerrar el pozo y controlarlo por si se incrementa la presión. Si no se ve ningún incremento en la presión, el pozo debería estar controlado. Si el pozo está controlado y se abre el BOP, tenga en cuenta que podría haber presión atrapada debajo del BOP. Figura 211. El pozo debe monitorear se por incremento de presión. Si no se incrementa la presión probablemente el pozo esta controlado.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.6.2.5 Revisión del control de esperar y pesar. Figura 212. Se debe hacer  Se cierra el pozo después de una surgencia y cierre de pozo de forma se registra la información sobre la SIDPP, rápida y segura. SICP estabilizadas y el tamaño de la surgencia.  El primer cálculo debería ser el de la densidad del fluido de control.  El resto de la hoja de trabajo se completa mientras que se incrementa la densidad del fluido en los tanques de lodo activos.  Cuando está listo para circular, la bomba se pone a la velocidad de la tasa de control, mientras se mantiene la tubería de revestimiento a una presión apropiado con el estrangulador ajustable.  Mantenga la presión de la tubería de perforación de acuerdo con el cuadro de presión.  Todos los ajustes de presión empiezan con el ajuste de la tubería de revestimiento desde el estrangulador. Se debe registrar cada ajuste en la presión.  Cuando el fluido pesado alcanza la broca, mantenga la presión de la tubería de perforación en la presión de circulación final hasta que el fluido de control pesado regresa a la superficie.  Si la presión de la tubería de perforación no es correcta, se debe ajustar a su valor apropiado.  Para hacer esto, determine la cantidad de presión que se debe corregir no se debe aproximar. Generalmente no se consideran los pequeños cambios de menos de 50 psi (3,45 bar) a no ser que la presión baja o excesiva sea crítica). Se debe sumar o restar la cantidad de presión que se necesita del valor de la tubería de revestimiento (contrapresión).  Se debería tomar en cuenta el tiempo de retraso para que este cambio en la presión se refleje en el medidor.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.6.2.6 Método concurrente. Al método concurrente, pesa el fluido mientras se está en el proceso de circular y sacar el amago del pozo, también se le ha llamado el método de circular y pesar. Es un método para controlar pozos con una presión de fondo constante para ejecutarlo se requiere hacer algo de contabilidad y cálculos, mientras está en el proceso de circular y sacar el amago del pozo, porque podrían haber densidades diferentes e intervalos irregulares en la sarta dado que hay que hacer algunos de los cálculos muy rápidamente, Normalmente los registros de los datos se llevan de manera centralizada en el panel del operador del estrangulador en la plataforma del equipo de perforación esta recolección datos resulta ser una herramienta muy valiosa en cuanto a ayudar organizar las operaciones de control y dar confianza a los que están haciendo el trabajo. Se necesita registrar dos columnas de datos, además de lo que normalmente se toman como los cambios de presión que se requieren a medida que cambia el peso del fluido versus cuándo los diferentes fluidos entran a la sarta y llegan a la broca. se recomienda que se mantengan registros adecuados durante el proceso de circular y sacar cualquier amago o surgencia. El procedimiento delineado abajo es para usar en pozos verticales donde las profundidades medidas son esencialmente las mismas que la profundidad vertical real Ahora en el siguiente método concurrente se usarán los mismos datos sobre el pozo y la surgencia que se usaron en los ejemplos anteriores para el método del perforador y el método de esperar y pesar. Figura 213. Pozo iniciando la circulación.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Ejemplo método concurrente  El pozo se cerró ante una surgencia. Figura 214. Cierre de pozo con arietes de tuberia y preventor anular.

Peso de Lodo de Control (KMW) ppg = (SIDPPPSI ÷ TVDpie ÷ 0.052) + Peso Original del Lodo (OMW) ppg = (520 ÷ 10000 ÷ 0.052) + 12.5 = 13.5 ppg Peso de Lodo de Control (KMW) kg/m³ = (SIDPPbar ÷ TVDm ÷ 0.0000981) + Peso Original del Lodo (OMW) kg/m³ = (13.85 ÷ 3048 ÷ 0.0000981) + 1498 = 1618 kg/m³ Presión de Circulación Inicial (ICP) psi = SIDPPpsi + Presión de Tasa de Control (KRP)psi = 520 + 770 = 1290 psi Presión de Circulación Inicial (ICP) bar = SIDPPbar + Presión de Tasa de Control (KRP)bar = 35.85 + 53.09 = 88.08 bar Presión de Circulación Final (FCP)psi = KRPpsi x KMWpsi ÷ OMWppg = 770 x 13.5 ÷ 12.5 = 832 psi

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Presión de Circulación Final (FCP)bar = KRP kg/m³ x KMWpar ÷ OMW kg/m³ = 53.09 x 1618 ÷ 1498 = 57.34 bar Generalmente los ajustes en la presión se calculan como psi por punto de peso del fluido. Ajuste por Corrección de la Densidad / presión psi/pt = Figura 215. El pozo en estado fluyente.

(ICP - FCP) ÷ ([KMW - OMW] ÷ 10) = (1290 - 832) ÷ ([13.5 - 12.5] ÷ 10) = 45.8 psi/pt Ajuste por Corrección de la Densidad/Presión bar/10 kg/m³ = (ICP - FCP) ÷ ([KMW - OMW] ÷ 10) = (88.08 - 57.34) ÷ ([1618 - 1498] ÷ 10) = 0.023 bar/10 kg/m³ La circulación se inicia al bombear el fluido de peso original, y con el estrangulador para mantener la presión en la tubería de revestimiento constante. Después de que la bomba haya alcanzado la tasa de control deseada, anote y registre la presión de circulación inicial, leyendola y si existe una diferencia de más de 50 psi con la calculada investíguela. Manteniendo la presión de la tubería de perforación a la presión inicial de circulación, ICP establecida empiece a agregar peso a las los tanques de lodo activos.

A medida que se incremento de peso en el fluido a un punto es igual a una décima de libra por galón va entrando a la tubería de perforación, se le Figura 216. Bombeo a una tasa debeinformar al operador del estrangulador. de circulación constante. En el formulario de datos se registra el tiempo y el conteo total de los golpes de la bomba junto con el nuevo peso del fluido que entra.

El número de golpes para que este fluido más pesado llegue al trépano se calcula agregaando la capacidad interna total de la sarta de perforación expresada en golpes de la bomba al

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO total del conteo de golpes cuando se empezó a ingresar el nuevo peso del fluido y se registra en la hoja de trabajo. Cuando este fluido más pesado llega a la broca, se ajusta el estrangulador por la cantidad del Ajuste de Corrección de la Densidad/Presión la cual, en este ejemplo, es 45.8 psi/pt (0.023 bar/10 kg/m³). Tabla 8. Informacion requerida del pozo en el método concurrente.

 Los ajustes al estrangulador se repiten a medida que cada punto de incremento en el peso del fluido llega al trépano. Después de que el último fluido de control esté en el trépano, la presión de la tubería de perforación debería estar en la presión que se calculó para la circulación final, la cual se debe mantener hasta que se haya recobrado el fluido de control pesado en los retornos en la superficie. 

Estando el pozo lleno del fluido de control pesado, verifique para ver si el pozo está controlado.

Al utilizar el Método Concurrente tal como se describe resultará algo de contrapresión adicional por encima de la requerida para equilibrar la presión poral de la formación. Esto se debe a que no se permite ninguna disminución en la presión de la tubería de perforación en tanto el fluido más pesado alcanza el trépano. En la mayoría de los casos, esto no debería ser un problema porque sólo alcanza 100 psi (6.89 bar) o menos.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 

Sin embargo, si se puede incrementar el peso de fluido rápidamente, o en el caso de los pozos profundos, quizás sea deseable controlar la tasa del incremento en el peso del fluido para limitar la cantidad de contrapresión.

 En el problema del ejemplo, si todos los incrementos que se requieren en el peso incrementado estuviesen adentro de la sarta antes de que fuese tiempo de hacer un ajuste en la disminución de la presión, el exceso de la contrapresión alcanzaría a aproximadamente 275 psi (18.96 bar). Tabla 9. Formato de tabla a diligenciar para el control de pozos.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO  Una manera de evitar este exceso de 217. Manómetros contrapresión sería el de incrementar Figura el peso sólo parcialmente, digamos a medidores de presión. 12.8 ppg (1534 kg/m³), luego mantener el peso que entra a 12,8 ppg (1534 kg/m³) hasta que pase por el trépano.  la presión de circulación aproximada debería estar entonces a 1.060 psi (73.87 bar) y el exceso de la contrapresión estaría limitado a menos de 100 psi (6.89 bar). Las ventajas concurrente.

del

método

Se puede empezar la circulación inmediatamente después de haber determinado las presiones estabilizadas en la superficie. esto podría mantener libre a la tubería además de evitar la necesidad de emplear el método volumétrico para evitar un incremento excesivo en la presión de la superficie debido a la migración de gas que podría ocurrir durante el tiempo que se necesita para pesar el fluido de las piletas para el método de esperar y pesar.  La circulación puede continuar a lo largo de la operación de control dado que no se requiere ningún período de cierre para incrementar el peso del fluido en las piletas. Esto podría ser beneficioso en aquellos pozos donde la circulación ayuda a mantener la tubería libre y ayuda a evitar que el hoyo se empaque alrededor de la sarta de perforación 

No hay ningún apagado ni arranque de bombas programados como lo hay en otros métodos reduciendo así la probabilidad de una surgencia secundaria o el ejercer una contrapresión excesiva que podría resultar en una pérdida de circulación

 El método concurrente provee un método sistemático para tratar las variaciones en el peso del fluido, ya sea más pesado o más liviano, sin interrumpir la circulación.  Se pueden aplicar estas técnicas en los métodos del perforador o esperar y pesar como una manera de afinar la cantidad de contrapresión que

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.6.3 Perforación bajo balance o producción mientras perfora. Los pozos de perforación bajo balance siglas en inglés ubd under balance drilling, también es llamada producción mientras perforan siglas en ingles pwd production while Drilling. Dependen mucho de los equipos de superficie para mantener el control del pozo, en vez de la presión hidrostática de la columna del fluido. Figura 218. Equipo en superficie perforación bajo balance.

Se permite que el pozo fluya, y ese flujo se tolera hasta cierto punto. Esta técnica no es adecuada para los pozos que tienen un potencial de flujo elevado y temperaturas altas.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO La perforación bajo balance tiene varias ventajas:  Provee información sobre la producción y el reservorio mientras se perfora.  Minimiza potenciales daños por la presión hidrostática o fluido de perforación en la formación.  Reduce o elimina las complicaciones en las potenciales zonas de pérdida de circulación.  La base para la perforación bajo balance, perforar mientras está fluyendo el pozo, se fundó en las técnicas de perforación con aire. Figura 219. Técnica de perforación con fluidos base aire.

En la perforación bajo balance se usa una presión hidrostática y circulante menor que la presión de la formación. En algunas áreas, esto requiere fluidos de baja densidad, tales como agua, salmueras o aceites. En formaciones con presiones por debajo de lo normal se puede inyectar gas generalmente nitrógeno en el sistema de circulación para reducir la presión hidrostática efectiva. La perforación continúa cuando se entra en una formación productora, a no ser que las presiones o tasas de producción lleguen a ser demasiado grandes En este punto generalmente se controla el pozo utilizando técnicas de control convencionales. Con la introducción de los equipos de UBD, perforar mientras fluye el pozo (por tanto, PWD), se convirtió en una realidad para muchos pozos horizontales. Mucha de la tecnología UBD/PWD es la misma que las técnicas de perforar con aire, con la excepción de los equipos clasificados para presiones más altas y las instalaciones de producción/ almacenamiento en el lugar.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.6.3.1 Perforando sin retorno Perforar sin ningún retorno es común en muchas áreas donde las fracturas son tan grandes que perforar dos o tres días sin ningún retorno o con retornos limitados puede ser rutinario. Parece que la salmuera de campo es el fluido de uso preferente dado que se puede echar en la fosa de reserva o en los tanques de fluidos. Si la salmuera disminuye, se aminoran las velocidades de la perforación y el bombeo, hasta que se pueda obtener suficiente agua y continuar con la perforación normal. Figura 220. Separador de gas. 7.6.3.2 Separador inadecuado

de

lodo-gas

En los pozos UBD/PWD los separadores de gas (separadores de lodo-gas) a veces se sobrecargan y [el lodo-gas] se escapa a los tanques de separación. Se debe disminuir el tamaño del estrangulador lentamente hasta que el gas deja de salir de la línea del flujo del separador. Si parece que se está descontrolando, se puede cerrar el pozo y decidir de controlar el pozo. 7.6.3.3 Amago o kick extendido Extender un amago o una surgencia es una Figura 221. Perforando técnica que mantiene el pozo bajo control por mientras produce. medio de perforar mientras que fluye. Al avanzar con la perforación, sin usar ningún fluido de control pesado y controlando la formación por medio de usar la contrapresión en el estrangulador, se podía perforar el pozo hasta la próxima fractura. Al llegar a la siguiente fractura, que se supone que tiene una presión por debajo de la normal, la presión actual invadía la zona agotada, lo cual resultaba en una reducción en la presión en la superficie. Esta técnica ha llegado a ser común en algunas áreas que tienen este tipo de fracturas verticales. Esta es una técnica que funciona en algunas áreas, pero no en todas. 339


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Los planes para controlar un pozo tienen que ser específicos para el área y el pozo. Figura 222. Área amarilla es la nuestro objetivo. Un pozo horizontal abarcar mas área de ese objetivo

7.6.3.5 Producción de mucho petróleo Una gran producción de petróleo o gas en un pozo UBD/PWD puede llevar a complicaciones, pero esto rara vez es un problema. Se puede cerrar el pozo hasta que se pueda disponer de más capacidad de almacenamiento en el lugar o de camiones. 7.6.3.6 Cabeza rotatoria con fuga Un cabezal giratorio con fuga es serio y debe ser reparado. Se puede o no cerrar el pozo. Si no lo cierra, se debe detener la perforación hasta reparar el preventor. (Las bombas se pueden dejar en marcha a criterio del operador). Se debe cerrar el preventor anular o el ariete de la tubería (o ambos) y se debe aliviar la presión del área entre el cabezal giratorio y el preventor de reventones cerrado. Luego se reemplaza el elemento del cabezal giratorio. Recuerde que el pozo está produciendo y hay presión debajo del preventor de reventones que está cerrado.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Hay fluidos inflamables y existe la posibilidad de que haya fugas en el preventor de reventones cerrado y consecuentemente que haya una explosión. Figura 223. Perforar a través del preventor anular

Si se alcanza el límite de presión del cabezal giratorio, se puede continuar con la perforación utilizando el preventor anular del mismo modo que el cabezal giratorio. Mantenga la tubería bien lubricada y la presión de cierre al mínimo necesario para que selle. Sin embargo, recuerde que la vida útil del empaque disminuirá y, si falla, el resto de la columna del preventor de reventones debe ser adecuada como para proveer el control necesario al pozo. 7.6.3.7 Extracción de la tubería Hay básicamente dos opciones si es necesario Figura 224. Torre de perforación bajo balance. extraer la sarta de un pozo UBD/PWD. La primera es usar una unidad de amarre o snubbing para sacar la tubería bajo presión y/o mientras el pozo está fluyendo. Esto hace que sea necesario que la tubería se saque

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.6.4 Taller de métodos para controlar un pozo. 1. ¿Cuáles son los tres métodos mas comunes para circular un pozo y controlar una surgencia en curso? _____________________________________________________ 2. ¿Por qué se le llama método de esperar y pesar? _____________________________________________________________ 3. Ordena la secuencia del método del perforador.   

  

Inicie la circulación manteniendo la presión de la tubería de revestimiento constante (sicp constante) hasta que la bomba esté en la tasa seleccionada de control de pozo. El pozo está cerrado. Luego se cierra o se circula el pozo y se incrementa el peso del fluido.Se prepara un fluido más pesado y se empieza la circulación de nuevo. Ya sea, se sigue un cuadro de presión o la presión de la tubería de revestimiento se mantiene constante suponiendo que no haya ningún influjo adicional, hasta que la tubería de perforación esté llena del nuevo fluido pesado. Cuando la tubería de perforación se llenó con el fluido pesado, se debe mantener la Presión Final de Circulación (FCP) hasta que el espacio anular haya sido desplazado con el fluido de control. Registre las presiones de la tubería de perforación (sidpp) y de la tubería de revestimiento (sicp), pozo cerrado. Cuando la velocidad de la bomba ha alcanzado la tasa de control de pozo, registre la presión de la tubería de perforación y manténgala constante haciendo los ajustes necesarios al estrangulador. 4. ¿Que significan las siglas en ingles UBD y PWD? _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ 5. ¿Por qué se le llama al método concurrente, el método de circular y pesar? _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ 6. Ordene los pasos del método de esperar y pesar.

    

Se sigue una tabla de presión de circulación, versus el volumen de fluido bombeado de control por el pozo. Cuando los tanques activos esten densificados, empieza la circulación. Se densifica el lodo hasta el peso calculado para el fluido de control. Se registran las presiones de la tubería de perforación (sidpp) y la tubería de revestimiento (sicp) estabilizadas. Se cierra el pozo después del amago. 342


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.6.5 Respuestas de métodos para controlar un pozo. 1.   

El método del perforador, El método de esperar y pesar El método concurrente.

2. Porque una vez que se cierra el pozo, después de un amago se registran las presiones estabilizadas y el volumen de la ganancia registrada en superficie, luego de “esperar”, el peso del fluido se incrementa antes de empezar a circular. 3.  El pozo está cerrado.  Registre las presiones de la tubería de perforación (sidpp) y de la tubería de revestimiento (sicp), pozo cerrado.  Inicie la circulación manteniendo la presión de la tubería de revestimiento constante (sicp constante) hasta que la bomba esté en la tasa seleccionada de control de pozo.  Cuando la velocidad de la bomba ha alcanzado la tasa de control de pozo, registre la presión de la tubería de perforación y manténgala constante haciendo los ajustes necesarios al estrangulador.  Luego se cierra o se circula el pozo y se incrementa el peso del fluido.Se prepara un fluido más pesado y se empieza la circulación de nuevo. Ya sea, se sigue un cuadro de presión o la presión de la tubería de revestimiento se mantiene constante suponiendo que no haya ningún influjo adicional, hasta que la tubería de perforación esté llena del nuevo fluido pesado.  Cuando la tubería de perforación se llenó con el fluido pesado, se debe mantener la Presión Final de Circulación (FCP) hasta que el espacio anular haya sido desplazado con el fluido de control. 4.  Underbalance Drilling- Production While Drilling. 5. Al método concurrente, pesa el fluido mientras se está en el proceso de circular y sacar el amago del pozo, también se le ha llamado el método de circular y pesar. 6.     

