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HORARIO: LUNES A JUEVES
EXAMEN TEORICO: 50 PREGUNTASEN PERFORACIN
EXAMEN TEORICO: 50 PREGUNTASEN WORKOVER
PUNTAJE APROBATORIO 70% EXAMEN PRCTICO (SIMULADOR)
PREGUNTAS Y PARTICIPACIN.
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Un influjo es la entrada de fluidos de laFormacin dentro del Pozo.
Arremetida, Patada de Pozo,Amago de Reventn, KICK,
Surgencia, Brote.
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INFLUJO
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Un Reventn es la prdidade control de un influjo.
Descontrol,Reventn, Blowout.
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DESCONTROL
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CMO EVITAR LOS INFLUJOS
1. Introducir lodo de ________________.
2. Colocar ___________ frecuentemente y
a profundidad.3. Viajar __________________.
4. Llenar el ______________ durante los
viajes en forma adecuada mnimocada o
5. Utilizar y manejar ___________adecuados.
Densidad Suficiente
Revestimiento
A velocidad adecuada
pozo
Antes de perder 75 psi de Ph450 pies
Herramientas y equipos
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CMO MANEJAR LOS INFLUJOS
1. ____________ el influjo a _______.
2. ____________ el influjo _________.3. ______________ la salida del influjo,
por lo general a travs del
________.
Detectar Tiempo
Controlar Cerrando el Pozo
Circular
Choque
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CONCEPTOS BASICOS
PRESIONES
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La presin hidrosttica es la presin aplicada por el peso de una columna defluido. El nombre proviene de hidroagua y estticosin movimiento.
La presin hidrosttica depende exclusivamente de:
1. LA DENSIDAD DEL FLUIDO lb/gal (libras por galn) LPG o PPG.2. LA PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA (PVV) PIES
Por lo general, el peso del lodo se calcula La frmula para calcular la presinhidrosttica es como sigue:
Ph = 0.052 x MW x PVVDonde Ph: Presin hidrosttica (lb/pg2) psi
MW: Peso del lodo (lb/gal) ppg
PVV: Profundidad vertical verdadera (pies)
PRESIN HIDROSTTICA
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PROFUNDIDAD VERTICAL VsPROFUNDIDAD MEDIDA.
Durante la perforacin se hace referencia a: La Profundidad Vertical ( PVV ) que es unalnea imaginaria directamente debajo del equipoy la Profundidad Medida (PM) que es lalongitud medida de la tubera desde la mesa rotaria hasta La broca (segn tally de tubera)
Espaol Siglas Ingles Siglas
Profundidad Vertical Verdadera P.V.V True Vertical Depth T.V.D.
Profundidad Medida P.M. Measured Depth M.D.
SE DEBE UTILIZAR
TVD PARA CALCULOS DE PRESION
MD PARA CALCULOS DE VOLUMEN
MD
TVD TVD TVD
MDMD
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10000 pies
7 pulg dedimetro
20 pulg dedimetro
10.0lpg
10.0lpg
Cul columna de fluido tiene
mayor presin hidrosttica?