Se cierra el pozo después del amago. Se registran las presiones de la tubería de perforación (sidpp) y la tubería de revestimiento (sicp) estabilizadas. Se densifica el lodo hasta el peso calculado para el fluido de control. Cuando los tanques activos esten densificados, empieza la circulación. Se sigue una tabla de presión de circulación, versus el volumen de fluido bombeado de control por el pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO

7.7 Equipos De Superficie.

Figura 225. Prueba de preventores.

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7.7.1 Organización del conjunto de bop. Se puede armar la columna de preventores con una variedad de configuraciones. En el Boletín API RP53 os códigos recomendados para designar los componentes de los arreglos de preventores de reventones son como sigue: Figura 226. Partes de los preventores, dependiendo de las presiones en la formación se escoge el adecuado.

A = preventor de reventones tipo anular G = cabezal giratorio R = preventor tipo simple, con un solo juego de arietes ciego o de tubería, según prefiera el operador Rd = preventor del tipo doble, con doble juego de arietes, colocados como prefiera el operador Rt = preventor del tipo triple, con tres juegos de esclusas, colocados como prefiera el operador

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO CH = conector a control remoto que conecta el cabezal del pozo o los preventores unos con otros. CL = conector de baja presión a control remoto que conecta el riser con el conjunto de BOP. S = carretel con conexiones de salida laterales para las líneas del estrangulador y control. M = clasificación de trabajo de 1000 psi (68.95 bar). Figura 227. Partes del preventor de reventones anular.

Se puede identificar plenamente las columnas de preventores de reventones por medio de simples designaciones, como por ejemplo: 15M-7-1/6” (179.39 mm)-RSRRA 10M-13.5/8” (346.08 mm) RSRRA 5M-18-3/4” (476.25 mm)-RRRRAA La primera de las columnas de preventores anteriores estaría clasificada para una presión de trabajo de 15000 psi, tendría un diámetro de 7-1/16 pulgadas (179.39 mm), la segunda para 10000 psi y la tercera para 5000 psi. Hay configuraciones deseables, pero con más arietes, la columna se hace más pesada, más grande y más cara pero se diseña las más adecuada para la tarea y el área que incluye cierto grado de seguridad.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Desde el punto de vista del control del pozo, el propósito de la columna de preventores de reventones es el de cerrar el pozo cuando ocurre una surgencia y dejar que todavía haya la mayor facilidad para las operaciones subsiguientes. Al diseñar y operar la columna, las preocupaciones críticas de las operaciones son la presión, el calor, el espacio, la parte económica, entre otros. 7.7.2 Preventores anulares. Los preventores anulares, son dispositivos para controlar la presión en el cabezal del pozo, hay algunos modelos están energizados por el pozo quiere decir que la misma presión del pozo empuja hacia arriba y provee una fuerza de sellado adicional. La mayoría de los preventores anulares modernos cierran alrededor de, la tubería de perforación, las líneas de cables o en una emergencia del pozo abierto. Figura 228. Clases de preventores anulares.

El preventor consiste de un elemento de empaque circular hecho de goma, un pistón, un cuerpo y un cabezal que cuando se bombea fluido hidráulico en la cámara de cierre el elemento de sellado es empujado hacia adentro en un movimiento vertical u horizontal del empaquetador. Los reguladores hidráulicos se para permitir que se ajuste la presión de operación cuando sea necesario ya que lo más importante es que el empaquetador debe ejercer suficiente presión contra la tubería para asegurar que haya un buen sello, si no se usa la presión correcta, podría llevar a una falla temprana y la reposición, de los repuestos que son costosos y llevan tiempo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO La mayor��a de preventores anulares están diseñados para una presión máxima de cierre recomendada de 1500 psi (103.42 bar), aunque algunos preventores anulares tienen una presión máxima de trabajo en la cámara de operaciones de 3000 psi (206.24 bar). La presión mínima para obtener el Figura 229. Equipo sello depende de varios factores presión para cierre. tales como el tamaño del pozo, el diámetro exterior de la tubería y la presión en el pozo, mientras más grande sea el tamaño del pozo y más pequeña sea la tubería, mayor es la presión de cierre que se requiere para asegurar el sello, aunque ciertos modelos tienen requerimientos muy específicos en cuanto a la presión de cierre , por eso es recomendable que verifique el manual del fabricante para los datos operativos de los distintos modelos.

para

realizar

Debemos tener en cuenta que al usar el preventor anular, se debe hacer todos los esfuerzos posibles para utilizar la menor cantidad de presión de operación, porque ayudará a conservar el empaquetador. 7.7.3 Preventores anulares con fines específicos. Figura 230. Preventor Muchos de los fabricantes ofrecen una variedad anular para de preventores del tipo anular con fines específicos. semisumergibles. La función específica de cada uno se indica por su nombre, incluyendo cabezales giratorios, deslizadores de tubería, deslizadores de líneas de cable, deslizadores de varillas, cajas de prensa estopas y cabezas de circulación ya que en estos equipos el elemento de empaque es lo suficientemente flexible como para expandir y contraer para conformarse al tamaño y la forma de la sarta que está en el pozo. Mientras se flexiona, hay que tener cuidado de asegurarse que las roscas de unión, los collares y demás conexiones se deslicen lentamente para evitar una falla prematura del elemento de empaque. Funcionan manual o hidráulicamente, o pueden

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO tener un elemento de empaque permanentemente asentado y que siempre está cerrado, según el tipo y el modelo. 7.7.3.1 Sistemas de desvío. El sistema de desvío es un preventor anular conectado por debajo a un sistema de tubería con diámetro grande, se utiliza cuando está colocada la primera tubería de revestimiento y su función es desviar el flujo,el gas del equipo de perforación en las embarcaciones que tienen tubería conductora marina llamado riser. Los sistemas de desvío tienen dos direcciones de salida y se usan en caso de que pueda cerrar un pozo por temor a pérdidas de circulación o fallas en la formación y alejar la surgencia del equipo y el personal. Figura 231. Se usan los sistemas de desvío para proteger al personal.

Los equipos de perforación flotantes, pueden usar los derivadores durante toda la operación de perforación, en laslocaciones costa afuera se usan dos líneas de desvío con válvulas selectivas, para que el perforador pueda elegir la dirección del fluido a medida que cambian las condiciones del viento. Los sistemas de derivación están diseñados para períodos breves de caudales de flujo elevados, no para presión alta. Mientras más grandes sean las líneas de desvío, mejor. Algunas operaciones utilizan tanto un preventor anular como uno de esclusas encima de la línea de desvío debido a los altos caudales de flujo..

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Entre las pruebas se debería incluir una de su funcionamiento, bombear agua a la tasa máxima para asegurar que el sistema no está bloqueado y una de baja presión según los reglamentos estatales o gubernamentales. 7.7.3.2

Preventor de reventones giratorio.

El preventor de reventones giratorio permite que la Figura 232. Un cabezal sarta gire con presión debajo de ella. giratorio. Las operaciones de perforación bajo balance con insuficiente presión hidrostática pueden continuar con la circulación a través del manifold del estrangulador. Dada la naturaleza giratoria de la tubería mientras está bajo presión. A presiones más elevadas, podría haber una falla repentina en el sellado del empaquetador. Dependiendo del fabricante, se podrían necesitar equipamiento adicional. Éstos podrían incluir una unidad hidráulica específica, un panel de control en el piso del equipo de perforación y sistemas de enfriamiento. Se debe mantener la documentación apropiada sobre estas unidades en locación y todo el personal debe estar instruido acerca de los detalles sobre cómo operar estos equipos.

Figura 234. Un enfriador

Figura 233. Un panel de control.

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7.7.3.2 Arietes o esclusas. El ariete de tubería es el preventor de Figura 235. Ariete de tubería. reventones básico. La confiabilidad del ariete se debe en parte a su simplicidad básica y en parte a los esfuerzos que se han hecho con el diseño de la esclusa. La mayoría de los preventores de ariete se cierran con una presión de operación de 1.500 psi (103,42 bar) y según condiciones específicas que requieran una presión o un procedimiento diferente. Los arietes vienen en muchos tamaños y con muchas clasificaciones de presión, los arietes van desde los juegos sencillos de una sola esclusa hasta cuerpos de juegos de múltiples arietes. Los juegos complejos de múltiples arietes pueden estar ubicados todos juntos en una carcaza, operados a control remoto por medio de presión hidráulica, sella contra el pozo por medio de un sello de primario instalado en la carcaza, Figura 236. Partes del preventor de arietes.

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Figura 237. Ariete y sus partes principales.

Algunos sistemas de arietes usan un eje para cerrar el preventor de forma manual, pero muchas veces los reglamentos exigen que los preventores de reventones operen hidráulicamente. En caso de una falla en el sistema hidráulico, la mayoría de los arietes se pueden cerrar en forma manual, cuando están cerrados, se pueden cerrar los arietes con sistemas de cierre hidráulico o manual. La mayoría de las esclusas están diseñadas para sellar contra la presión sólo del lado inferior esto significa que el ariete no aguantará la presión si se coloca al revés y tampoco se puede hacer una prueba de presión desde el lado superior. Por lo tanto, al instalar el conjunto hay que tener cuidado de asegurarse de que está en la posición correcta. Cuando cambian los empaques en los arietes, recuerde que la mayoría de los problemas surgen porque no se cierra y se sella correctamente el sello de compuerta.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.3.3 Arietes para tubería. Los arietes están diseñados para cerrar alrededor de una tubería con un bloque de acero cortado para encajar con el tamaño de la tubería alrededor de la cual se cerrará. La intención es que el recorte cierre y provea un buen sello alrededor de un diámetro o tamaño de tubería en particular la mayoría de los arietes tienen guías para centrar la tubería. Figura 238. Cuerpo de esclusa de tubería

Se debe tener cuidado especial cuando está cerrando el ariete cerca de una rosca de unión, especialmente cuando trabaja con tubería de aluminio, además no se debe probar el funcionamiento de los arietes de tuberías sin tener la tubería del tamaño apropiado en los preventores, para así evitar daños. No se deberían cerrar en un pozo abierto sin tubería dado que podrían causar daños y estiramiento del empaquetador. La presión del pozo fuerza a la goma en la parte superior del bloque del ariete contra el cuerpo del preventor, lo cual ayuda a sellar el pozo en todos los casos hay que regular la presión de operación del acumulador para los arietes de acuerdo con las instrucciones de operación del fabricante.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.3.4 Arietes ciegos. Los arietes ciegos son un ariete especial que no tiene un recorte para la tubería en el cuerpo de la esclusa. Los arietes ciegos tienen elementos de empaque grandes y se hacen para cerrar sin que haya tubería en el pozo. Al probarlos, deben estar presurizados a la clasificación plena Figura 239. Cuerpo de arietes ciegos.

7.7.3.5 Arietes cortadores. Las esclusas de corte son otro tipo de ariete, pero con hojas especiales para cortar tubulares tubería, tubería de perforación, tubería pesada entre otros. Figura 240. Bloques de arietes cortadores.

Quizás haya que usar presiones reguladas más altas que las normales y/o usar reforzadores hidráulicos, según el tipo de ariete cortador y el tubular que se va a cortar. Los arietes cortadores tienen tolerancias de cierre pequeñas. Cuando

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO se cierran para probar su funcionamiento, no se deben cerrar de golpe con alta presión, sino que hay que cerrarlas con una presión de operación reducida de aproximadamente 200 psi (13.79 bar) Cuando se prueban los arietes cortadores a presión, el empaquetador se estira. Dado que el empaquetador en los arietes cortadores es pequeño, se pueden realizar muy pocas pruebas de presión y, a la vez, mantener un empaquetador que se pueda usar. No haga más pruebas de presión en los arietes cortadores de las que sean necesarias. 7.7.3.6 Arietes ciegos/cortadores. Los arietes ciegos / cortadores combinan tanto la capacidad ciega o de cerrar el pozo abierto como la capacidad de cortar. Éstos ofrecen la ventaja de cortar la tubería y sellar el pozo abierto después de cortar la tubería, otra ventaja de los arietes ciegos / cortadores es la ventaja del espacio que se ahorra al usar un solo juego para hacer el trabajo tanto de los arietes ciegos, como de los arietes cortadores.

Figura 241. Cuerpos de arietes ciegos / cortadores.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.3.7 Arietes de diámetro variable. Los arietes de diámetro variable sellan varios tamaños de tubería y pueden servir como el ariete principal para un tamaño de tubería y ariete de soporte para otro tamaño. Un juego de arietes de diámetros variables en un preventor podría ahorrar un viaje de ida y vuelta del conjunto preventores submarinos y se debe a que no hace falta cambiar las esclusas cuando se usan sartas de tuberías de diferentes diámetros. En un tipo de ariete de diámetro variable, el empaque contiene insertos de acero de refuerzo, que son similares a aquellos que están en el empaquetador del anular, estos insertos giran hacia adentro cuando se cierran los arietes, haciendo que el acero provea el soporte para la goma que sella contra la tubería. Figura 242. Ariete de diámetro variable.

En las pruebas de presión, los empaquetadores de diámetro variable rindieron comparablemente con las empaquetaduras de esclusas de tubería. Los arietes de diámetros variables son adecuados para usar donde hay H2S.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.3.8 Componentes de selladores elastoméricos. Figura 243. Empaque de sello. Los elementos de empaque y de arietes vienen en muchos tamaños y con muchas clasificaciones de presión. El elemento del empaque puede estar hecho de una gran variedad de diferentes componentes para una variedad de usos, entre los compuestos más comunes que se utilizan para elementos de empaque son las gomas naturales, el nitrilo y el neopreno. Se han formulado compuestos específicos para la tolerancia con el petróleo, frío, calor extremo, gas agrio y entornos corrosivos, los componentes de elastómeros se deben cambiar lo antes posible después de haber estado expuestos al sulfuro de hidrógeno bajo presión. Los elementos de empaque se identifican por un sistema de codificación que incluye información sobre la dureza, el compuesto genérico, la fecha de fabricación, el número de lote / serie, el número de pieza del fabricante y el rango de la temperatura de operación del componente. Se deben guardar de acuerdo con las recomendaciones del fabricante y se logrará una vida del empaquetador máxima si se usa la presión de cierre más baja que mantenga el sello. Figura 244. Muestras de elementos de sellado para preventores de reventones.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.3.9 Bridas y anillos empaquetadores. Los puntos de conexión son un punto débil en cualquier sistema de tuberías o válvulas y la columna del preventor de reventones no es ninguna excepción. Figura 245. Proceso de instalación y ajuste de las bridas.

Las bridas y los aros empaquetadores para sellar están sujetos al abuso durante el armado, lo cual puede llevar a una falla en las pruebas de presión. La mayor fuente de fallas son los rasguños en los aros empaquetadores, no utilice cepillos de alambre o raspadores en las superficies de unión y en los alojamientos de los anillos. Sellos malos no pasarán una prueba de presión, haciendo que la columna tenga que ser desarmada y quizás llevando a conexiones falladas. Siempre se deben limpiar y secar las ranuras anulares antes de instalarlos. Algunos fabricantes podrían permitir la aplicación de un aceite liviano) para ayudar a que el aro se asiente correctamente. Hay que inspeccionar los aros a fondo, cualquier daño al aro puede impedir que se asiente correctamente. Figura 246. Aseguramiento de bridas.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura 247. Asegúrese de que las conexiones estén bien hechas.

Muchas veces la cuadrilla no se da cuenta de cuán importante es mantener las tuercas ajustadas en las bridas de conexión. 7.7.3.10 Herramienta de prueba del preventor de reventones.

Figura 248. Prueba de preventor de El diseño de la herramienta para probar el reventones. preventor de reventones en ingles llamada testing tool varía. Es un dispositivo que se sujeta a la punta de una tubería y se corre hasta el fondo de la columna del preventor de e inicialmente el peso de la tubería lo sostiene en su lugar. Es normal que tenga aros de sellado de elastómero y también podría tener varias tazas de sellado para efectuar el sello. Encima de lo sellos hay una abertura al de diámetro interno de la tubería para permitir que se bombee agua para llenar el hoyo y permitir que se prueben los preventores de reventones a presión.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.4 Sistemas de cierre/acumulador Los acumuladores hidráulicos son los primeros sistemas que han resultado ser satisfactorios. El acumulador provee una manera rápida, confiable y práctica para cerrar los preventores cuando ocurre una surgencia. Debido a la importancia de la confiabilidad, los sistemas de cierre tienen bombas adicionales y un volumen excesivo de fluido además de los sistemas de apoyo. Figura 249. Se mantienen cargados los sistemas de acumuladores por medio de bombas de aire o eléctricas.

Las bombas de aire o eléctricas se conectan para recargar la unidad automáticamente a medida que disminuye la presión en el del acumulador. Los equipos utiliza un fluido de control de aceite hidráulico o una mezcla de productos químicos y agua guardados en botellas de acumuladores de 3.000 psi (206,84 bar). Se guarda suficiente fluido para usar bajo presión para que todos los componentes de la columna puedan funcionar con presión, junto con una reserva para seguridad. En aquellos ambientes que son extremadamente fríos, se debe tener cuidado de no dejar que la temperatura caiga por debajo del punto de congelamiento porque los elementos de goma que están adentro,, se tornarán quebradizos y pueden reventar. Se debería hacer el mantenimiento del sistema básico del acumulador por lo menos cada 30 días o en cada pozo realizado. La siguiente programación de 30 días es una guía, pero quizás no sea suficiente para algunas operaciones.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Hay que verificar lo siguiente durante el mantenimiento operativo del paquete maestro del acumulador. Figura 250. Una unidad de acumulador.