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1) Ph = 0.052 x MW x PVVDonde Ph: Presin hidrosttica (lb/pg2) psi
MW: Peso del lodo (lb/gal) ppg
PVV: Profundidad vertical verdadera (pies)
2) MW = Ph 0.052 PVV
3) PVV = Ph 0.052 MW
PRESIN HIDROSTTICA
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Para convertir ppg a psi/pie debe usarse la siguientefrmula:
4) Gradiente = 0.052 x MW
Donde: Gradiente: Gradiente del fluido (psi/pie)
MW: Peso del lodo (ppg)
Para convertir un gradiente a ppg (MW) se usa:
5) MW = Gradiente 0.052
GRADIENTE DE PRESIN
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Para convertir psi a psi/pie debe usarse la siguientefrmula:
6) Gradiente = Ph PVVDonde: Gradiente: Gradiente del fluido (psi/pie)
Ph: Presin Hidrosttica (psi)
PVV: Profundidad Vertical Verdadera (pies)
Para convertir un gradiente a Presin Hidrosttica (Ph) seusa:
7) Ph = Gradiente X PVVPara convertir psi a pie debe usarse la siguiente frmula:
8) PVV = Ph Gradiente
GRADIENTE DE PRESIN
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Calcular la Presin Hidrosttica:9.0 lpg @ 2,000 pies =10.8 lpg @ 5,300 pies =13.5 lpg @ 7,800 pies =
Calcular el gradiente de presin:
11.2 lpg =15.7 lpg =18.0 lpg =
Calcular la densidad de lodo:11,290 psi @ 12,700 pies =1,520 psi @ 3,000 pies =4,840 psi @ 7,500 pies =
936 psi2,976 psi5,476 psi
0.5824 psi/pie0.8164 psi/pie0.936 psi/pie
17.1 lpg9.8 lpg12.5 lpg
Ph = 0.052 x MW x PVV(pies)
GPresin = 0.052 x MW
MW = Ph 0.052 PVV
P i M j d I fl j
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Calcular el gradiente de presin:7,800 psi @10,200 pies =2,980 psi @ 4,500 pies =
18,720 psi @ 18,000 pies =
Calcular el densidad de lodo :1.0343 psi/pie =0.8000 psi/pie =0.1300 psi/pie =
Calcular la Presin Hidrosttica:0.8570 psi/pie @ 12,900 pies =0.9710 psi/pie @ 17,180 pies =0.4650 psi/pie @ 1,400 pies =
0.7647 psi/pie0.6622 psi/pie
1.04 psi/pie
19.9 lpg15.4 lpg2.5 lpg
11055 psi16682 psi651 psi
GPresin= Ph PVV
MW = GPresin 0.052
Ph = GPresin x PVV
P i M j d I fl j
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PRESIN DE LOS FLUIDOSCONTENIDOS EN EL MEDIO
POROSO
Presin de la formacin PF = PCTP + Ph sarta de perforacin
Donde: PF = Presin de formacin (lb/pg2)
PCTP = Presin de cierre en TP (lb/pg2)
Ph sarta de perforacin = Presin hidrosttica del lodo
dentro de TP (lb/pg2)
PRESIN DE FORMACIN
P i M j d I fl j
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PRESIN DE FORMACIN
GRADIENTE NORMAL
Pre encin Manejo de Infl jos
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La presin de sobrecarga es la presinimpuesta por las rocas y los fluidoscontenidos arriba del punto de inters. Lasrocas en el subsuelo generalmentepromedian un peso de 18 a 22 lb/gal. Por loque, un gradiente promedio de sobrecarga
sera aproximadamente de 1 lb/pg2/pie.
PRESIN DE SOBRECARGA
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TUBO EN U
Es muy til visualizar el pozo como un tubo en U. Unacolumna del tubo representa el anular y la otra columnarepresenta el interior de la tubera en el pozo. El fondo deltubo representa el fondo del pozo.
10,000 pies
9.8 lpg
9.5 lpg
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10,000 pies
9.5 lpg
12 lpg
Est balanceado el pozo? S NoPor dnde fluir?
A. Sarta B. Anular
1248 psi
3952 psi 4940 psi
2,000 pies
5200 psi 4940 psi
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Cul es la presin al fondo del pozo? Despues de laformacin del tubo en U
Cul es la cada estimada de fluido en la tubera
Presin al fondo del pozo ?
Cada de nivel?
10,000 pies
9.5 lpg
12 lpg
La hidrosttica del anular 4940 psi ya que la tubera perdera 260 psipara igualarse a la presin del anular
260 psi 0.052 9.5 = 526 pies
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?Presin de Tubera
Presin al fondo del pozo = ?
Puede un vaso comunicante crear una presinde superficie?
S No
Cul es la presin en la tubera?
Cul es la presin al fondo?
10,000 pies
9.8 lpg
9.5 lpg
4940 psi 5096 psi
5096 psi 5096 psi
0156
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2. Cul es la presin al fondo del pozo?