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Limpie y lave el filtro de aire. Llene el lubricador del aire con un aceite de peso especificado. Verifique el empaque de la bomba de aire. El empaque debería estar lo suficientemente flojo como para que la varilla esté lubricada. Verifique el empaque en la bomba eléctrica. Retire y limpie los filtros de succión. Están ubicados en la succión tanto de las bombas de aire como de las bombas eléctricas. Verifique el baño de aceite para el mando a cadena en la bomba eléctrica. Debería estar siempre lleno de aceite para cadenas. Verifique el fondo del reservorio de aceite para ver si tiene agua. El volumen del fluido en el reservorio hidráulico debería estar al nivel de operaciones generalmente de dos tercios a tres cuartos lleno. Retire y limpie los filtros hidráulicos de alta presión. Lubrique válvulas de operación. Hay conectores de grasa en la consola de montaje y por lo general hay una tasa de grasa para el vástago del émbolo. Limpie el filtro de aire en la línea del regulador. Verifique la precarga de las botellas individuales del acumulador.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.4.1 La precarga de nitrógeno. Un elemento importante del acumulador Figura 251. Una botella de es la precarga de nitrógeno de 1000 psi acumulador cilíndrica. (68.95 bar) en el botellón. Si los botellones pierden su carga por completo, no se puede guardar ningún fluido adicional bajo presión. El nitrógeno tiene la tendencia de fugarse o perderse con el tiempo. La pérdida varía con cada botellón pero se debería inspeccionar cada botellón en el banco y registrar su precarga cada 30 días calculada para el agua de mar más 1000 psi (68,95 bar), más un margen de seguridad para filtraciones o temperatura. Las botellas de alta presión evitan su ruptura cuando se precargan en la superficie. 7.7.4.2 Fluidos acumulador.

de

carga

del

El fluido que se usa en el acumulador debería ser un lubricante que no sea corrosivo ni que forme espuma, que no debería ni ablandar los elementos de sellado de goma ni hacer que se vuelvan quebradizos. Debería ser resistente al fuego y al clima el aceite hidráulico cumple con estos requerimientos. Los aceites inapropiados / aguas corrosivas dañarán el acumulador y los elementos de cierre de la columna del preventor de reventones. El sistema del acumulador debería tener suficiente capacidad como para proveer el volumen necesario para cumplir con o sobrepasar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre. Hay varios procedimientos estándar para calcular los volúmenes requeridos y los factores de seguridad

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.4.3 Ejemplo 1 - cálculo del volumen necesario para el acumuladorPara Cerrar el Preventor Anular 13-5/8” (346.08 mm) = 17.98 galones (68.06 l)(3) Arietes Tipo U de 13-5/8” (346.08 mm) para Cerrar 5.80 galones (21.96 l) por 3 juegos de arietes = 17.40 galones (65.86 l) Total para 1 cierre = 35.38 galones (133.93 Figura 252. Una unidad de acumulador típica. l) Requerimiento de Seguridad para el Acumulador (Factor de cierre de 1.5) = 35.38 galones (133.93 l) por 1.5 = se necesitan 53.07 galones que se pueden usar (200.89 l) Los 53.07 galones se redondean hasta el siguiente múltiplo de 10 para un total de 60 galones (227.12 l) de fluido que se puede usar. En este ejemplo, sería necesario tener seis botellas o esferas de 20 galones (75.71 l) o una combinación que daría un total mínimo de 60 galones (227.12 l) de fluido que se puede usar. Si se usa un sistema que no sea el de los 3.000 psi (206.84 bar) – digamos uno de 2.000 psi (137.89 bar) o 1500 psi (103.42 bar) - o hay que cumplir con requerimientos exactos, use el siguiente cálculo. V3 = VR ÷ ([P3 ÷ P2] - [P3 ÷ P1]) Donde: P1 = Presión máxima cuando está con carga plena P2 = Presión mínima de operación P3 = Presión de la precarga de nitrógeno V1 = Volumen de nitrógeno a la presión máxima V2 = Volumen del nitrógeno a la presión míni ma de operación V3 = Volumen total del acumulador VR = Total del fluido que se puede usar (incluyendo el factor de seguridad)

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Ejemplo 2 Usando el volumen requerido de 53.07 galones (200.89 l) del Ejemplo 1 (incluye el factor de seguridad de 1.5), ¿cuál es el volumen total del acumulador requerido para un sistema de 2000 psi (137.8 bar) con 1000 psi (68.95 bar) de precarga y 1200 psi (82.7 bar) de presión mínima de operación? V3 = VR ÷ ([P3 ÷ P2] - [P3 ÷ P1]) = 53.07 ÷ ([1000 ÷ 1200] - [1000 ÷ 2000]) = 53.07 ÷ (0.8333 - 0.5) = 53.07 ÷ 0.3333 = 159.22 redondeado a 160 galones (605.6 l) 7.7.4 Manifold del estrangulador. El manifold provee un método de circulación Figura 253. Conjunto desde la columna del preventor de valvulas manifold. reventones bajo una presión controlada. Provee rutas alternativas para que se puedan cambiar o reparar los estranguladores y las válvulas. Los equipos del manifold que están sometidos a la presión del pozo y/o de la bomba y deberiantener una presión de trabajo que sea al menos igual a la presión de trabajo de los preventores de reventones que se están usando. Se deben probar estos equipos cuando se instalan a presiones que sean igual a la presión de trabajo de la clasificación de la columna del preventor de reventones que está en uso.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura 254. Choke manifold.

La línea del estrangulador que conecta la columna del preventor de reventones con el manifold del estrangulador y las líneas aguas abajo del estrangulador debería ser lo más recta posible que sea práctico firmemente anclada para evitar excesivos movimientos o vibraciones y debería tener un diámetro de suficiente tamaño para evitar una erosión excesiva. Esta línea permite que el pozo circule con los preventores cerrados mientras que mantiene un mínimo de contrapresión., también permite un alto volumen de purga de los fluidos del pozo para aliviar la presión de la tubería de revestimiento estando los preventores cerrados. Se deberían instalar medidores de presión que sean adecuados para servicio con fluidos abrasivos para que se puedan supervisar con exactitud las presiones en la tubería o la tubería de perforación y el espacio anular y que sean fácilmente visibles en la estación donde se realizarán las operaciones de control del pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura 255. Estrangulador hidráulico remoto.

Todas las válvulas del manifold del estrangulador que están sometidos a erosión al controlar el pozo deberían ser de apertura plena y estar diseñadas para operar con gas de alta presión y fluidos abrasivos. Todos los estranguladores, válvulas y tubería deberían estar clasificados para servicio con H2S. 7.7.5.1 Estranguladores. El estrangulador controla el caudal de flujo de los fluidos. Al restringir el fluido a través de un orificio, se coloca contrapresión en el sistema, permitiendo controlar el caudal del flujo y la presión del pozo. Los estranguladores para controlar pozos tienen un diseño diferente que los estranguladores para la producción de gas y petróleo la mayoría de las operaciones a presión usan estranguladores ajustables a distancia. Los estranguladores fijos generalmente tienen un cuerpo de estrangulador en línea para permitir la instalación del tubo reductor del estrangulador con un orificio de cierto tamaño. Los estranguladores ajustables, se pueden operar los estranguladores manual o remotamente para ajustar el tamaño del orificio Los estranguladores ajustables manuales son el tipo básico de estrangulador, tiene una barra a medida que se acerca más al área de de ajuste, hay menos distancia libre y más restricciones para el fluido que pasa por ella, produciendo más contrapresión en el pozo. Se debería tener cuidado de lubricar, operar y probar este equipo vital regular y correctamente, de acuerdo con las pautas de los cuerpos estatales o federales o gubernamentales

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Los estranguladores ajustables remotos Figura 256. Estrangulador son los estranguladores preferidos en las ajustable a control remoto. operaciones de perforación y para trabajos relacionados con presión. Proveen la capacidad de supervisar las presiones, las emboladas y controlar la posición del estrangulador, todo desde una sola consola. El estrangulador utiliza una barra que entra y sale del asiento de estrangulación. El mecanismo de operación es un cilindro de doble acción que opera con la presión hidráulica de la consola del estrangulador. Las limitaciones básicas comunes que rara vez se utilizan y tienden a congelarse. Se puede resolver todos estos problemas por medio de operar el estrangulador en cada turno y correr una verificación semanal del funcionamiento y operación del panel del estrangulador. 7.7.6 Equipos para manejar el gas. Los equipos para manejar el gas son una parte vital de los equipos para controlar reventones , sin éstos, las operaciones para controlar un pozo son difíciles y pueden ser peligrosas debido al gas que está en la locación, estos equipos remueven los grandes volúmenes de gas que podrían causar una mezcla explosiva si se permitiera que se mezclen con el aire alrededor del equipo. Figura 257. Separador de lodo / gas.

7.7.6.1 Separadores de gas del lodo Un separador de gas es un recipiente sencillo y abierto que está conectado a la punta de la línea del manifold o estrangulador, justo antes de que el fluido entre en a la línea de retorno al tanque. La mayor cantidad de gas que sube con una surgencia se separará del fluido luego del estrangulador.

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Figura 258. Separador de lodo / gas

El separador degas permite que el gas libre que sale del fluido salga del sistema y sea empujado hacia la línea del quemador. Se debería supervisar la presión adentro del separador de gas cuando el gas está en la superficie y ésta se debe mantener en valores que evitan esta sobrecarga y reducen la posibilidad de una ruptura del recipiente.

7.7.6.2 Desgasificadores. El desgasificador tiene una capacidad limitada para manejar volúmenes de gas, pueden separar el gas arrastrado en el fluido por medio de usar una cámara de vacío, una cámara presurizada.El desgasificador más común es un tanque al vacío o una bomba de rocío, pero hay muchos desgasificadores y algunos combinan las funciones En general, los desgasificadores al vacío son más eficaces para trabajar con lodos viscosos pesados donde Figura 259. Desgasificador común. es difícil extraer el gas. Normalmente el desgasificador ingresa el fluido de un tanque próxima a las zarandas y descarga el fluido desgasificado en una tanque de aguas abajo y hacia la un tanque de succion . También se usan desgasificadores en la línea de flujo que minimizan la cantidad de gas que va a las zarandas.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.7 Válvulas de seguridad y flotadoras. Los equipos para cerrar la tubería de perforación incluyen las válvulas de seguridad, las flotadoras y los preventores de reventones interiores. Estos equipos los maneja la cuadrilla de la plataforma. Es esencial que el perforador y el jefe de equipo se aseguren que la cuadrilla entiende las reglas para la operación y el mantenimiento de estos equipos esenciales. 7.7.7.1Válvula superior del vástago o barra cuadrada giratoria. La válvula superior de la barra cuadrada llamada en ingles kelly cock superior, es una parte principal de conjunto. La figura abajo muestra una válvula superior que tiene una válvula integral de sentido único. El propósito básico de la válvula superior es el de proteger a la manguera de perforación, la cabeza giratoria y el equipamiento de superficie de las altas presiones del pozo. Generalmente se prueba con presión cuando se prueba la columna. Hay un mantenimiento limitado en la válvula superior Figura 260. Válvula superior.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.7.2 Válvula inferior del vástago o barra cuadrada giratoria. La válvula inferior de la barra cuadrada giratoria es una válvula que abre completamente, apoyando la válvula superior. Una práctica común es la de usar la válvula inferior como una válvula para ahorrar lodo. El uso continuo de la válvula inferior tiene sus ventajas y desventajas. La válvula se opera en cada conexión entonces se mantiene libre y en condiciones de operación. Se deberían inspeccionar las roscas semanalmente con un medidor de roscas para ver si hay alguna señal de estiramiento el uso repetido de esta válvula de esfera para este fin puede reducir su vida operativa.

Figura 261. Una válvula de seguridad de paso apertura plena tipo kelly.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.7.3 Válvulas de seguridad de apertura completa. Se requiere mantener otra válvula Figura 262. Una válvula de seguridad de seguridad de apertura plena en la plataforma piso del equipo. Si que de apertura plena. ocurre una surgencia durante una maniobra, hay que instalar esta válvula de inmediato. Manténgala en un lugar donde esté a mano. Debe estar en posición abierta y la manija para cerrarla tiene que estar en un lugar visible, a fácil disposición de la cuadrilla. Si se usa una sarta combinada, o se está corriendo una tubería de revestimiento entonces debe haber una reducción en la conexión con las roscas de conexión apropiadas. La válvula de seguridad o de conexión, comúnmente llamada una válvula de piso, héroe o TIW, es una válvula de esfera de apertura plena. La válvula de conexión debe ser lo suficientemente liviana como para que la cuadrilla la pueda levantar, o se deben tomar la provisiones para que se pueda levantar con un elevador neumático o sistema de contrapeso. Las válvulas de conexión requieren muy poco mantenimiento. Figura 263. Preventor reventones interior. 7.7.7.4 Preventor de reventones interior.

El preventor de reventones interior llamada a veces una válvula Grey) es una válvula antirretorno. Su uso principal es para entrar al pozo bajo presión. Es una herramienta sencilla y confiable, pero dado que no abre

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO plenamente, el diámetro interior de la sarta queda limitado. Debido a su diseño, no se pueden correr las herramientas de los cables / alambre a través de él, entonces hay algo de renuencia para usar el preventor de reventones interior a menos que sea necesario. Si es necesario, se puede conectar después de detener el flujo con una válvula de seguridad. Debería haber siempre una en posición abierta en el piso del equipo en todo momento. 7.7.7.5 Válvulas de contrapresión (bvp) Muchos dispositivos pueden ser clasificados Figura 264. como válvulas de contrapresión. contrapresión.

Válvulas

Las flotadoras, BOP interiores, y las válvulas antirretorno actúan todas de manera similar para evitar que el flujo y la presión suban por la sarta. Estos dispositivos se utilizan en tales actividades como bajada bajo presión la inserción contra presión o suaveo y los trabajos con presión. En algunos casos se podrían necesitar para toda la operación de perforación, según la política de la empresa. La válvula flotadora estándar, colocada justo encima della broca, protege a la sarta del contraflujo o reventones interiores. Si se harán estudios durante las operaciones de perforación, se debe instalar la herramienta para recibir el estudio encima del flotador y evitar que el instrumento del estudio quede atascado o pegado en el flotador. Se debería notar que se taponan fácilmente y a veces son lavadas. Figura 265,. Válvula contrapresión.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.8 Sistema de circulación. El sistema de circulación está compuesto por muchos componentes individuales. Éstos incluyen bombas, líneas en la superficie, tubos verticales, mangueras de perforación, cabezas giratorias, sartas de trabajo, espacio anular del pozo generalmente la tubería de revestimiento, zarandas, tanques para fluidos y manifolds de circulación afines Figura 266. Zarandas.

Las bombas dobles tienen dos cilindros Figura 267. Tanques o piletas y las bombas triples tienen tres. de lodo. Debido al desplazamiento uniforme a volúmenes altos, el uso de las bombas triples es más común. Es normal que las bombas de los equipos de perforación vengan con uno o más contadores de golpes o emboladas, que son esenciales para el desplazamiento exacto del volúmen. Si éstos no están disponibles, se utilizan los regímenes constantes y el tiempo de bombeo para hacer el seguimiento del volumen bombeado, aunque con un grado de menos precisión.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Hay varios tipos de contadores de golpes disponibles, desde uno sencillo del tipo con elementos mecánicos hasta los dispositivos electrónicos. Más complejos. Figura 268. Bombas de lodo Se debe tener cuidado de colocar los de perforación. contadores correctamente, lo cual se debería verificar contra la información que se tiene para asegurar que están funcionando correctamente. Hay bombas de alto caudal / baja presión, de empresas de servicios, disponibles para algunas operaciones. La mayoría de las bombas puede tener una válvula de alivio para la presión, que se puede volver a resetear. Si la operación de la bomba sobrepasa el límite de la presión, la válvula de alivio de presión que está en la bomba dispara y deja que el pozo se descargue en las piletas. Las bombas se deben mantener en buenas condiciones. En la mayoría de las actividades de circulación para controlar un pozo, se requiere una presión constante de salida. Figura 269. Contador de golpes de la bomba.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.8.1 Indicador de retorno de lodo sensor de la línea de flujo.

El indicador de retorno es el Figura 270. Sensor de la línea de flujo. equipamiento más importante que se usa. Por lo general el indicador de retorno de lodo es medidor en la línea de flujo. El medidor que está en la línea de flujo informa el flujo del fluido en la línea. Esta señal se envía a la consola del perforador, donde es comunicada como un porcentaje de flujo o galones por minuto.Entonces es sumamente importante que se detecte cualquier cambio en el flujo. Si ocurre una surgencia del pozo, algo ha entrado en él. Esto empujará el fluido afuera de la línea de flujo, indicado como un incremento en el flujo. El funcionamiento y mantenimiento básico de un sensor de flujo es observar si opera cuando se prende y se apaga la bomba. Se debe cambiar la tasa de bombeo para ver si el sensor de flujo informa el cambio. 7.7.8.2 Piletas o tanques. La función de un sistema de piletas o tanques interconectados entre sí es la de guardar, mezclar los fluidos para su circulación o almacenamiento. Se debe determinar el volumen de las piletas para cada trabajo en particular y Figura 271. Tanques de lodo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO debería haber suficientes tanques a mano. El primer tanque desde la línea de flujo es generalmente una trampa de arena o tanque de asentamiento para evitar que la arena o partículas sólidas no deseadas entren en los principales tanques de mezcla, circulación y succión. Las piletas con la succión y descarga del Desgasificador no deberían permitir que el fluido fluya por la canaleta hasta el tanque siguiente. 7.7.8.3 Tanques de maniobra. El tanque de maniobra es pequeño, permitiendo una medición exacta del fluido bombeado en el pozo, es la mejor manera de medir la cantidad de fluido que se requiere para llenar el pozo en una maniobra de salida o la cantidad de fluido desplazado en una maniobra de entrada. Es necesario medir la cantidad de fluido para el llenado para estar seguro de que no haya entrado una surgencia en el pozo. Hay varios tipos de tanques de maniobra. Un simple tanque alimentado por la gravedad incluye un tanque pequeño en la plataforma del equipo o en otro lugar en un punto que está por encima de la línea de flujo, marcado en partes de un barril (m³) Se necesita una válvula para liberar el fluido del tanque en la tubería que dirige el fluido al niple de campana (T de salida) encima de la línea de flujo. Figura 272. Circuito tanque de maniobras.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO La válvula se abre manualmente, luego se cierra cuando el pozo está lleno y se informa acerca de la cantidad de fluido utilizado, esto se registra y se compara con los cálculos teóricos para el llenado. Las versiones más automatizadas de los tanques de maniobra alimentados por la gravedad tienen una bomba, accionada por el perforador, que utiliza el sensor de la línea de flujo para indicar cuándo está lleno el pozo y apagar la bomba. Se debería informar, registrar y comparar los golpes (emboladas) o el volumen para el llenado con los cálculos teóricos de llenado. Los tanques de maniobra de llenado continuo llenan el pozo automáticamente a medida que se saca la tubería por medio de circular desde el tanque a través del pozo. Se mide el volumen del fluido utilizado y se envía a un registrador en el piso para compararlo contra los tiros de tubería que fueron sacados. Si se usa este tanque para medir el incremento en el fluido en la maniobra de bajada, generalmente se coloca debajo del nivel de la línea de flujo. El fluido que es desplazado se dirige de la línea de flujo al tanque de maniobra, se mide y se compara con el desplazamiento teórico de la tubería, si está colocado correctamente, se puede usar mientras que se maniobra bajando en el pozo.

Figura 273. Medidores de flujo.

Los tanques de maniobra requieren un mantenimiento cuidadoso. Se deberían verificar las válvulas para ver que funcionen bien, los marcadores y los flotadores del nivel de la pileta deben mantenerse limpios y libres de acumulación de fluidos o sólidos, se debe calcular el desplazamiento correcto del volumen y colocarlo a la vista, y se debe inspeccionar el registrador del perforador para ver que esté exacto.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.8.4 Manómetros. Figura 274. Manómetros medidores de En la mayoría de las operaciones presión. de la industria petrolera, la medición de la presión es de suma importancia. La presión de la bomba, el estrangulador y de cierre se pueden medir en varios lugares. Los manómetros de la tubería de perforación generalmente están montados en la consola del perforador y en el panel del estrangulador remoto. El perforador utiliza el manómetro que está ubicado en su panel en condiciones normales de perforación o circulación. Pero cuando se registran tasas de bombeo lentas, durante las actividades para controlar un pozo y las pruebas de sensibilidad de presión, generalmente se usa el manómetro en el panel de estrangulador remoto debido a su precisión. Figura 275. Manómetro de presión en La presión de la bomba también se la bomba. mide con un manómetro montado en la bomba, este manómetro muestra la presión absoluta para circular a una velocidad dada e incluye todas las pérdidas de presión por fricción. Los manómetros en la plataforma del equipo y en la consola del estrangulador remoto deberían dar lectura un poco menor que el de la bomba debido a la fricción entre la bomba y el tubo vertical. Los manómetros que miden la presión de la tubería de revestimiento o del espacio anular generalmente se encuentran en el manifold del estrangulador y en el panel del estrangulador remoto.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.9 Sistemas de información. A medida que avanza la tecnología, se encuentran disponibles sistemas sofisticados pararecabar y mostrar información- ingresar por teclado de una unidad de registro, individual, o una combinación -. Figura 276. Sistema de información con gráficos geológicos.

Mientras que todavía se usan gráficos geológicos estándar para registrar la profundidad, el peso, la torsión, la presión y la penetración a intervalos de un pie, muchos equipos también vienen equipados con monitores de información para mostrar correctamente la tasa de penetración en pies por hora. Figura 277. Datos de información manejo de presiones.

Se muestran muchos de los parámetros importantes para controlar un pozo, tales como la profundidad, la presión de la bomba, el caudal del flujo, los niveles en las piletas y el torque y los sistemas más sofisticados incluyendo las tendencia, calibraciones y alarmas. El mantenimiento de muchos de los sistemas de sensores es la responsabilidad de la cuadrilla del equipo. Se debería realizar tal como lo recomienda el fabricante. Las calibraciones o reparaciones se deben hacer tal como se indica o lo debería hacer un técnico autorizado.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.10 Árbol de producción. El árbol de producción es una serie de válvulas, bridas, cuerpo de estrangulador y conectores que permiten el flujo controlado de los fluidos producidos. Figura 278. Árbol de producción.

Hay muchos diseños y complejidades diferentes en los árboles, los árboles complejos podrían tener numerosas válvulas maestras y laterales. Los factores que se toman en cuenta en el diseño de un árbol incluyen la presión, el ambiente en la superficie y la temperatura, otros tipos de fluidos producidos, el entorno pozo abajo, las temperaturas del fluido y los factores económicos. Se debería lubricar un árbol basado en un programa regular. Un buen mantenimiento minimiza las complicaciones durante la producción. También lleva a una reparación y un retiro de equipamiento que es menos problemático. Los componentes del árbol de producción incluyen los siguientes:Los manómetros permiten vigilar las presiones del pozo, con estos manómetros se vigilan la presión de la tubería y de la tubería de revestimiento o anular. La brida del manómetro provee un sello para la punta del árbol y tiene provisiones para un manómetro de presión, cuando se retira esta brida, provee acceso a la tubería. La válvula de corona se usa para cerrar la presión y permitir el acceso al pozo de las unidades de línea de cable, tubería flexible, workover, etc., que se vayan a instalar. El T de flujo se usa para que se puedan correr las herramientas en el pozo al mismo tiempo que permite que la producción llegue a la línea de flujo. La válvula lateral para la mayoría de las operaciones de rutina se usa para cerrar el pozo. El estrangulador controla la cantidad de flujo que se desea del pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Las válvulas maestras son las válvulas de cierre principales están abiertas durante la mayor parte de la vida del pozo y se usan lo menos posible, especialmente las válvulas maestras inferiores. El colgador de tubería suspende o soporta la sarta de tubería, sella el espacio anular y permite que el flujo vaya al árbol de producción. Figura 279. Partes del árbol de producción.

La válvula de la tubería de revestimiento da acceso al espacio anular entre la tubería y la tubería de revestimiento. El Colgador de la tubería de revestimiento Un arreglo de cuña y sello que suspende y sella la tubería de revestimiento de la cabeza de la tubería de revestimiento. La tubería de revestimiento es una sarta de tubería que soporta el pozo para evitar su derrumbamiento y evita la comunicación entre una zona y otra. La tubería de producción es una sarta de tubería que contiene y permite el flujo del fluido producido por la formación. Durante el traslado e instalación del equipo, se debe tener sumo cuidado de no dañar el árbol. Un descuido en este punto podría ser fatal para el equipo y/o el personal.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.10.1 Retiro del árbol de producción.

Figura 280. Desmonte del árbol de Asegúrese que todas las bridas del árbol que están expuestas navidad. están protegidas y que se inspeccionan y se limpian todas las bridas del preventor de reventones. Verifique siempre la presión de la tubería y de la tubería de revestimiento con manómetros que usted sabe que funcionan correctamente. Verifique si hay alguna comunicación entre la tubería y la tubería de revestimiento. Bombee el fluido de control y bombee hasta estar seguro de que el fluido producido que estaba en la tubería haya sido desplazado a la formación. Esto se puede hacer por medio de calcular el volumen de la tubería y bombear suficiente volumen de fluido de control en la tubería. Se debería notar que los fluidos limpios pueden caer más rápidamente de lo que se bombean y el gas migrar más rápidamente de lo que se lo bombea a la formación. Si se bombea demasiado fluido, podría causar un daño a la formación. Si hay algún incremento en la presión de la bomba el fluido de ahogo pudo haber llegado al fondo registre los volúmenes bombeados y las presiones. Coloque el tapón de la línea de cable en la tubería, cierre la válvula lateral y verifique cómo se incrementa la presión durante aproximadamente una hora. Coloque la válvula antirretorno en el colgador de la tubería. Verifique nuevamente para ver si hay algún incremento en la presión. Si no hay ningún incremento en la presión, retire el árbol e instale los preventores de reventones.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.11Taller de equipamiento de superficie.

1. Relacione las siglas con el concepto apropiado de las partes de un equipo preventor. SIGLAS

PARTE DE LA PREVENTORA

A=

Cabezal giratorio.

G=

Preventor de reventones tipo anular.

R=

Preventor del tipo doble, con doble juego de arietes, colocados como prefiera el operador.

Rd =

Preventor del tipo triple, con tres juegos de esclusas, colocados como prefiera el operador.

Rt =

Preventor tipo simple, con un solo juego de arietes ciego o de tubería, según prefiera el operador.

2. ¿Qué es un prenventor anular? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ 3. ¿En donde se usan los preventores anulares con sistema de desvio y de cuantas líneas de salida disponen? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO _______________________________________________________________ _______________________________________________________

4. ¿Como se le denomina en ingles a la herramienta que prueba las preventoras? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ __________________________________________________________ 5. ¿Qué gas se usa comúnmente para precargar los botellones del acumulador?_____________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ 6. ¿Para que sirve una valvula de seguridad de apertura plena? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _________________________________________________________ 7. ¿Cual es el propósito de la valvula superior del vástago? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ __________________________________________________________ 8. ¿Que es un sensor de línea de flujo?, ¿Porque es tan importante? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ __________________________________________________________ 9. ¿Qué es un árbol de producción? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ __________________________________________________________

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.7.12 Respuestas de equipamiento de superficie. 1. A = preventor de reventones tipo anular G = cabezal giratorio R = preventor tipo simple, con un solo juego de arietes ciego o de tubería, según prefiera el operador Rd = preventor del tipo doble, con doble juego de arietes, colocados como prefiera el operador Rt = preventor del tipo triple, con tres juegos de esclusas, colocados como prefiera el operador 2. Son dispositivos para controlar la presión en el cabezal del pozo, 3. Se emplean en los equipos de perforación flotantes, pueden usar los derivadores durante toda la operación de perforación, en las locaciones costa afuera se usan dos líneas de desvío con válvulas selectivas, para que el perforador pueda elegir la dirección del fluido a medida que cambian las condiciones del viento. 4. Testing tool. 5. Precarga de nitrógeno en los botellones. 6. Se requiere mantener otra válvula de seguridad de apertura plena en la plataforma piso del equipo, se usa en el caso de que ocurra una surgencia durante una maniobra, hay que instalar esta válvula de inmediato. 7. El propósito básico de la válvula superior es el de proteger a la manguera de perforación, la cabeza giratoria y el equipamiento de superficie de las altas presiones del pozo 8. Es unmedidor que está en la línea de flujo e informa el flujo del fluido en la línea. Esta señal se envía a la consola del perforador, donde es comunicada como un porcentaje de flujo o galones por minuto.Entonces es sumamente importante que se detecte cualquier cambio en el flujo 9. Es una serie de válvulas, bridas, cuerpo de estrangulador y conectores que permiten el flujo controlado de los fluidos producidos.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.8. Equipos Del Subsuelo

Figura 281. Sarta de equipos en subsuelo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.8.1 Tubería de revestimiento. La tubería de revestimiento es una Figura 282. La tubería de revestimiento tubería de acero que corre desde es la primera línea de defensa que tiene la superficie hasta varias un pozo. profundidades en el pozo. Está colgada de la superficie, cementada en su lugar y se queda hasta que se tapona el pozo. Esta es la primera línea de defensa que tiene un pozo contra los derrumbamientos, pérdidas del pozo, reventones, pérdidas de circulación o el mezclado de los fluidos del pozo de una formación a otra y es la base para el equipamiento del cabezal del pozo. Las tuberías de revestimiento vienen en muchos diámetros diferentes, se necesitan diferentes tamaños de tubería de revestimiento para asegurar que haya suficiente lugar para los trabajos internos pozo abajo. Los distintos grados y pesos le dan a la tubería la resistencia adecuada contra aplastamiento y reventones además de otras propiedades necesarias para resistir la presión del pozo y el fluido de la formación.

Generalmente es la tarea de la cuadrilla del equipo asegurarse de que todos los equipamientos de la tubería de revestimiento se manipulan correcta y apropiadamente. Los proveedores de tubería de revestimiento proveen excelentes manuales sobre el manipuleo correcto de la tubería de revestimiento.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.8.1.1 Revestimiento colgante. Figura 283. Revestimiento Un revestimiento en ingles llamado colgante aunido al colgador de liner es una tubería de revestimiento revestimiento. que no se extiende hasta la superficie y que está colgada, apoyada de una herramienta llamada colgador de revestimiento en ingles liner hanger. El revestimiento generalmente se corre en el pozo con la sarta de trabajo hasta la profundidad deseada, se coloca y se cementa en el lugar. Los liners se corren por diferentes motivos por factores económicos podrían exigir que no se corra otra sarta de tubería de revestimiento desde la superficie hasta el fondo, sino desde la última zapata de la tubería de revestimiento hasta el fondo. En general los procedimientos para manipular los liners son iguales que para la tubería de revestimiento, se debe tener cuidado de disminuir la velocidad cuando están corriendo y sacando herramientas por la parte superior del revestimiento colgante. 7.8.1.2 Colgador del liner. El colgador de revestimiento suspende el revestimiento para evitar que se doble o se deforme. El colgador tiene un conjunto de cuñas que se pueden asentar mecánica o hidráulicamente. Las mismas agarran hacia afuera contra la última sarta de tubería de revestimiento. Los colgadores que se colocan mecánicamente se colocan por medio de girar la sarta para que desenganche el mecanismo de la ranura , permitiendo que las cuñas colgarse afuera desde el cono hasta la tubería de revestimiento.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Un colgador colocado hidráulicamente se coloca por medio de crear suficiente presión hidráulica adentro del mecanismo del colgador para mover las cuñas hacia arriba contra el cono hasta la tubería de revestimiento. Tambien se pueden usar ciertos tipos de empaquetadores como un colgador de liner. 7.8.1.3 Tubería de producción. Este es el conducto principal para los Figura 284. Sarta de tubería de fluidos producidos por el pozo, producción. protege a la tubería de revestimiento de la presión y la corrosión. La tubería se coloca desde el cabezal del pozo hasta la zona productiv.a La tubería se clasifica por tamaño de la rosca de unión de la tubería, peso libras/pies y grados tales como J-55 y N-80. La tubería puede estar hecha de materiales para soportar las presiones, velocidades y corrosividad del fluido producido por el pozo y el entorno del pozo. Se puede aplicar un revestimiento interno como protección contra la corrosión. Hay muchos tipos de conexiones para unir tubos juntos. El cuidado y manipuleo de la tubería debe ser lo mas precavido posible.

7.8.2 Sarta de trabajo. La columna de tubería que se utiliza durante una reparación se llama la sarta de trabajo. Muchas veces es la tubería de producción sacada del pozo Según el tipo de trabajo que se debe hacer, a veces se usa la sarta de la tubería en vez de una sarta de trabajo. La sarta de trabajo podría consistir de cualquier tubería con conexiones para tubería de perforación hasta tamaños de tubería de perforación más grandes.. La sarta debe ser lo suficientemente pequeña como para no atascarse o quedar colgada en el pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.8.2.1 Empaquetador Figura 285. Obturador de empaque Un empaquetador es un dispositivo que colocado con línea de cable. se utiliza para sellar el área entre la tubería de revestimiento y la tubería, aísla la tubería de revestimiento de las presiones de producción y de los fluidos corrosivos. Pueden ser permanentes o recuperables. Por ese motivo, generalmente se coloca un poco por encima de la formación que va a producir. Se utilizan empaquetadores múltiples para aislar múltiples terminaciones para que puedan producir sin que se mezclen. Antes de correr un empaquetador en el pozo, se debería hacer una corrida con la broca, el rascador y la cesta de pesca esto ayudará a asegurar que se pueda correr el packer y que no se atascará ni se fijará prematuramente en un lugar apretado. Hay empaquetadores que estándiseñados especialmente para trabajos o circunstancias específicas. Obturador de empaque desviador es usado para los desvíos en la tubería de revestimiento se puede orientar en la dirección deseada desde la plataforma del equipo. Obturador de empaque inflable para pruebas se corre en el pozo y se infla o desinfla desde la superficie a través de una tubería externa, a medida que se corren dos conjuntos para pruebas de la columna de perforación. Hay muchas maneras de colocar los obturadores de empaque. Los mecanismos más comunes para colocar el empaquetador son los siguientes: Colocación hidráulica un asiento de esfera que está cerca del extremo inferior de la tubería provee el medio para aplicar la presión de colocación. Después de que se haya colocado el empaquetador y se haya bombeado y sacado la esfera y el asiento, entonces se corre un conjunto de sellado como parte de la sarta de la tubería.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Colocación mecánica Se corre el obturador de empaque, más el conjunto de sellado, por la tubería hasta la profundidad donde se va a colocar. Las cuñas superiores se asientan por medio de rotar la tubería generalmente hacia la derecha. Un tirón ascendente asentará el elemento del obturador de empaque y las cuñas inferiores. Un peso de colocación igual probará el asiento del conjunto de las cuñas inferiores. Colocación por medio de línea de cable eléctrica Una pequeña carga de corriente eléctrica, transmitida a través de la línea de cable, enciende una carga de pólvora en el conjunto de colocación, incrementando la presión de gas gradualmente. Esta presión provee la fuerza necesaria para asentar el obturador de empaque. Cuando se le aplica al empaquetador la fuerza prescrita para la colocación, se separa el perno de liberación en el adaptador de la línea de cable y libera al equipo de colocación del obturador de empaque,permitiendo que sea sacado del pozo. Conjunto de línea de arena o línea lisa Se instala un conjunto de fijación de presión en el empaquetador y se corre a la profundidad deseada en la línea para su colocación. una herramienta que se usa para dar un impacto se instala en la línea lisa o línea de arena y se deja caer en el pozo. El cabezal de disparo activa el conjunto de colocación mecánicamente por medio de disparar un cartucho en blanco, detonando el encendedor secundario y la carga de pólvora del conjunto de colocación.

Figura 286. Niple de sello. 7.8.2.2 Niple de sello. Los niples empaquetadores de asiento se corren en el extremo inferior de la sarta de tubería y se insertan en los empaquetadores. Éstos sellan, evitan que el fluido y la presión se trasladen entre la tubería y el empaquetador a la tubería de revestimiento o espacio anular. Además, un niple de sello de agarre se traba en el obturador de empaque para que se pueda tirar la tubería con tensión, si así lo desea. Normalmente, se pueden reacondicionar los elementos del sello en el lugar de trabajo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.8.2.3 Tapon retenedor. El tapón retenedor se utiliza para evitar que el Figura 287. fluido o la presión se trasladen hacia arriba o retenedor. hacia abajo desde ese punto en la tubería de revestimiento.

Tapón

El tapón retenedor puede ser permanente o recuperable. A menudo se corre para mayor seguridad al instalar o retirar el árbol de producción. En condiciones climáticas severas por ejemplo, huracanes o tormentas a menudo se corren tapones retenedores para que se pueda trasladar con poco preaviso. Se pueden colocar tapones retenedores entre punzados mientras que se está inyectando cemento, fracturando o acidificando la zona superior. Se pueden correr con la sarta de trabajo o línea de cable y se colocan de la misma manera que los empaquetadores.

Figura 288. Junta de desgaste. 7.8.2.4 Junta de desgaste. Las juntas de desgaste en ingles llamada blast joint se usan en pozos de múltiples terminaciones para proteger el área de la tubería que debe quedarse frente donde está expuesto a fluidos abrasivos, corrosivos y cargados de arena. Una junta de desgaste es una sección de tubería que está revestida externamente con goma, carburo de tungsteno, cerámica o es en sí misma alguna aleación especial. El propósito de estos revestimientos es el de reducir la abrasión causado por el flujo del fluido producido.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.8.2.5 Acoplamiento de flujo o collar de flujo. La erosión puede ser un problema Figura 289. Colocación tanto encima como debajo del niple de collar de flujo.

del

asiento. Esto se debe a los torbellinos o turbulencias causadas por los cambios en los diámetros internos. Por lo tanto, se corren acoplamientos de flujo hechos de un acero duro o una aleación especial, generalmente de 3 a 10 pies de largo, en el área del flujo turbulento para prevenir una falla en la tubería. Son simplemente una sección de tubería recta más gruesa con un diámetro interno completo y con las conexiones a rosca adecuadas para la tubería. 7.8.2.6 Junta de seguridad. Una junta de seguridad unión es una Figura 290. Junta de seguridad. unión a rosca de perfil grande que permite que los equipos pozo abajo se puedan liberar fácil y rápidamente de la sarta de la tubería por medio de la rotación o corte de la sarta a la inversa. Las juntas de seguridad se corren encima de las herramientas que fácilmente podrían quedarse atascados en el pozo. Esto permite desenroscarlo rápidamente de la sarta para que se puedan correr las herramientas de pesca equipadas con martillos y retirar las piezas perdidas.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.8.2.7 Niple de asiento. Un niple de asiento es una pequeña unión substituta que se baja en la sarta de la tubería que tiene un diámetro interno un poco más pequeño que la tubería. Que asentará herramientas como la bomba a varillas del subsuelo. , tapones, válvulas para controlar el flujo en el subsuelo, estranguladores y coloca los colgadores de instrumentos para los registradores de presión o temperatura. Podría tener una configuración aberturas para aceptar dispositivos para permitir la comunicación entre la tubería y el espacio anular. Figura 291. Niple de asiento.