1. Cul es la presin de tubera?
(9.8 lpg - 9.5 lpg) x 0.052 x 10,000 pies = 156 psi
9.8 lpg x 0.052 x 10,000 pies = 5,096 psi
Del lado del Revestidor
Del lado de la Tubera de Perforacin
(9.5 lpg x 0.052 x 10,000 pies) + 156 psi = 5,096 psi
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LEAK OFF TEST (LOT)
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250psi
Calcular peso de lodo equivalente:
EMW = (Psuperficie 0.052 TVDshoe) + MW
Calcular la presin de fractura:
Pfractura = Psuperficie + P hidrosttica al zapato
LEAK OFF TEST (LOT)
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?psi
Se quiere probar el pozo con un
lodo equivalente (EMW) de 12.5 ppg, cuanta
presin se debe colocar con la bomba
en superficie:
Psuperficie = (EMWMW) X 0.052 X TVDshoe)
FORMATION INTEGRITY
TEST (FIT)
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PRESIN EN EL FONDO
DEL POZO (BHP)Al perforar un pozo, se imponen presiones sobreel fondo del pozo. La mayor parte de la presinproviene de la presin hidrosttica de la
columna del lodo. Sin embargo, se debe teneren cuenta la condicin del pozo para estimar lapresin de fondo
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PRESIN EN EL FONDO
DEL POZO (BHP)
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DEL POZO (BHP)
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PAGINA 20 Y 21 DEL MANUAL
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La diferencia entre la presin de formacin (PF) y la presinhidrosttica en el fondo del pozo (PH) es la presin diferencial.
Esta se clasifica como Sobre balanceada, Sub balanceada yBalanceada.
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PRESIONES DE CIERRE
PRESIN DE CIERRE EN LA TUBERA DE PERFORACIN (PCTP)
La presin de cierre en la tubera de perforacin (PCTP) es el valor que registra elmanmetro en la superficie cuando el pozo est cerrado. El registro de esta presin es elequivalente al valor por el cual la presin de formacin excede la carga hidrosttica dellodo en la tubera de perforacin.
PRESIN DE CIERRE EN LA TUBERA DE REVESTIMIENTO (PCTR)
La presin en la tubera de revestimiento es el valor que registra el manmetro en lasuperficie cuando el pozo es cerrado y se hayan estabilizado las presiones. El manmetroregistrar una lectura equivalente a la diferencia entre la presin de formacin y el totalde la presin hidrosttica en el espacio anular.
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300psi
PCTP
Pform = 5500 psi
MW= 10 ppgPh = 5200 psi
Ph Anular = 5000 psi
Calcular el peso de lodo de control
KMW = (PCTP 0.052 PVV) + MW
KMW = (300 0.052 10,000) + 10 ppg
KMW = 10.6 ppg
PCTR
500psi
Si la presin hidrosttica en la tuberaes 5200 psi y la presin de laformacin es 5500 psi cuantapresin debe registrar el manmetrode la tubera de perforacin PCTP?
Si la presin hidrosttica del anular es5000 psi y la presin de la formacines 5500 psi cuanta presin debe
registrar el manmetro de la tuberade revestimiento PCTR?
TVD = 10,000
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PRESIN DE CIRCULACINREDUCIDA (PCR)
La presin el tubo vertical cuando secircula un fluido a una velocidad de
bombeo lento se le llama Presin deCirculacin Reducida, la cual tambines conocida como Presin de Bomba a
Gasto Reducido, Presin para controlarun Influjo, Presin de Circulacin Lenta,etc.
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La friccin es la resistencia al movimiento. Es necesario aplicar una fuerza, opresin, para superar la friccin para mover cualquier cosa.
La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la friccin es denominada
como perdida por friccin.
La presin en la bomba es en realidad, la cantidad de friccin que se debesuperar para mover el fluido por el pozo a undeterminado caudal.
La mayor parte de la prdida de presin ocurre en la columna de tubera y enlas restricciones tales como las boquillas de la broca.
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EJERCICIO POZO PROBLEMA 5
Calcular presin de bombaRTA/ PPOR FRICCIN = 2500 psi Calcular las perdidas de anular Panular = 200 psi
Calcular presin estticaBHP = 0.052 X 12.7 X 8000 = 5283 psi Calcular presin dinmica (circulando)BHP = Ph + PanularBHP = 5283 psi + 200 psi = 5483 psi Calcular densidad equivalente de circulacinECD = (200 0.052 8,000) + 12.7 = 13.18 ppg
psi 50
800
1450100
70
30
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PRESIONES DE SURGENCIA Y SUABEO
El suabeo es una reduccin de presin en el fondo del pozo (BHP) que ocurrecuando se saca la tubera del pozo con demasiada rapidez, ocasionandoque al lodo no se le d el tiempo suficiente para que descienda debajo de labroca.