Cuando se corre más de uno, los niples de alojamiento se llaman niples de alojamiento selectivos. Las secciones verticales de las cajas de los niples de tope selectivos se hacen progresivamente más cortas a medida que va subiendo por el pozo. La colocación y el número de éstos se deberían considerar cuidadosamente en las etapas de la planificación de la terminación para permitir la máxima versatilidad en la colocación de los accesorios de control.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.8.2.8 Mandril

Figura 292. Colocación de los mandriles en la sarta de producción.

El término mandril tiene muchos significados. Puede referirse al cuerpo principal de una herramienta o partes de la herramienta podrían estar conectadas, arregladas o encajadas adentro. También se refiere a herramientas como, obturadores de empaque, herramientas para desvíos, herramientas DST, y se usa en el sentido amplio para definir el miembro de una herramienta para ubicar como por ejemplo, un mandril para bombeo neumático. En las líneas de cable el término mandril se refiere a las herramientas que se traban a la tubería por medio de cuñas o que se traban en los niples de tope.

7.8.2.9 Cementador recuperable. Un cementador recuperable Figura 293. es un empaquetador recuperable. generalmente colocado mecánicamente que se coloca para una inyección, un trabajo de ácido de alta presión o una posible prueba del pozo.

Se recupera después de usarlo, no es parte del equipamiento de un pozo terminado.

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Empaque

cementador


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.8.2.10 Retenedor de cemento. Figura 294. Retenedor Los retenedores de cemento son cemento recuperable. empaquetadores permanentes que se pueden colocar con líneas de cable o tubería que se utilizan durante las tareas de inyectar cemento.

de

Generalmente se perforan los retenedores de cemento antes de hacer el punzado. Ésta es a una válvula ida y vuelta que se controla con la sarta de trabajo por medio de levantarla para cerrarla o bajarla para abrirla. La válvula cerrada asegura que se mantendrá la inyección bajo la presión final y cualquier cemento en exceso se circula por inversa para sacarlo. Esta característica es crítica en los pozos con niveles de fluido bajos para mantener la presión hidrostática fuera de la zona donde se inyecta durante las operaciones de inyecciones por zonas. Figura 295. Conjunto lavador. 7.8.2.11 Lavadora de circulación. La lavadora de circulación es una herramienta que se usa para acidificar o lavar empaquetados de grava y que no es permanente, y se usa para verificar la penetración y establecer la inyección. Es una herramienta que se usa con empaques inflables que generalmente tiene una construcción modular para que se reparen rápidamente en el sitio las piezas desgastadas. En la parte superior de la herramienta abre y cierra las puertas de entre la tubería y el

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO espacio anular. Eso le permite reversar cualquier arena o escombros del pozo. El espacio de las copas empaquetadoras se puede ajustar para aislar la zona deseada. Cuando se recupera la herramienta, se abren las puertas de circulación para permitir que el fluido se drene de la tubería. También se puede abrir la herramienta de acuerdo a lo deseado para proveer una trayectoria de circulación para los fluidos de lavado. 7.8.2.12 Herramienta de fresado. Las fresas tienen una camisa con Figura 296. Herramienta de fresado. punta cortante generalmente de carburo de tungsteno que mide un poco menos que el diámetro interno de la tubería de revestimiento. Cuando rota, corta las cuñas y libera el empaquetador de la tubería de revestimiento. Por lo general es más rápido y limpio fresar las cuñas y recuperar el obturador de empaque de lo que es perforar a través de todo el empaquetador. Se puede correr un dispositivo de pesca con la fresa para asegurar que se saca el obturador de empaque de pozo sin necesidad de hacer otro viaje para recuperarlo.

Figura 297. Rascador de cañeria.

7.8.2.13 Rascadores de cañería. Se usa el rascador de la tubería de revestimiento en inglés llamado casing scraper para quitar las substancias extrañas del diámetro interno de las paredes de la tubería de revestimiento tales como las escamas y el revestimiento de cemento. El rascador se usa reciprocando o rotando en el extremo inferior de la sarta de trabajo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Generalmente se coloca encima de la Figura 298. raspador. broca.

Centralizador

La acción de raspar la proveen unas hojas a resorte que raspan el diámetro interior de la tubería de revestimiento. Una rotación prolongada con un rascador podría provocar un desgaste excesivo y daños a la tubería de revestimiento 7.8.2.14 Centralizador. Por lo general el centralizador es un mecanismo con bisagras que encaja alrededor de la tubería de revestimiento, tu8.3bería de perforación o el liner. Otros tipos se deslizan en la tubería y los sostienen tornillos fijos. Los centralizadores sólidos entre tuberías de revestimiento se fabrican para atornillarlos en y formar parte de la sarta de la tubería de revestimiento. Figura 299. Desabollador rotativo. 7.8.2.15 Desabollador rotativo. El desabollador rotativo de tubería de revestimiento es una serie de rodillos fuertes para servicio pesado montados en un mandril. Se usa para restaurar la tubería de revestimiento colapsada, abollada o doblada a su diámetro y redondez normal. Por lo general se pueden reacondicionar estas herramientas para que giren en una tubería de revestimiento de mayor tamaño por medio de cambiar los rodillos.

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y


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.8.2.16 canasta recuperadora y circulador inverso Figura 300. Las canastas pescadoras y circuladores recuperadora. inversos son dispositivos que ayudan para retirar los materiales perforados.

Canasta

La canasta pescadora en inglés llamada junk basket se coloca o cerca del extremo inferior de la sarta. Por medio de circularlo a la inversa o hacia adelante los recortes se recogen en la cámara interior o canasta. Se pueden agarrar en la canasta de pesca los materiales que son pesados y no se puede circular hasta la superficie. Se debe tener precaución para evitar de poner demasiado peso en el cesto de pesca mientras está perforando Cuide la torsión. Si aumenta mucho, podrían romperse los dedos del cesto de pesca y dejar todavía más desechos en el hoyo. La canasta pescadora es un dispositivo parecido a un balde que se corre justo encima de la broca el trépano. Su diámetro externo es cercano al del pozo.

Figura 301. Enderezador tipo pera.

7.8.2.17 enderezador Los enderezadores peras desabolladoras de tubería de revestimiento se usan para restaurar la tubería de revestimiento o tubería colapsada, abollada o doblada a su diámetro y redondez normal. Generalmente es un mandril en el diámetro interno de la tubería de revestimiento que se va a restaurar

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.8.3 Taller de equipos del subsuelo 1. ¿Que es una tubería de revestimiento y porque es tan importante? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _________________________________________________________ 2. ¿Qué es un liner y que herramienta permite asentarlo? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ ___________________________________________________________ 3. ¿Que significa blast joint y para que se utiliza? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ 4. ¿Cuál es la función de un tapon retenedor? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ 5. ¿Que significa casing scraper y para que se usa? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ 6. ¿Para que sirve la herramienta junk basket? _______________________________________________________________ ___________________________________________________________ 7. ¿Que herramienta se utiliza para enderezar, se usan para restaurar la tubería de revestimiento o tubería colapsada, abollada o doblada a su diámetro y redondez normal? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ 8. ¿Para que se usan los centralizadores? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ __________________________________________________________

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.8.4 Respuestas de equipos del subsuelo.

1. Es una tubería de acero que corre desde la superficie hasta varias profundidades en el pozo. Esta es la primera línea de defensa que tiene un pozo contra los derrumbamientos, pérdidas del pozo, reventones, pérdidas de circulación o el mezclado de los fluidos del pozo de una formación a otra y es la base para el equipamiento del cabezal del pozo 2. Una tubería de revestimiento que no se extiende hasta la superficie y que está colgada, apoyada de una herramienta llamada colgador de revestimiento en ingles liner hanger. 3. Las juntas de desgaste en ingles llamada blast joint se usan en pozos de múltiples terminaciones para proteger el área de la tubería que debe quedarse frente donde está expuesto a fluidos abrasivos, corrosivos y cargados de arena. 4. El tapón retenedor se utiliza para evitar que el fluido o la presión se trasladen hacia arriba o hacia abajo desde ese punto en la tubería de revestimiento. 5. Es el rascador de la tubería de revestimiento en inglés llamado casing scraper para quitar las substancias extrañas del diámetro interno de las paredes de la tubería de revestimiento tales como las escamas y el revestimiento de cemento. 6. La canasta pescadora en inglés llamada junk basket son dispositivos que ayudan para retirar los materiales perforados. Por medio de circularlo a la inversa o hacia adelante los recortes se recogen en la cámara interior o canasta. 7. Los enderezadores peras desabolladoras de tubería de revestimiento se usan para restaurar la tubería de revestimiento o tubería colapsada, abollada o doblada a su diámetro y redondez normal. Generalmente es un mandril en el diámetro interno de la tubería de revestimiento que se va a restaurar 8. Por lo general el centralizador es un mecanismo con bisagras que encaja alrededor de la tubería de revestimiento, tubería de perforación o el liner.los centralizadores sólidos entre tuberías de revestimiento se fabrican para atornillarlos en y formar parte de la sarta de la tubería de revestimiento con la función de no permitir el desvio de la sarta y mantener centrada la tubería.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.9 Control De Pozos Submarinos. La industria ha dado pasos agigantados en la tecnología de la perforación, producción y reparación de los pozos en aguas profundas. A medida que se incrementa la profundidad del agua, los problemas a que nos enfrentamos se tornan cada vez más agudos y surgen nuevos problemas. La clave para controlar el pozo es la pronta detección de un influjo, cerrar el pozo rápidamente y circular el influjo hasta sacarla utilizando una o más técnicas de presión constante en el fondo del pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.9.1 Componentes submarinos y sistemas de control en la superficie. En un entorno submarino, la base guía es generalmente el primer equipo que se corre ya que es la base para guiar la columna de perforación, la tubería de revestimiento y otras herramientas en el pozo perforado. Según la profundidad del agua y el tipo de equipo de perforación, se podría asentar la base guía y los subsiguientes componentes con o sin una línea guía. Una vez que se haya corrido la columna de tubería de revestimiento de soporte y se haya instalado el cabezal del pozo, se puede instalar el sistema de control de pozos submarino. Figura 302. Preventoras para aguas profundas.

.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Existen conectores tipo collet que se usan para conectar la columna del conjunto de bop al cabezal del pozo, algunos operadores optan por el uso de dos juegos de rams ciegas / de corte para proveer un sello de soporte en caso de una desconexión no programada. Figura 303. Conjunto preventor submarino.

El conjunto de BOP debe proveer una solución total para el programa de perforación. Se pueden usar más juegos de rams o rams de doble propósito. Sin embargo, al agregar más componentes, esto incrementa la altura general del conjunto y dado que podría tomar varios días para desconectar y maniobrar el conjunto para hacer cambios o reparaciones en los componentes, es común usar esclusas ciegas de corte y de diámetro variable Como la tecnología de aguas extremadamente profundas evoluciona, el conjunto de preventores se torna más complejo. Las unidades de posicionamiento dinámico poseen instrumentos que proyectan la posición de equipo si utiliza el “circuito amarillo” donde muestra la zona donde esta el equipo si el indicador se mueve al circuito rojo comienza la secuencia de desconexión de emergencia.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Esta secuencia de desconexión de emergencia anula el sistema de control normal del conjunto de BOP. Una serie de sistemas des-conectores de emergencia fueron desarrollados para activarse en el caso de una perdida de las señales eléctricas o hidráulicasentre el sistema de control y el conjunto de BOP. Figura 304. Preventores marinos.

Cualquiera sea el sistema, el objetivo de ellos es cerrar rápido y seguro aunque el Figura 305. ROV, operado remotamente. equipo haya perdido el riser, el pozo o experimente cualquier otra emergencia. El conjunto de BOP esta lleno de instrumentos que miden tanto la presión y la temperatura. También se tienen los medios para que el vehiculo operado remotamente con las siglas ROV remotamente accione las funciones del conjunto de BOP cierre de emergencia en caso de una situación de desconexión.

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Vehiculo


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO A veces se incorporan cilindros de acumulador en el diseño del sistema submarino para facilitar varias funciones. Hay que precargar estos botellones por encima de la presión ejercida por el agua de mar a la profundidad de la BOP, lo cual requiere cilindros de acumulador clasificados para alta presión, en orden de estar seguro de que hay un exceso prescripto de fluido usable para operar la BOP y válvulas hidráulicas asociadas. Figura 306. Conjunto LMRP.

El LMRP consiste en el anular superior, la junta flexible y el adaptador del riser. La junta flexible permite que el riser se desvíe unos grados de la vertical sin esforzar demasiado ni dañar el conector, los preventores de reventón y el cabezal del pozo. El sistema del riser consiste en el riser, las líneas del choke y control y aveces módulos de flotación. Debajo de la plataforma del equipo de perforación hay una junta deslizante que permite el movimiento vertical del equipo de perforación debido a las condiciones del mar. La parte superior de este conjunto contiene lastrayectorias del flujo y el sistema del desviador

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO

Figura 307. Partes de equipo de perforación marino.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO

7.9.1.1 Vehículo operado remotamente. (ROV) A medida que la tecnología de aguas profundas se mejora, se tiene ROV mas que unos televisores, cámaras muy complejas, herramientas de uso múltiples muy indispensables en locaciones sin buzo. Figura 308. Vehiculo operado remotamente bajo el mar.

Hoy en día los ROV tienen la capacidad de:     

Enviar fotos del conjunto de BOP a superficie. Observar por flujo cuando se trabaja sin el riser Observación del cabezal de pozo Observar y reportar la alineación vertical del riser y el conjunto de BOP Actuar en el conjunto de BOP y cerrar rams cuando el equipo se movió de la locación, o mejor dicho asegurar el pozo en el cierre de emergencia. Figura 309. Vigila parámetros importantes como la corrosión.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.9.1.2 Sistema del estrangulador. El múltiple del estrangulador en Figura 310. Conjunto de válvulas equipos flotantes son más grandes y preventoras. mas complejos que los que se encuentran en equipos de tierra. Los múltiples submarinos son extremadamente flexibles, permitiendo la alineación del flujo directamente sobre la borda, sobrepasando los estranguladores y el separador de gas, y mientras sé esta conectado al tanque de viaje cuando se esta bajando al pozo con presión. Esta cubierto de manómetros de alta y baja presión por todo el múltiple siendo parte de los 15 a 20000 psi de presión del sistema de conjunto de BOP, muchos de los incidentes de control de pozo estarán en el rango de las bajas presiones. Debido a su complejidad solo el personal autorizado de alinearlo o hacer los cambios en cualquier sentido. Existe siempre el peligro de formación de hidratos o congelamiento en las operaciones de aguas profundas. Algunos múltiples incorporan un sistema de inyección de glicol para ser usado cuando se circula hacia arriba de la línea del estrangulador.

Figura 311. Choke manifold.

Si las líneas del estrangulado y de control están llenas con otro fluido que no sea el de operación deberá ser desplazado previamente antes de comenzar la operación de control. Si la línea esta llena con lodo de perforación es buena practica circular las líneas en cada turno para prevenir que se tapen con el asentamiento de la baritina.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.9.2 Profundidades del agua y fractura de la formación. Figura 312. múltiple.

Sistema

preventor

A medida que se incrementa la profundidad del agua, se incrementa la posibilidad de que haya una pérdida de circulación y daños a la formación debajo del lecho marino. En aguas profundas no hay tanta sobrecarga debido al peso del agua de mar en lugar de los sedimentos más pesados, lo cual normalmente resulta en gradientes de fractura de la formación reducidos. A menudo se usa el término “margen estrecho” para el margen pequeño entre la presión de los poros y del gradiente de fractura.

Figura 313. superficie. A raíz de esto, y durante el primer intervalo de perforación, cualquier presión adicional que se impone en la formación podría causar una pérdida de circulación, si se usara un riser, se necesitaría una lechada de gel agua para transportar los recortes por el riser hasta las zarandas Por este motivo, no se usa un riser hasta que no mejore la integridad de la formación y el fluido de perforación generalmente consiste en agua de mar a altas velocidades con un barrido ocasional con píldoras de gel.

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Preventor

en


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.9.2.1 Gas. El gas poco profundo puede acumularse en la arena si el gas migratorio queda atrapado por una barrera como la arcilla. Las arenas siempre tienen una presión excesiva en la parte superior de la arena. Figura 314. Diferentes profundidades de perforación.

Dado que la densidad del gas en la arena es insignificante, la presión en la parte superior de la arena será igual a la presión en el fondo y siempre tendrá una presión excesiva. Zonas peligrosas con gas poco profundo, perforadas sin lodo denso o sin riser, pueden resultar en un influjo. Algunas veces esta patada de pozo resultará en un reventón. Las embarcaciones amarradas en aguas poco profundas deberían tener planes de contingencias para permitir que el equipo de perforación se aleje del bolsón de gas debido a la naturaleza inflamable y explosiva de éste. Si se encuentra gas a poca profundidad el medio principal para detectar el influjo de fluidos es por medion de los cambios en la presión de la bomba o visualización en la superficie. La manera más confiable para detectar una patada de pozo es por medio de una disminución en la presión de la bomba ya que a medida que el gas entra en el pozo efectivamente disminuye la densidad

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO de la columna de fluido y, por tanto, se necesita menos presión en la bomba para circular la columna. En un momento así, también se puede observar un incremento en los golpes o emboladas de la bomba si no tiene regulador de velocidad. Con las mejoras en la tecnología de la MWD / LWD, también se puede medir la presión y tal vez como un método para detectar una patada. Una cámara de ROV vehículo de funcionamiento remoto es una excelente herramienta para detectar un influjo por medio de la observación de burbujas de gas pero esto podría estar impedido por la falta de claridad en el agua de mar. En el caso de un influjo, las opciones son limitadas. Se debería tener a mano lodo premezclado, anticipando un reventón de poca profundidad. El volumen debería ser suficiente como para desplazar varias veces el volumen del pozo 7.9.2.1 Procedimientos. Figura 315. Registros El método principal de control para los formación marina.

de

flujos de poca profundidad es evitarlos. Se eligen las ubicaciones que disminuyen las posibilidades de encontrar arenas peligrosas a poca profundidad mediante el uso de registros sísmicos, información de pozos cercanos a arenas, o la perforación direccional puede ser utilizada para reducir la exposición a sitios de alto peligro. Si no se puede evitar la exposición a la arena de poca profundidad una posible opción es perforar la sección utilizando lodo. Esto requerirá grandes cantidades de lodo, a veces muchos cientos de barriles (m³), que no se recuperarán. Cualquiera sea la manera de perforar los primeros tramos del pozo, con agua de mar o con lodo, es muy buena practica tener premezclado de reserva lodo para evitar la demora en la mezcla del lodo. Por lo general, si se detecta un influjo y se va a tratar de controlarlo, cambie inmediatamente de la succión de agua de mar a los tanques densificados. Si es posible, no pare las bombas. Se debe bombear el lodo pesado a un régimen alto para maximizar la densidad equivalente de circulación utilizando varias bombas al régimen máximo. 412

la


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Si la presión de la bomba se incrementa y se estabiliza después de desplazar el volumen del pozo varias veces se puede recuperar el control. Si la presión de la bomba no incrementa en forma significativa, o el ROV no indica la detención de las observaciones de influjo, se necesita ya sea un régimen de bombeo más alto o un lodo más pesado. Si no se puede detener el flujo, se debe mantener el equipo de perforación en una posición segura, contra el viento y contra la corriente de cualquier gas que esté subiendo a la superficie hasta que se haya depletado la zona de gas o el pozo se haya derrumbado. La posibilidad de que haya gas subiendo a la superficie alrededor del equipo de perforación disminuye con la profundidad del agua y en las áreas que tienen corrientes significativas. 7.9.3 Detección del kick con riser y conjuntos de B.O.P. Hay que tomar en cuenta los efectos de la condición del mar como el cabeceo, balanceo y oscilación vertical cuando está controlando el flujo de retorno y los ambios en el nivel de los pit Además el transporte de los recortes puede generar un problema debido a la baja velocidad anular en el gran anular del reiser, muchos equipos flotantes ponen una extra bomba en el reiser submarino a través de la línea de llenado. Figura 316. Hay que tomar en cuenta el cabeceo, balanceo y oscilación vertical cuando controla

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO El indicador de retorno sensor de Figura 317. Riser marino. flujo es uno de los mejores indicadores de una posible patada de pozo o pérdida de circulación. Debería ser lo más sensible posible y hay que mantenerlo en buenas condiciones de funcionamiento. Se deberían fijar las alarmas del totalizador del volumen de los tanques. Cualquier volumen de agua, materiales o fluidos que se agregan se sacan del sistema deberían salir de tanques medidos y deberían ser registrados e informados al perforador, jefe de equipo, representante de la empresa. Es esencial que el perforador, ingeniero de lodos en el lodo lleven un muy buen record del lodo perdido en orden de hacer un buen juicio durante el chequeo del flujo. Figura 318. Cierre de pozo ante la En cualquier duda el pozo debería presencia de cualquier surgencia. cerrarse y monitorear las presiones cuidadosamente. Una consideración a tener en cuenta es circular el pozo con el método del perforador, siempre y cuando se sabe positivamente que el pozo no esta subbalanceado. Una vez que se detecta un kick, se debería cerrar rápidamente el pozo y cerrar el desviador después de cerrar el pozo y verificar el flujo en el riser por si hay gas en el mismo. En las embarcaciones flotantes en aguas más profundas, la posibilidad de obtener gas encima del BOP antes de detectar un kick se incrementa con la profundidad del agua.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.9.4 Sistemas de desviadores. En las embarcaciones flotantes, se debe manejar con cuidado el gas que está encima del conjunto de BOP. En este punto, el sistema del desviador es el sistema que maneja el gas. Figura 319. Un desviador de riser marino.

Generalmente el sistema del desviador consiste de un empaquetador del desviador y generalmente está incorporada en el conjunto de la junta flexible del riser. Esta unidad debería poder cerrar rápidamente la plataforma de perforación del pozo y desviar el flujo al mar. Se usan válvulas secundarias para seleccionar el área a sotavento. Las válvulas en el sistema del desviador deberían interactuar de tal manera que no se pueda obturar el espacio anular sin abrir, o dejar abierta, una línea de desviación. Un sistema de desviador no está diseñado para mantener una presión alta, sólo se prueba con presión baja o según requieran los reglamentos. Se debe probar el funcionamiento e inspeccionar el sistema del desviador regularmente. Los elementos típicos de un desviador no pueden soportar una gran cantidad de fuerza y cualquier fuga en un elemento podría complicar los problemas. A veces han fallado completamente, dado que no están diseñadas para soportar tanta presión.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura 320. El mecanismo de cierre está accionado con aire y se abren si la desviadores. presión del aire se interrumpe.

Sistemas

de

Un sistema de accionamiento hidráulico con una traba de presión positiva ha sido efectivo. Las líneas de desvío deberían ser lo más rectas y lo más cortas posible. En cualquier situación de derivación, se debe mantener el elemento del desviador mojado desde arriba por medio de un lubricante. Vale la pena mencionar que, dado que el desviador raramente se necesita, a menudo se le hace un mantenimiento descuidado. Hay que tomar las precauciones necesarias para asegurar su mantenimiento y funcionamiento apropiados. 7.9.4.1 Procedimiento de desvío para gas de poca profundidad.

Los procedimientos de desvío empiezan todos de la misma manera y varían de acuerdo a cómo se usa el fluido de perforación.. No hay ningún nombre general para los procedimientos, entonces aquí los vamos a llamar el procedimiento de desvío con agua y el procedimiento de desvío con lodo. Procedimiento de desvío con agua. Este es el procedimiento más sencillo y más común. Si no funcionan otros procedimientos, todo tiene que volver a este procedimiento. El concepto básico es que los influjos de gas de poca profundidad ocurren demasiado rápido y los procedimientos de control son tan marginales que es mejor concentrarse en la seguridad del equipo de perforación y esperar que se agote el gas o que se derrumbe el pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO  

    

Figura 321. Cierre Desvío con agua Cuando se detecta un incremento en el preventor anular.

flujo, levante la tubería para dejar libre la válvula de seguridad. Apague la bomba y verifique si hay flujo, a no ser que sea obvio que el pozo está en fluyendo. Si está seguro que el pozo está fluyendo, no apague las bombas. Ponga vigilancia debajo del equipo de perforación para ver si hay señales de gas. Abra las líneas al mar y cierre el empaquetador del desviador. Haga sonar la alarma. Coloque las bombas de lodo en el pozo a la máxima velocidad. Abra la succión de la bomba al agua de mar. Continúe bombeando agua a caudal máximo para mantener algo de presión en el pozo y para amortiguar la posibilidad de un incendio o explosión.

Procedimiento de desvío con lodo

Figura Este es un método para tratar de controlar riser. un influjo utilizando lodo denso que está almacenado en tanques auxiliares. 

     

de

322.

Conexiones

de

Cuando se detecta un incremento en el flujo, levante la tubería para dejar libre el substituto del vástago o la válvula de seguridad. Apague la bomba y verifique si hay flujo, a no ser que sea obvio que el pozo está en fluyendo. Si está seguro que el pozo está fluyendo, no apague las bombas. Abra las líneas a la mar y cierre el empaquetador del desviador. Haga sonar la alarma. Coloque las bombas de lodo en el pozo a régimen máximo. Abra la succión de la bomba al lodo denso auxiliar y luego cierre la succión en el lodo de perforación más liviano. Continúe bombeando hasta que sube la presión de la bomba o hasta que se termina el lodo. Si sube la presión de la bomba, el pozo debería estar controlado. Haga una verificación de flujo Si la presión de la bomba se mantiene baja, el pozo probablemente todavía esté fluyendo. Cuando se acaba el lodo, cambie a la succión de agua de mar.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.9.5 El sistema de control del preventor de reventones submarino. El sistema de control submarino provee la energía hidráulica para cerrar o abrir el conjunto del preventor de reventones, esta también provee energía para la operación remota de válvulas y los sistema de componentes de traba y destraba. Figura 323. Sistema de control hidráulico

Hay tres clasificaciones generales de sistemas submarinos: hidráulico, electro hidráulico y eléctrico. En el sistema hidráulico, cuando se oprime un botón para hacer funcionar alguna operación en el panel remoto, la corriente de energía actúa y abre una inyección de aire comprimido. Ambos sistemas, el electro hidráulico y el multiplex, usan señales eléctricas enviadas a los módulos de control para un tiempo de reacción más rápido en los entornos de aguas más profundas. Cuando el sistema esta funcionando el medidor de flujo indica que un volumen de fluido hidráulico es usado para completar la operación. En esas circunstancia el perforador o el operador puede determinar si el componente ha funcionado correctamente. El manómetro indicara que el sistema se esta recargando con la presión correcta.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.9.5.1 Procedimiento para localizar las fallas en el sistema de control submarino. Si el medidor de flujo hay una pérdida en el nivel de fluido en el reservorio, podría haber una fuga en el sistema. Si hay una pérdida de fluido, verifique el sistema del acumulador en la superficie para ver si tiene alguna fuga, verifique las conexiones en la superficie y de los carreteles y asegúrese que la válvula del carretel que va al acumulador está apagada, bloquee cada función para ver si con eso se detiene la fuga. Figura 324. Sistema de control submarino.

Si el medidor de flujo no se detiene cuando se hace operar una función cierre, luego vuelva a abrir la función varias veces para limpiar la basura de la válvula, luego cambie de módulo y vuelva a cambiar. Esto ayudará a limpiar una válvula de aislamiento del módulo que tiene una fuga. Tiempo de reacción lenta Ninguna indicación del medidor de flujo, si la lectura de la presión cae y luego retorna, el problema podría estar en el medidor de flujo mismo. Si no hay ningún fluido fluyendo, verifique las presiones en el acumulador y en la válvula de paso, verifique el fluido en el tanque de reserva y los filtros en la succión de la bomba.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.9.6 Problemas que se tienen en cuenta. Durante la planificación del pozo, se debe tomar en cuenta los pozos pilotos, el cemento, el margen / pérdidas del riser, el colapso del riser, la desconexión de emergencia del riser y las reparaciones submarinas. Figura 325. Riser en superficie. 7.9.6.1 Pozos pilotos. Si tiene planes de perforar en un área en exploración, consideren perforar un pozo piloto. El pozo piloto de diámetro reducido es útil por muchas razones que es es un pozo más pequeño es más fácil, más rápido de perforar y se pueden realizar los estudios de la formación con mayor rapidez. Si se perfora con un riser, se puede circular rápidamente debido al menos volumen en el espacio anular, el gas de fondo también se minimiza debido al pozo más pequeño. Quizás la consideración más importante es que el potencial de flujo de un pozo más pequeño es más bajo. Las densidades equivalentes de circulación se maximizan al perforar y circular el gas del pozo, pero la erosión del pozo podría ser un problema. Figura 326. Plataforma costa afuera. 7.9.6.2 Cemento Debería haber suficiente cemento a bordo, antes de iniciar las operaciones de perforación, para asegurar que se podría cementar y taponar el pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO

7.9.6.3 Riser submarino. El riser submarino se utiliza para proporcionar una trayectoria al flujo de retorno entre el pozo y el equipo perforador y para guiar la sarta de perforación o tubería de revestimiento al conjunto de preventores de reventones y el fondo del mar. El riser debe soportar las fuerzas laterales del mar como también los movimientos del equipo sobre el pozo. Figura 327. Riser en superficie.

La presión de surgencia no es por lo general una gran preocupación en el diseño, por otra parte la resistencia al colapso, resistencia a la tensión y las cargas axiales son las mayores consideraciones a tener en cuenta, porque a medida que la operación de perforación se va a aguas mas profundas, se requiere mas una longitud mayor de riser, en consecuencia mas peso de riser, los operadores usan elemento de flotación de tubos alrededor de ese rise para reducir su peso efectivo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.9.6.4 Colapso del riser. Esto se debería calcular y usar en el programa del pozo y se debería indicar como parte de los datos estadísticos del equipo de perforación. Incorporación de una válvula de llenado en el riser. Esta válvula. Una vez que la presión diferencial se abre y el agua de mar entra dentro del riser provee seguridad contra el colapso del riser cuando se baja el riser, cuando se tiene perdidas totales, o cuando el riser se lleno con un gran volumen de gas. 7.9.6.5 Desconexión de emergencia del riser. Se deberían preparar planes de contingencia para aquellos eventos que justificarían la desconexión de emergencia del riser. Los procedimientos deberían requerir que el pozo esté asegurado y el riser esté desconectado antes de que se haga algún daño a la cabeza de pozo, los equipos de perforaciónque se intalana en el fondo marino. El sistema del riser tiene un tremendo potencial de sacudirse por la energía que está almacenada en los cilindros y cables del tensionador, y de la energía de tensión del riser mismo. A continuación tenemos un procedimiento general para la desconexión:        

Colgar la tubería de perforación en los rams. Cortar la tubería de perforación. Sellar el pozo. Desconectar el LMRP. Limpiar el preventor de reventones con el LMRP. Disipar cualquier energía que está en el riser / sistema de tensión del riser. Capturar el riser de manera segura.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.9.6.6 Reparaciones submarinas. Figura 328. Árbol de producción submarino.

Siempre se deben llevar a cabo las acciones correctivas submarinas en forma individual. Las herramientas de reparación de pozo requieren modificaciones especiales para su uso submarino. Las operaciones para reparación se incorporarán en el diseño del árbol y podrían incluir trabajos con cable, tubería enrollada o la entrada con tubería convencional por el extremo del árbol. Una vez que se haya instalado la columna en el cabezal de se puede lograr el control del pozo por medio de los procedimientos normales para controlar pozos con las excepciones que se indican en este capítulo. Los preventores de un conjunto submarino por lo general son más grandes y requieren más fluido para cerrarlos que los preventores de un conjunto convencional en la superficie. El conjunto submarino está en su sitio remoto, no es fácil verificarlo para ver si de hecho se ha cerrado un preventor, esto puede resultar en influjos más grandes y la posibilidad de gas en el riser encima del preventor de reventones. Para ayudar a asegurar que el preventor está cerrado, el volumen del fluido que se bombea para cerrarlo se mide y se verifica con las especificaciones. Normalmente un pozo submarino se cierra con el preventor anular.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.9.7 Taller de procedimientos costa afuera 1. ¿Qué partes componen el LRMP? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ 2. ¿Que significa ROV y para que se utiliza? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________

3. Dibuje un conjunto de preventor marino.

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4. El sistema desviador en las plataformas marinas ¿Que partes tiene y que maneja? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ 5. ¿Que se le denomina un pozo piloto y que ventajas tiene? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________: _______________________________________________________________ 6. ¿Que es un riser submarino, que funciones cumple? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ 7. Ordene el procedimiento de desconexión de emergencia del riser. NUMERO

PROCEDIMIENTO

Colgar la tubería de perforación en los rams.

Disipar cualquier energía que está en el riser / sistema de tensión del riser.

Limpiar el preventor de reventones con el LMRP.

Desconectar el LMRP.

Cortar la tubería de perforación.

Sellar el pozo.

Capturar el riser de manera segura.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.9.8 Respuestas de procedimientos costa afuera. 1. El LMRP consiste en el anular superior, la junta flexible y el adaptador del riser. La junta flexible permite que el riser se desvíe unos grados de la vertical sin esforzar demasiado ni dañar el conector, los preventores de reventón y el cabezal del pozo 2. En ingles con las siglas ROV remotely operated vehicle, tiene más que unos televisores, cámaras muy complejas, Enviar fotos del conjunto de BOP a superficie. Observar por flujo cuando se trabaja sin el riser Observación del cabezal de pozo Observar y reportar la alineación vertical del riser y el conjunto de BOP Actuar en el conjunto de BOP y cerrar rams cuando el equipo se movió de la locación, o mejor dicho asegurar el pozo en el cierre de emergencia. 3. Figura 329. Conjunto preventor marino.

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4. El sistema del desviador consiste de un empaquetador del desviador y generalmente está incorporada en el conjunto de la junta flexible del riser. El sistema del desviador es el sistema que maneja el gas. 5. El pozo piloto de diámetro reducido es un pozo más pequeño es más fácil, más rápido de perforar y se pueden realizar los estudios de la formación con mayor rapidez. 6. El riser submarino se utiliza para proporcionar una trayectoria al flujo de retorno entre el pozo y el equipo perforador y para guiar la sarta de perforación o tubería de revestimiento al conjunto de preventores de reventones y el fondo del mar.

7.        

Colgar la tubería de perforación en los rams. Cortar la tubería de perforación. Sellar el pozo. Desconectar el LMRP. Limpiar el preventor de reventones con el LMRP. Disipar cualquier energía que está en el riser / sistema de tensión del riser. Capturar el riser de manera segura.

Figura 330. Desconexion de un riser.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.10 Operaciones De Reacondicionamiento De Pozo. Las operaciones de reacondicionamiento cubren una amplia variedad de actividades incluyendo rehabilitación, reparación, cable de acero, extracción de la tubería junto con las varillas de succión, intervención en un pozo con presión, terminaciones, perforaciones, etc. En pocas palabras, las operaciones correctivas se clasifican como cualquier operación que se lleve a cabo después de que el pozo ha sido perforado, incluyendo a las actividades de taponamiento y de abandono del pozo. La decisión de trabajar en un pozo luego de la terminación inicial se basa en varios factores. El factor económico juega un papel crucial para determinar si un pozo merece trabajos correctivos para reparar o mejorar el rendimiento, o para taparlo y abandonarlo. Si el pozo tiene la suficiente cantidad de petróleo, una operación correctiva es usualmente llevada a cabo.

Figura 331. Torre de reparación de pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.10.1 Razones comunes para efectuar operaciones de rehabilitación o reparación. 7.10.1.1 Control de agua y gas. A medida que el petróleo se agota de una zona de producción el contacto entre el gas y petróleo o entre el petróleo y agua cambia, puede llevar a la producción de agua o gas junto con el petróleo y ambos pueden causar problemas.

Figura 332. El incremento en abatimiento debido a la producción alta causa que el cono se eleve

Cuando demasiada agua está en producción, la corrosión del equipo del pozo puede incrementarse drásticamente y el desecho del agua puede ser un problema. A menudo el control de arena también constituye un problema debido a que los pedazos de roca arenisca de un pozo, cabezal de pozo o equipo de producción son un peligro serio. Figura 333. La producción tiene lugar en la sección de petróleo utilizando una tapa de gas como el impulsor del yacimiento petrolífero.

7.10.1.2 Conificación de agua y de gas. Prácticamente todas las formaciones que contienen hidrocarburos tienen agua en la porción más baja de la yacimiento petrolífero, el contacto del petróleo con el agua es una consideración primaria en el desarrollo de cualquier campo La conificación es la tendencia a formar conos que tienen los fluidos para moverse hacia un área de presión reducida, las presiones en las áreas

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO producidas alrededor de las perforaciones del pozo son disminuidas a través de la producción. Los fluidos de zonas adyacentes se mueven hacia arriba o hacia abajo en dirección del área de menor presión. Figura 334. Si existe un cambio en la interfase del gas y petróleo o del petróleo y agua, o si el área de drenaje se agota, el pozo puede ser desviado a la zona de petróleo a una nueva área de drenaje.