La surgencia es un incremento a la presin de fondo del pozo (BHP) cuandose introduce la tubera demasiado rpido y al fluido debajo de la broca no sele da el tiempo suficiente para que este sea desplazado (salirdel camino).Tanto la surgencia como el suabeo ocurren al meter o sacar tubera, y sonafectados por los siguientes factores:
1.La velocidad de introducir o sacar la tubera
2.La viscosidad del lodo
3.La resistencia del gel del lodo4.El espacio anular entre la tubera y el lodo
5.El peso del lodo
6.Las restricciones anulares
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Peso original del lodo: 9.8 lpgProfundidad de la broca: 3,500 piesProfundidad del zapato del casing: 2,500 piesSIDPP: 450 psiSICP: 680 psi
Presin hidrosttica en la sarta de perforacin:Presin en el fondo del hueco:Presin de formacin:Peso del lodo para matar el pozo:Presin hidrosttica en el anular:Presin hidrosttica del lodo en el zapato:Presin total en el zapato del casing:Gradiente de Presin en el zapato del casing:
Peso equivalente del lodo en el zapato del casing:Peso equivalente del lodo a profundidad de broca:
1,784 psi
2,234 psi2,234 psi
12.3 lpg
1,554 psi1,274 psi
1,954 psi
0.7816 psi/pie15.03 lpg
12.27 lpg
POZO PROLEMA No 6
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LA CAPACIDAD INTERIOR DE LA TUBERA DE PERFORACIN Y DEL POZO
La capacidad de una tubera o de una seccin abierta del pozo es lacantidad del lodo que pueda ser almacenado o contenido dentro delvolumen de dicha tubera. Para calcular la capacidad del tubo deperforacin para cada pie, la frmula es la siguiente:
Donde Capacidad = El volumen dentro del tubo por
longitud unitaria (Bbl/pie)ID = El dimetro interno de la tubera (plg)ID2= El dimetro interno x el dimetro interno
Capacidad = 2.4412 1029.4 = 0,0058 Bbl/pie
CONCEPTOS BASICOSVOLUMEN Y CAPACIDAD
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LA CAPACIDAD ANULAR
La capacidad del espacio anular es el volumen del fluido de perforacin contenidoentre dos secciones del tubo. En otras palabras, es el volumen contenido entre eldimetro exterior del tubo interior, y el dimetro interno del tubo exterior. Lacapacidad anular tambin podr ser aqul volumen contenido entre el dimetroexterior de un tubo (introducido al pozo) y el costado del pozo abierto.
Donde Capacidad = El volumen anular por Longitud unitaria (Bbl/pie)
ID = El dimetro interno del Casing o Hueco abierto
ID2= El dimetro externo de la tuberia interior
CONCEPTOS BASICOSVOLUMEN Y CAPACIDAD
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Para calcular el volumen total(el total debarriles) en una seccin, se multiplica la
capacidad, expresada en barriles por pie, porla longitud del tubo o de la seccin:
CONCEPTOS BASICOSVOLUMEN Y CAPACIDAD
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El desplazamiento del volumen del acero serefiere a la cantidad de fluido de perforacin
que se 'desplaza' cuando se mete o sacatubera sin llenar el pozo.
En el caso de las botellas (DC), el esplazamiento se puede
calcular en forma volumtrica, como sigue:
Despl. = (OD - ID) 1029.4
CONCEPTOS BASICOSVOLUMEN Y CAPACIDAD
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LAS CAUSAS DE LOS INFLUJOS
Cualquier cadena de acontecimientos, desatada por una presinhidrosttica insuficiente en los fluidos de perforacin, con el tiempoproducir un influjo. Por lo que, mientras se perfora, las causas
primarias de un influjoson las siguientes:
1.FORMACIONES CON PRESIN ANORMAL2.UN LODO DE PERFORACIN CON DENSIDAD INSUFICIENTE3.LA PRDIDA DE CIRCULACIN
Por lo que, mientras se mete o saca tubera, las causasprimariasde
un influjoson las siguientes:
1.EL NO DEJAR LLENO EL POZO2.LAS PRESIONES DE SURGENCIA O SUABEO
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DETECCIN DE LOS INFLUJOS
Indicadores que nos pueden advertir que el pozo est fluyendo.
PERFORANDO:Aumento en el caudal de retorno.Cambios en la velocidad de penetracin. Drilling Break
Aumento en el volumen de los tanques.Cambio en la presin y velocidad de la bomba.
Flujo con Bomba detenida.
Si el pozo fluye con las bombas detenidas, esta es una seal segura que hay unasurgencia en progreso.
VIAJANDO: Llenado inadecuado del pozo
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EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS
COMPONENTES BOP ACUMULADOR PANEL DE CONTROL REMOTO BOP CHOKE MANIFOLD PANEL DE CONTROL REMOTO CHOKE SEPARADOR DE GAS
LINEA DE QUEMADERO
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E i d C t l d
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Equipos de Control de pozoBOP (Blow Out Preventer)
Los equipos de control de pozo o BOP proveenun control secundario para que los fluidos dela formacin no entren al pozo.
Estos equipos son un juego de vlvulascapaces de mantener confinada una presinen el pozo.
Los BOPs deben estar siempre en buenestado y listo para responder en caso dequerirse.
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Equipos de Control de pozoBOP (Blow Out Preventer)
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Equipos de Control de pozoBOP (Blow Out Preventer)
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Equipos de Control de pozo FUNCIONES:
Cerrar el pozo y parar su flujo en el caso de prdida del control primario.
Mantener la presin de fondo igual a la presin de formacin
El equipo debe sostener la mxima presin anticipada en superficie.
Debe constar de un equipo de control remoto.
La distribucin de las preventoras sigue la norma de la ca operadora.
Equipo para el control de pozo adecuado para servicios de cido.
Cierre set de ariete menos de 10 segundos.
Cierre preventores anulares menores de 20, 30 seg. Max. y 45 segundos
para los anulares mayores de 20. No se deben usar conexiones roscadas en las lneas de alta presin, todas
las uniones deben ser flanchadas o soldadas. Solo se admite el uso deroscas NPT para conexiones hasta de 2de dimetro y 3000 psi de presinde trabajo (API RP 53).
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Si t d d i i
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Sistema de desviacinDiverter
Sistema de control que desva los flujos de un pozo. Provee seguridad en la fase inicial de la perforacin. Se instala sobre un tubo o revestimiento conductor. El sistema desviador no est diseado para detener el flujo del pozo.
La presin y capacidad de flujo al utilizar el diverter debe estar de acuerdoal diseo de sus lneas. El diverter y sus vlvulas deben cerrar en 30 segundos para equipos de 20
de dimetro o menos; para sistemas de mas de 20 de dimetro, eltiempo de operacin no debe exceder 45 segundos.
Las lneas del diverter siguen el diseo de la norma API RP-64.
Lneas de 8 de dimetro mnimo. Vlvulas Full Opening. Deben ser probados frecuentemente.
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Sistema de desviacinDiverter
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Organizacin del conjunto del BOP
Los cdigos para designar las componentes del arreglo depreventores estn descritos en el API RP54 y para onshore son: G= Preventor rotativa A= Preventor anular R= Preventor de arietes sencilla con un set de arietes (rams) ciegos o
para tubera de acuerdo con la seleccin realizada por la operadora Rd= Preventor de arietes doble con dos set de arietes (ciegos y/o para
tubera) posicionados de acuerdo con la seleccin hecha por laoperadora
Rt= Preventor de ariete triple. Tres set de arietes (uno de ciegos y/odos set para tubera) posicionados de acuerdo con la seleccin hecha
por la operadora S= Espaciador con dos salidas laterales para las lneas de matar y
estrangular el pozo (drilling spool) K M= 1000 PSI de rata de presin de trabajo
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Organizacin del conjunto del BOP
EJEMPLOS DE ARREGLO PREVENTORESPARA UNA PRESIN DE TRABAJO DE 3MY 5M
Figura 3.1ARREGLO S*RRA
Preventor Arietes Doble(Opcional).