La conificacion ocurrirá en cualquier yacimiento petrolífero de hidrocarburos que no tenga una barrera de permeabilidad entre el petróleo y el agua o gas no deseados, esto resultaría en un decremento en la producción del petróleo y un aumento en la producción de agua o gas dado el caso. El decremento en petróleo ocurre debido a que el agua o gas ocupa parte del espacio de poro antes ocupado por el petróleo, la conificación de gas puede ocurrir como el resultado de la diferencia en densidad entre el petróleo y el gas Si se conocen las propiedades de las rocas y la de los fluidos, la tasa de producción sobre la cual el cono de agua no interfiere con la producción de petróleo puede ser calculada. 7.10.1.3 Reparando problemas mecánicos. Figura 335. Tapones de Los problemas no relacionados con la cemento. formación pueden justificar trabajos para reparar o reemplazar equipos ya que por los efectos de la presión, corrosión o erosión pueden causar la falla de los equipos. Tubería de producción, empaques, tuberías de revestimiento, herramientas de fondo de hoyo, motores y válvulas están sujetos a fallas. Las fallas en el cemento primario, que pueden causar la comunicación entre una zona y otra, son también problemas que deben ser reparados.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.10.1.4 Estimulo para el incremento de la producción. La perdida de productividad es a Figura 336. Se realizan trabajo de para aumentar la menudo el resultado de daños a la reparación producción. formación, es así que las operaciones son llevadas a cabo para restaurar o incrementar la productividad. Estas operaciones de correctiva pueden ser complejas, involucrando una o más actividades para incrementar la productividad. Dentro de las operaciones comunes como el agrietamiento, acidificación, control de arena, inyección, perforación, inyecciones químicas y desviaciones son llevadas a cabo para incrementar la productividad. ´ 7.10.1.5 Terminaciones nuevas para la producción de un nuevo yacimiento petrolífero.

Los pozos con zonas de producción Figura 337. Completamiento en una múltiples son usualmente zona más arriba. completados primero en la formación más baja pero cuando la producción en la zona más baja se torna antieconómica, el pozo pude ser recompletado en una nueva zona más arriba. La falla de la tubería de, equipo de fondo de hoyo o cemento de pozo puede requerir una nueva terminación en un nuevo intervalo debido al costo de trabajar nuevamente la zona vieja. Un pozo también puede ser recompletado para una segunda operación de recuperación como ser una inundación de agua o vapor.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.10.1.6 Terminación un pozo en mas de un yacimiento petrolífero. Las terminaciones de un pozo en más Figura 338. Atravesar la formación de una formación a la vez son llamadas hace que sea más productiva. terminaciones múltiples. Las ventajas de las terminaciones múltiples incluyen una velocidad más elevada de agotamiento de un campo a un costo total más bajo y una exposición de tiempo a la polución más baja. La terminación doble es el tipo de terminación múltiple más común, a pesar de que también existen terminaciones triples. Los factores económicos y los problemas de trabajos correctivos en terminaciones múltiples han reducido en número de estos pozos ya que a medida que se utiliza más equipo y se le expone a la corrosión o a fallas potenciales, la probabilidad de fallas futuras aumenta.7.10.2 Terminaciones comunes 7.10.2.1 Terminación de pozo franco cadena de mando. La tubería de revestimiento esta instalada y fijada con cemento sobre la parte superior Figura 339. Terminación de de la zona de producción, ni el cemento ni pozo franco cadena de mando. la tubería de revestimiento se encuentran en partes opuestas al hoyo para restringir el flujo al hoyo. Los pozos con características de permeabilidad bajas pueden requerir perforación a modo de incrementar el área de flujo. Otras ventajas incluyen la profundización fácil o empaquetamiento de grava. Un revestidor auxiliar ranurado o perforado puede ser instalado con poca dificultad si es que se requiere la eliminación de la arena de la producción.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Existen muchas desventajas de este método de terminación. La terminación de pozo franco puede requerir limpiezas frecuentes si la formación es suelta y no consolidada. El tratamiento puede ser difícil, la tubería de revestimiento está expuesta a problemas de corrosión, la producción de agua salada puede ser difícil de controlar, y la estimulación de un área específica del yacimiento petrolífero es difícil. 7.10.2.2 Terminación de hoyo con tubería de revestimiento sin tubería de producción. La tubería de revestimiento ha Figura 340. Una terminación en un sido perforada en la zona de producción y la producción se hace hoyo con tubería de revestimiento. a través de la tubería de revestimiento. Esta terminación tiene la ventaja de tener poca restricción de flujo, y puede ser profundizada con facilidad. La limpieza del pozo no debería presentar mayores problemas en comparación al anterior ejemplo. La producción de agua salada puede ser controlada rápidamente, y la formación puede ser estimulada de manera selectiva. Las desventajas de este método incluyen que el cemento opuesto a la formación puede reducir la producción, el empaque con grava es más difícil a través de perforaciones en la tubería de revestimiento y la corrosión de la tubería de revestimiento puede ser un problema, la perforación es necesaria, la evaluación son esenciales y las presiones están aún sujetas a la resistencia del tubería de revestimiento.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.10.2.3 Terminación de empaque simple. Figura 341. Una terminación de empaque simple. Es el tipo de terminación más común hoy en día, la tubería de revestimiento ha sido instalada y cementada a través de la zona de producción. El pozo ha sido perforado. Un empaque es insertado e instalado en la tubería de revestimiento por sobre la zona de producción y luego se inserta la tubería de producción con el equipo de descanso. Las ventajas de este tipo de terminación son la corrosión interna de la tubería de revestimiento puede ser controlada.; altas presiones pueden ser manejadas de manera segura a través de las sartas de producción y estranguladores.Las válvulas de seguridad y tapones pueden ahora ser instalados a través del cable de acero. Las desventajas son que el flujo estaría de alguna manera restringido y existe el costo adicional del empaque, tubería de producción y equipo auxiliar. 7.10.2.4 Terminacion múltiple.

Figura 342. Terminación doble.

Cada zona de producción es producida a través de su propia sarta de tubería de producción y aislado de otras zonas por medio de empaques, en ciertas áreas requieren que los tapones sean probados para asegurar que los fluidos en una formación no se mezclen con otros provenientes de otra zona en el pozo. Hasta seis terminaciones múltiples han sido utilizadas, pero el alto costo de trabajos correctivos las ha hecho poco populares. La operación de completación doble comienza con las dos zonas perforadas con un cañón de línea de cable para tubería de revestimiento operación llamada cañoneo.

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Figura 343. Operación de cañoneo. Los dos empaques son colocados uno arriba de cada zona de producción, los empaques son asentados hidráulicamente, luego la formación inferior es cañoneada con un cañón a través de la tubería de producción y luego una segunda tubería de producción es bajada y asentado en los empaques superior. Otras combinaciones por ejemplo usar un em permanente inferior o una tubería de producción con un empaque recuperable superior, son también frecuentes. 7.10.2.5 Completamiento por elevación en forma artificial. Estos son los diversos tipos de Figura 344. Levantamiento equipos de elevación artificial, bombeo a varillas. bombas electro sumergible bombas de barrillas, de bombas de jet, de elevación por gas, bombeo por cavidades progresivas, entre otros. El equipo artificial de elevación depende de cuál es el requerimiento o cual es lo qué satisface mejor posible para un pozo en particular El casing se fija con zona de producción y este se cañonea, luego el tubing se ancla con un dispositivo tipo cuña lo mantiene hacia abajo debajo de la bomba al bajarlas. Las bombas pueden formar parte la sarta de tubing o de las varrillas. Una terminación a varrillas se utiliza cuando la presión de los yacimientos es muy baja, cuando el gas para

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artificial


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO gas-lift no está disponible o la producción no se puede lograrse por flujo natural. Figura 345. Cabezal de pozo de Esta terminación permite la producción de cavidades progresivas. grandes volúmenes de petróleo cortado con agua que sería de otra manera poco económico de producir. Hay otros métodos de elevación artificiales son las bombas electro sumergible hidráulicas y de bomba jet. Se utilizan para de producción del alto volumen. 7.10.2.6 Completación por elevación con gas. El casing se ha asentado a través de la Figura 346. Completación con gaszona de producción y el pozo ha sido lift. cañoneado y el packer se bajo y colocó por encima de la zona de producción. La tubería de producción con el número requerido de válvulas gas-lift es bajado para producir fluido. Se requieren fuentes de gas natural disponibles inmediatamente, el gas es inyectado hacia abajo a través de la tubería de revestimiento por medio de válvulas de levantamiento de gas y dentro de la tubería de producción para airear petróleo y levantarlo hasta la superficie. El gas puede ser inyectado en intervalos intermitentes o a una velocidad continua. Los dispositivos de medición y de tiempo determinan el flujo de gas a la tubería de revestimiento. El gas utilizado para levantar el fluido del yacimiento petrolífero puede ser de nuevo circulado para obtener un levantamiento adicional o comprimido hacia la presión oleoducto para venta.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO El método de inyección, intermitente o continuo, depende de varios factores: la altura del fluido en la tubería de producción, la presión del yacimiento de petróleo, permeabilidad de la formación y las características de la mezcla de petróleo o agua. 7.10.3 Terminaciones menos comunes.

7.10.3.1 Terminación de pozo franco con tubería de producción y tubería de revestimiento. Figura 347. Pozo franco y La tubería de revestimiento está instalada tubería de revestimiento de sobre la formación de producción, y la zona simple. tubería de producción se inserta sin empaque. Esta terminación da una cantidad baja de restricción al flujo del yacimiento petrolífero. Su desventaja es que la superficie de la tubería de producción y la tubería de revestimiento el diámetro interno están expuestas ambas a la corrosión. Las presiones que puede resistir la tubería de revestimiento son limitadas antes de explotar. Figura 348.Tubería de producción y tubería de revestimiento de una terminación de dos zonas. 7.10.3.2 Terminación por intervalos de dos zonas de producción. La tubería de revestimiento está instalada a través de la zona más baja y esta perforada,la formación superior esta perforada y se coloca un empacador entre ambos yacimientos de petróleo. Esto se puede hacer por medio de un cable de acero perforación Esta configuración ha sido utilizada donde la producción superior es de petróleo y la inferior es gas.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.10.3.3 Terminación de alta presión o corrosiva. Figura 349. Terminación de alta presión o La tubería de revestimiento está perforada y un empaque está de un ambiente corrosivo. instalado por encima del intervalo de producción, la producción se hace a través de la tubería de producción. Una tubería de menor diámetro es insertada dentro de la sarta de tubería de producción lo que permite un tratamiento fácil. Si es necesario, una pequeña cantidad de un químico puede ser bombeado de manera continua dentro de tubería r para controlar la corrosión en la tubería de producción Esto proporciona un grado más alto de seguridad al matar pozos de alta presión, especialmente si existe corrosión presente y si la tubería de producción está debilitada. 7.10.3.4 Terminación doble de sarta. La tubería de revestimiento está Figura 350. Terminación doble sarta. instalada a través del yacimiento de petróleo y se encuentra perforada, un empaque esta instalado por encima la zona producción. Las dos tuberías de producción están insertadas simultáneamente utilizando elevadores dobles y cuñas, este tipo de terminación es práctico en pozos corrosivos de alta presión. Cualquiera de las dos tuberías puede ser utilizada para el tratamiento o para matar el pozo.

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Las desventajas son que la inserción o el retiro de dos sartas de tubería toman más tiempo y a esto se asocian los problemas de pescar la tubería de producción. 7.10.4 Actividades de trabajos de mantenimiento y reparación. 7.10.4.1 Cementacion forzada. La cementación secundaria se lleva a Figura 351. Cementación forzadaa cabo para excluir agua, gas de un pozo, para corregir problemas de uan mejorar el trabajo de cementación zona. primario y reparar la tubería de revestimiento que se encuentra dañada. Si el trabajo de cementación primario no es adecuado se toma el registro de prueba de adhesión de cemento en ingles llamado cement bond log CBL. La cementación forzada desplaza el cemento hasta el punto deseado el cemento es controlado por empaques que se encuentran en la tubería de revestimiento. 352. Registro de Una vez en la profundidad deseada, el Figura cemento es circulado hasta el punto de adherencia de cemento CBL. inyección luego el cemento es bombeado hasta el área que debe ser sellada, se aplica presión hidráulica, inyectando la lechada de cemento contra la formación. En casi todas las cementaciones forzadas, el cemento se dirige hacia arriba del hoyo entre la formación y la tubería de revestimiento. El cemento entero no entra en los poros de la formación, pero el agua del cemento lo hace, el agua es forzada dentro de la formación bajo presión, dejando que el cemento recubra la cara superficial de la formación. La pérdida de agua junto a una reacción química, fragua al cemento. Si se aplica suficiente presión para fracturar la formación, el cemento podría ingresar en la fractura. 439


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Para un buen trabajo de cementación forzada se necesitan perforaciones y canales limpios y una lechada de cemento diseñada para las condiciones del fondo del hoyo y el tipo de inyección a ser realizada, las superficies limpia aseguran una mejor y más completa adhesión; algunas veces un trabajo de ácido puede ser utilizado para asegurar esto. Figura 353. La mayoría de los planos de fractura inducidos son verticales, sin embargo, formaciones poco profundas pueden exhibir fracturas horizontales

Una amplia selección de cemento para pozos 354. de petróleo es utilizada para cementaciones Figura forzadas, variando desde lechadas pesadas cemento. hasta livianas. Los aditivos ajustan las proporciones de agua, cemento, viscosidad, fuerza de instauración, tiempo de bombeo, tolerancia a la temperatura y entre otros. Establezca circulación entre las zonas de interés. Circule el cemento hasta su lugar, luego, revierta la circulación para asegurarse que el anillo de la tubería de revestimiento y la sarta de trabajo estén limpios. Debido a las altas presiones que se encuentran en la mayoría de las cementaciones forzadas, las bombas de las plataformas usualmente no serán suficientes y será necesario utilizar la bomba de alta presión / bajo volumen de una compañía de servicios.

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Bombeo

de


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura Todos los fluidos deben estar en condiciones inversa excelentes antes de iniciar un trabajo de exceso. cementación forzada y deben ser compatibles con el tipo de cemento y otros materiales utilizados. Como en cualquier operación, la planificación y la seguridad deben ser su mayor preocupación.

355. Circulacioón de cemento en

Siempre tenga el cuidado de seguir las instrucciones exactas al mezclar los aditivos del cemento como retardadores o aceleradores y solamente el personal que sea absolutamente necesario para el trabajo debe estar en el área de operación de bombeo. 7.10.4.2 Cañoneo. Perforación es el proceso de hacer Figura 356. Operaciones de cañoneo. hoyos a través de la tubería de revestimiento hasta la formación. Esto provee de comunicación desde un yacimiento petrolífero hasta la tubería de revestimiento, lo que permite que el fluido de la formación fluya dentro del hoyo. Originalmente, las perforaciones eran hechas con balas y algunas pistolas de balas aún se encuentran en uso para formaciones suaves. Ahora la mayor parte de las perforaciones se hacen con con presiones es preferible. El fluido en la tubería de revestimiento opuesta a la zona a ser perforada debe estar libre de sólidos para prevenir el taponamiento de las perforaciones hechas por cañoneo. El nitrógeno puede ser utilizado debido a su limpieza y baja densidad.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Un un fluido liviano puede ser insertado en la sarta de tubería para reducir la hidrostática general en la sarta de manera a obtener la presión diferencial deseada. A menudo aún con el fluido liviano, la limpieza del pozo para iniciar el flujo puede ser necesaria. Figura 357. Una operación de perforación con bala.

El fluido liviano se calcula en base a la mejor información estimada (BHP). Para calcular el colchón de agua, utilice la siguiente formula. Fluido de agua = (Presión de fondo de hoyoPSI - Presión DiferencialPSI) ÷ Gradiente del fluidoPSI/pies Fluido de agua = (Presión de fondo de hoyobar - Presión Diferencialbar) ÷ Gradiente del fluido bar/m

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Ejemplo 1 Un pozo tiene un BHP estimado de 4680 psi (322.67 bar) a una profundidad de formación de 10000 pie (3048m). Queremos permitir una diferencial de 200 psi (13.79 bar) dentro de la sarta de trabajo para permitir que el pozo empiece a fluir y limpiarse. Entonces, requeriría 4480 psi (308.9 bar) de colchón de agua. Si tenemos agua salada disponible pesando 9.3 ppg, (114 kg / m³) pie de colchón de agua se calcula de la siguiente manera: Fluido de agua= (Presión de fondo de hoyoPSI ÷ Presión DiferencialPSI) ÷ Gradiente del fluido PSI/pie = (4680-200) ÷ (9.3 x 0.052) = 4480 ÷ 0.483 = 9275 pie Colchón de agua = (Presión de fondo de hoyobar ÷Presión Diferencialbar) ÷ Gradiente del fluido bar/m. = (322.67-200) ÷ (9.3x0.052) = 308.88 ÷ 0.483 = 2826.42 m Cargas de inyección. Pistolas perforadoras pueden ser insertadas en el cable de acero, tubería de producción o tubería en espiral. En pozos con desviaciones grandes o en pozos horizontales, los ángulos extremos hacen que las pistolas perforadoras sean insertadas en la tubería. Existe una amplia variedad de pistolas perforadoras y cargas, dependiendo del trabajo. Algunos tipos de pistolas disparan y dejan caer escombros dentro del pozo, otras pistolas son recuperables. Las pistolas que dejan caer escombros pueden impedir tanto la producción como las operaciones correctivas futuras. En muchas áreas, la perforación de la tubería de revestimiento con presiones diferenciales negativas (no equilibradas) es el método preferido. Esto permite que la formación fluya en reversa de manera inmediata, limpiando basura y escombros y eliminándolas de la perforación. Pero las propiedades de la roca deben ser conocidas antes de perforar, y en algunos casos una perforación extremadamente La cantidad de agua salada a ser usada se calcula multiplicando el largo del colchón por la capacidad de la tubería: Fluido requeridobbls = Colchón de aguapie × Capacidad de la tuberíabbls/pie Fluido requeridom³ = Colchón de aguam × Capacidad de la tuberíam³/m Cuantos barriles de agua salada tomaría para llenar 9275‟ (2827m) de 2 7/8” (73.03mm) de tubería con una capacidad para 0.00579 bbls/pie (3l /m)? Fluido requeridobbls = Colchón de aguapie × Capacidad de la tuberíabbls/pie = 9275 x 0.00579 = 53.7 bbls

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Fluido requeridom³ = Colchón de aguam × Capacidad de la tuberíam³/m = 2827 × 3 = 8.5 m 7.10.5 Examen de pruebas del contenido de la formación por medio de la tubería de perforación (dst). Un DST es una terminación temporal utilizada para determinar la probabilidad de producción comercial y para tomar muestras del fluido de formación, esta prueba requiere la inserción de empaques y válvulas controladas en la superficie para sellar el anillo lleno de lodo del intervalo a ser probado. Figura 358. El Examen de Pruebas del Contenido de la Formación por Medio de la Tubería de Perforación (DST) sea abierta.

Una vez que los empacadores han sido instaurados, las válvulas son abiertas para permitir que los fluidos de formación fluyan dentro de la tubería de perforación. Luego unos Instrumentos sensibles de presión registran la totalidad del flujo y la secuencia de cierre.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO La información del DST es interpretada para dar al yacimiento los tipos de fluido, presión y habilidad de producir todos elementos necesarios para seleccionar el método inicial de planificación de una operación de completamiento. El primer flujo y cierre es Figura 359. Pruebas en campo. usualmente seguido por un flujo subsiguiente y un periodo de incremento de presión. Finalmente, la prueba termina y los empacadores son liberados, causando un retorno a la presión hidrostática del lodo. Los DSTs también pueden ser realizados con un números de periodos de flujo y de cierre utilizando herramientas que pueden ser abiertas o cerradas cuantas veces uno así lo desee. Haciendo variar los tamaños de los estranguladores en la superficie, es posible ganar Información valiosa sobre tasas de producción y tipos de selección de terminaciones. La interpretación de las pruebas, los datos de la presión y la recuperación de líquidos debe ser estudiada para determinar si la herramienta esta siendo utilizada de manera apropiada y si las presiones durante la prueba fueron medidas con precisión. Figura 360. Interpretación resultados DST.

de Los resultados de la pruebas están a menudo sujetos al equipo de trabajo y a la experiencia y el juicio de la persona que recibe los registros. Resultados e interpretaciones pobres han sido el resultado de pozos siendo terminados solamente para convertirse en decepciones cuando no cubrieron las expectativas y los peligros asociados con la presión y con los fluidos explosivos deben anticiparse. Precauciones de seguridad adicional y dispositivos de seguridad como lectores de superficie, válvulas de superficie) deben ser utilizados.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.10.6 Acidificación. La productividad puede perderse debido a daños ocasionados al yacimiento alrededor del hoyo ya que se usa un lodo para perforar el pozo a menudo tiene sólidos altos y una densidad más alta de la necesaria para prevenir los amagos de reventón. Estas características pueden dañar la zona de producción. A veces se bombean ácidos en una formación, cuando el yacimiento tiene una baja permeabilidad, para mejorar su habilidad de producir se deben entender las características de la formación de producción. Figura 361. Agrietamiento y empaque de grava exponen más área de superficie de formación para producción.

Si el problema son los sólidos, como la hinchazón de arcillas, el ácido reducirá esta hinchazón y proveerá de un área mayor de drenaje que puede ser de ayuda a la zona de producción para que elimine los sólidos que la bloquean. Cuando se debe efectuar un trabajo de acidificación, la presión de inyección de los ácidos debe se mantenida a presiones por debajo de las presiones de fractura de la formación En caso de fractura el ácido sobrepasará el área dañada y fluirá a través de la fractura. El trabajo de acidificación no será útil, debido a que el problema se encuentra solamente enlas primeras pulgadas alrededor del hoyo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.10.6.1 Trabajos de agrietamiento. El trabajo de agrietamiento en inglés llamado frac jobs es el proceso de bombeo de material para fracturar dentro de una grieta creada por presión hidráulica en la formación de manera a mejorar el rendimiento del pozo. En formaciones estrechas, esto incrementa el área de flujo hacia el pozo. Si la permeabilidad del pozo es el problema, será necesario exceder la presión de fractura, el ácido debe ser bombeado dentro de la formación y lejos del hoyo para crear un área de flujo mayor disolviendo parte del material de formación, este trabajo se llama acidfrac, lo importante aquí es exceder la presión de fractura de manera a obtener una grieta pero hay que tener cuidado al acidificar arenas de producción de petróleo con un contacto de agua o petróleo. El tiempo de exposición al ácido dependerá de la naturaleza del material que se está disolviendo y del tipo de ácido particular que se está utilizando. El ácido clorhídrico HCl es el ácido utilizado más común. Otros son el ácido fluorhídrico (HF), el ácido acético (Ch3COOH), ácido formica (HCOOH) y combinaciones de ácidos. La información sobre los usos y peligros de estos ácidos debe ser obtenida de los proveedores. Un inhibidor de corrosión debe ser utilizado juntamente con los ácidos y solventes para la limpieza de las formaciones ya que actúan como soluciones de limpieza y ayudan a prevenir emulsiones que se forman cuando sedimentos se mezclan con el agua ácida utilizada. Una planificación adelantada y precauciones de seguridad son esenciales. Las consideraciones generales de seguridad deben incluir el siguiente: 

   

Todas las mangueras en uso deben ser de metal. Tenga solamente el personal necesario en el área. Tiene que haber una fuente disponible de agua para lavar a cualquier persona contaminada por el ácido u otros químicos. Pruebe a presión todas las líneas, utilizando presiones más altas que las que serán utilizadas en el trabajo. Amarre todas las líneas. Cerciórese de que no existan fugas. No llene demasiado los tanques.asegúrese de que los lectores de presión estén instalados y en funcionamiento. Evite los derrames de ácido o límpielos tan pronto llegasen a ocurrir. Una válvula de verificación siempre debe instalarse en la cabeza del pozo. (si una válvula de verificación es instalada en la línea, tenga un te y una válvula o algún otro medio de liberar la presión entre la cabeza del pozo y la válvula de verificación, caso contrario no será posible retirar la válvula cuando ya no sea necesaria

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO  

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La mayoría de los materiales utilizados en la acidificación Figura 362. Súlfuro de hidrógeno. son peligrosos. Ropade seguridad debe llevarse puesta y se debe mantener el equipo de seguridad en buenas condiciones de operación. Máscaras de gas deben estar disponibles y se debe controlar la dirección del viento. Siempre vierte al ácido dentro del agua y no el agua dentro del ácido. Nunca respire los vapores de los ácidos. Tenga una reunión previa de seguridad y sepa que es lo que debe hacerse en caso de quemaduras, daños a los ojos, ingestión o envenenamiento debido a los gases. Recuerde que la mezcla accidental de algunos elementos pueden causar explosiones. Algunos inhibidores de corrosión pueden ser fatales aún si son absorbidos a través de la piel. También se puede dar la formación de Sulfuro de hidrógeno (H2S) y otros gases tóxicos

7.10.7 Control de arena. La producción de arena con fluidos del Figura 363. Un colador. yacimiento petrolífero es un problema grave en algunas áreas ya que puede cortar, obstruir estranguladores y líneas de flujo, causar fallas excesivas del equipo, complicar la limpieza del pozo y puede causar el mal funcionamiento del equipo en el fondo del pozo. Los métodos para controlar la producción de arena incluyen la introducción de coladore, revestidores auxiliares ranurados, empacando con grava o consolidado de arena con una resina plástica. Los coladores son los de instalación más simple en la mayoría de los casos.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Figura 364. Sarta de control El trabajo consiste en colgar un un arena con grava ranurado. colador envuelto en cable o en una tubería, el tamaño del colador es demasiado pequeño para permitir que la arena fluya hacia adentro, mientras que aún permite el flujo de los fluidos de formación. Los empaques de grava son comunes en el control de arena. Se bombea grava para mantener a la arena en su lugar con este método el fondo del pozo es ensanchado o limpiado y perforado con hoyos grandes.Debe ser circulado y contener solamente un pequeño porcentaje de granos planos. El tamaño de la grava, basado en arena principal o producido por análisis, es determinado por la compañía de servicios.

Los plásticos se utilizan, algunas veces mezclados con otros materiales como cáscaras de nueces. Mientras que el material puede aún ser permeable. Las capacidades de flujo, el flujo de sus capilares. Figura 365. Empaque con grava.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO Estos pueden tener químicos que son altamente irritables para los ojos, los pulmones y la piel. El plástico se utiliza como un tipo de pegamento alrededor del hoyo. El mejor método para efectuar un trabajo específico depende en gran parte de las características de formación, ensayos de éxitos y errores, experiencia en un área y coordinación con el personal de las compañías de servicio. 7.10.8 Taponar y abandonar. En la vida de cada pozo llega

Figura 366. Proceso de abandono de pozo.

a un tiempo cuando no será producido nuevamente o resulta antieconómico continuar con la producción. El operador podría simplemente cerrar las válvulas maestras. Sin embargo, existen muchas razones por las cuales esta no es una buena práctica, incluyendo las siguientes Si el pozo se deja tal cual se encuentra, la tubería de revestimiento se deterioraría eventualmente y la migración de fluido de una zona a otra podría ocurrir, se puede presentar que en cualquier formación de alta presión que contenga agua salada eventualmente Figura 367. Tapón de contaminaría las áreas de agua dulce. cemento. Siempre existe el potencial para futuros reventones que tienen como resultado la polución así como los riegos a la vida humana, las ubicaciones en el agua pueden convertirse en peligros de navegación en el caso de pozos costa afuera. En las buenas prácticas de taponamiento y abandono, las perforaciones de producción son cementadas por inyección, el cual el tapón de cemento requerido es colocado en la tubería de revestimiento mientras que la tubería de producción es retirada fuera del hoyo. A menudo la parte superior no cementada y no atascada de la tubería de revestimiento es desprendida y recobrada y los tapones de 450


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO superficie requeridos son instaurados en la parte superior del hoyo. La cabeza de pozo es retirada como lo requieren las regulaciones., la mayoría de los grandes operadores han trabajado con compañías de cementación para asegurarse de que el cemento utilizado esté conforme a sus requerimientos. El rendimiento del cemento (pie cúbico/ saco) puede variar considerablemente de acuerdo al tipo de cemento, temperatura, control de peso, materiales y otros aditivos. 7.10.9 Deepening. En sus inicios la tecnología no permitía la perforación de hoyos a profundidades que hoy en día alcanzamos con operaciones de rutina. A menudo, factores económicos dictan la profundidad total del pozo. Las operaciones que se encuentran en los pozos poco profundos se contra-restan con lasde producciones más profundas. Figura 368. Perforación de pozos profundos.

Es preferible profundizar los pozos existentes en lugar de incurrir en los gastos de perforación de pozos nuevos de manera a prevenir los efectos contrarestantes de los daños, si un pozo debe ser profundizado, entonces toda la información del control de pozo para las operaciones de perforación debe ser entendida y aplicadas. Si el pozo ha estado en producción anterior a este proyecto entonces es necesario inyectar cemento en las perforaciones productoras. Luego, el cemento debe ser perforado, retirado, coged y probado. Luego de que el pozo ha sido perforado a su nueva profundidad, un revestidor auxiliar puede ser insertado y cementado. El nuevo intervalo puede ser ahora perforado y la producción puede continuar.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.10.10 Desviaciones. Existen muchos motivos para efectuar una desviación como la tubería de revestimiento puede estar dañada o puede haber caído, basura puede haber caído dentro del pozo, la zona de producción puede haberse dañado en el pozo original, o puede ser necesario llegar hasta otra zona de drenaje menos profunda. Figura 369. Desviaciones.

Si es necesario que se abra un hueco en la tubería de revestimiento, primero se debe circular cemento de vuelta hacia el punto inmediatamente superior al punto de arranque del desvío. El punto de arranque del desvío se puede lograr con un sub ponderado y un motor de fondo de hoyo, en una combinación con el desviador en ingles llamado bent sub. Si se mantiene el ángulo actual del pozo, un ensamblaje de hoyo empacado debe ser introducido, los estabilizadores se ubican sobre el trépano en puntos clave. Varios cambios de ángulo pueden llevarse a cabo durante el curso de la perforación antes que la profundidad y el objetivo hayan sido alcanzados. Dependiendo del tipo de terminación a ser realizada, la nueva sección del hoyo puede ser registrada, el revestidor auxiliar insertado y el nuevo intervalo puede ahora ser perforado y la producción puede continuar.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.10.11 Taller de reacondicionamiento de pozo. 1. Enuncie cuatro de las operaciones comunes para incrementar la producción en un pozo.    

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2. ¿Como se le llama a la terminación en más de una formación? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ __________________________________________________________ 3. Dibuje una terminación simple con empaque.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 4. Nombre los métodos más comunes de elevación artificial. _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ __________________________________________________________

5. Dibuje una de las terminaciones menos comunes.

6. ¿Porque se realiza una cementación forzada? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _________________________________________________________ 7. ¿ Que significa operación de cañoneo, con que fin se usa? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _________________________________________________________

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.10.12 Respuestas de reacondicionamiento de pozo. 1. El agrietamiento, acidificación, control de arena, inyección, perforación, inyecciones químicas y desviaciones son llevadas a cabo para incrementar la productividad. 2. Terminaciones múltiples 3.

Figura 370. Terminación simple con empaque.

4.Estos son los diversos tipos de equipos de elevación artificial, bombas electro sumergible bombas de barrillas, de bombas de jet, de elevación por gas, bombeo por cavidades progresivas, entre otros.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 5. Figura 371. Terminaciones menos comúnes.

6. La cementación secundaria se lleva a cabo para excluir agua, gas de un pozo, mejorar el trabajo de cementación primario y reparar la tubería de revestimiento que se encuentra dañada 7. Es el proceso de hacer hoyos a través de la tubería de revestimiento hasta la formación. Esto provee de comunicación desde un yacimiento petrolífero hasta la tubería de revestimiento, lo que permite que el fluido de la formación fluya dentro del hoyo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.11 Operaciones Con Cable

Las líneas de cable han estado en uso enlos pozos desde los primeros años de la perforación. Corriendo herramientas dentro de los pozos con líneas de cable, se evita la necesidad de introducir y extraer la tubería dentro y fuera del pozo. Literalmente hay cientos de herramientas de trabajo dentro del pozo que se operan con cable, y que se han diseñado para desempeñar muchas tareas específicas. Las unidades de línea de cable, ofrecen ventajas sobre las operaciones convencionales de terminación y rehabilitación, tubería roscada o unidades de terminación hidráulicas. Su principal ventaja es la económica. Una unida de línea de cable, puede armarse, desempeñar su tarea, y de armarse en menos tiempo que el que toman otros tipos de unidades. Puesto que puede desarrollar muchas tareas con mayor velocidad, se usa también como un servicio de apoyo para otros equipos o unidades, para asentar empaques, tapones, o para instalar válvulas.

Figura 372. Operaciones con cable.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.11.1 Operaciones comunes con línea de cable. 

Colocación o recuperación de Figura 373. Una unidad de línea de equipo, las válvulas de cable. extracción por gas gas-lift, válvulas de seguridad subsuperficiales, estranguladores y tapones, pueden colocarse en niples de descanso, y mandriles en la sarta. Pueden colocarse empaques permanentes y tapones en la tubería de revestimiento, mediante la línea de cable.

Pesca de recuperación de herramientas trabadas o pérdidas, cable, entre otras, se baja primero una zapata de impresión para determinar el perfil superior de un objeto dentro del pozo, sobre la base del perfil impreso de la pesca, se pueden seleccionar las herramientas de pesca.

Los registros de pozo se hacen con línea de cable. eléctricos, de rayos gamma, temperatura, sonido, adherencia del cemento, calibre, densidad, prueba de neutrones, registros de diámetro y perfil.

Las operaciones de cañoneo la mayor parte de la perforación se logra corriendo dentro del pozo mediante línea de cable, un cañón equipado, ya sea con cargas de forma con balas.

El cortador de parafina se logra corriendo una herramienta con forma de cuchillo en un cable, para cortar la parafina de las paredes interiores de la tubería.

Una canasta de línea de cable diseñada para abrirse por un impulso eléctrico, puede usarse para colocar con precisión a cualquier profundidad dada del p productos químicos de estimulación o de tratamiento.Podría usarse para colocar un tapón de cemento encima de un empaque u otro tapón, si así se desea.

Medición de la profundidad de un pozo bajando dentro de pozo el cable, puede medirse y corregirse por la elongación, para dar la profundidad de una herramienta corrida dentro del pozo.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO

1. Cadena y fijador que asegura el poste grúa a la válvula maestra del cabezal de pozo. 2. Poste grúa con secciones telescópicas manipular el conjunto del lubricador.

para

3. Aparejo de poleas para elevar el poste grúa, el conjunto del lubricador y otros equipos. 4. Válvula de corona, que se abre y se cierra para cortar el flujo del pozo, sellar contra la presión y permitir el paso de las herramientas de línea de cable. 5. Válvula de volante o manivela para cerrar el flujo del pozo. 6. Válvula de la línea de cable o preventor de reventones usado para cerrar la presión del pozo con cable, dentro del pozo. 7. Sección del lubricador, usualmente de 8‟ de largo. Debería ser lo suficientemente largo como para permitir que se corra por su interior la herramienta más larga, con espacio para cerrar la válvula de corona. Las uniones que conectan estas secciones, pueden usualmente armarse a mano, sin utilizar herramientas. La altura nunca debe exceder la requerida, aunque debe cubrir la longitud de la herramienta. 8. Sección del lubricador, ver # 7. 9. Sección del lubricador, ver # 7. 10. Prensa estopas y polea del cable - a menudo llamada el Cabezal de Control. Permite el cambio suave de dirección de la línea de cable y sella alrededor de la línea para evitar que el fluido escape mientras se ingresa o se sale del pozo con la línea.

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MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO 7.11.1.1 Unidades de línea de cable. Una unidad de línea de cable, puede ser un simple tambor rotatorio en el cual se halla envuelto un cable, o puede ser una unidad eléctrica y autopropulsada. La mayor parte de las unidades de línea de cable, son compactas y altamente portátiles, usualmente montadas en un camión, remolque o patín. Figura 374. Una unidad de línea de cable montada en un camión.

Un gran número de operaciones de terminación y rehabilitación pueden lograrse con esta unidad, no obstante sus desventajas de la circulación limitada, la incapacidad de rotar y la falta de fuerza. La unidad eléctrica de línea de cable típica, incluye instrumentación electrónica sofisticada, que requiere de una consola mayor, que opera en ambiente cerrado. Las líneas de cable eléctricas se usan en todas las fases de la vida del pozo, mientras que la mayor parte de las operaciones con cable se efectúan a través de la sarta de trabajo. Las unidades de línea de cable, pueden armarse encima del arbolito de navidad, cabezales de pozo, preventores de reventones, tubería de revestimiento y sobre pozo abierto. Al usar una de cientos de herramientas, podemos controlar el flujo, controlar la presión,regular, taponar, restringir, tomar presiones, recuperar muestras, aislar tramos o colocar empaques, colocar materiales puntualmente, dar percusión, pescar, limpiar, perforar, tomar registros, correr válvulas de elevación por gas 460


MANUAL BÁSICO DE WELL CONTROL PRINCIPIOS BÁSICOS DE CONTROL DE POZO correlacionar profundidades, efectuar trabajos de calibración, correr herramientas especiales, cortar parafina, cortar tubería, hacer tratamientos, retirar la herrumbre, retirar tapones de arena, posicionar elementos direccionalmente entre otros mas. Con una línea de cable se pueden inclus