Figura 3.2ARREGLO RS*RA
R
R
S*
A A
R
S*
R
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Organizacin del conjunto del BOP
RRR
EJEMPLOS DE ARREGLO PREVENTORESPARA UNA PRESIN DE TRABAJO DE 10M Y
15M
Figura 4.1ARREGLO RS*RRA**Preventor Arietes Doble
(Opcional).
CABEZAPOZO
R
S*
Figura 4.3ARREGLO RS*RRA**G**
Preventor Arietes Doble(Opcional).
Figura 4.2ARREGLO S*RRRA**Preventor Arietes Doble
(Opcional).
CABEZAPOZO
CABEZAPOZO
S*
R
R
S*
A**
R
A**A**
R R
G**
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Preventores anulares
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Preventores anulares
Los preventores anulares estn diseados paraque un pistn forzado hidraulicamente empujeun elemento empacador circular hacia arriba o
lateralmente, este elemento debe cerrase contralas herramientas que estn en el pozo noimportando su configuracin: Kelly, botellas deperforacin, tubera perforacin, tubing, wire
line y en una emergencia puede cerrarsecompletamente hasta cerrar el hueco abierto.
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CLASES DE PREVENTORAS: BOP Annular Blind Ram Pipe Ram Blind shear Ram Arietes Variables
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Preventor anular - Hydrill
Contiene un obturador de empaque fabricado decaucho reforzado con acero que al cerrar forma unsello alrededor de la tubera, el cuadrante o sobre elhueco perforado.
Ariete de tubera - Pipe RamForma un sello alrededor de aquellas tuberas cuyosdimetros corresponden al dimetro del ariete.
Preventor de ariete ciego - Blind RamCierra sobre el hueco perforado
Arietes cortantes - Blind Shear RamCortan las tuberas y despus cierran sobre elresultante hueco abierto.
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http://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/PPT%20Curso%20Well%20Control/05%20Acc.%20Bottles_Sp.ppthttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/PPT%20Curso%20Well%20Control/05%20Acc.%20Bottles_Sp.ppt8/13/2019 Well Control 2013
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http://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/PPT%20Curso%20Well%20Control/05%20Acc.%20Bottles_Sp.ppthttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/PPT%20Curso%20Well%20Control/05%20Acc.%20Bottles_Sp.ppthttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/PPT%20Curso%20Well%20Control/05%20Acc.%20Bottles_Sp.ppthttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/PPT%20Curso%20Well%20Control/05%20Acc.%20Bottles_Sp.ppt8/13/2019 Well Control 2013
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Un sistema de acumuladores deber proveercapacidad suficiente para abastecer 1.5 vecesel volumen necesario para cerrar y mantener
cerradas todas las unidades del equipo depreventores con una presin mnima de 200 psipor encima de la presin de precarga sin laasistencia de un sistema presurizador.
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Capacidad total10.0 galones
1,000 psiNitrgeno
Bolsa de goma
de 1.0 galn
Cilindro de acerode 11.0 galones
FluidoHidrulico
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10 gal
Presin en Botella NitrgenoFluido
Hidrulico
0 gal0 psi 1,000 psi
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V2 =P1x V1
P2
V2 = 1,000 psi x 10.0 gal
1,200 psi
V2 = 8.33 gal
P2x V2
Volumen de N2Comprimido a 1,200 psi
P1x V1=
8.33 gal
Presin en Botella Nitrgeno Fluido Hidrulico
1.67 gal1,000 psi 1,200 psi
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V2 =P1x V1
P2
V2 = 1,000 psi x 10.0 gal
3,000 psi
V2 = 3.33galones
P2x V2
Volumen de N2 Comprimido a 3,000 psi
P1x V1=
3.33 gal
Presin en Botella Nitrgeno Fluido Hidrulico
6.67 gal1,000 psi 3,000 psi
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Arietes Distribuidor Anular
1,500 psi 3000 psi 600 psia
1,500 psi
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La mxima presin de cierre paraun preventor anular es de 1,500 psi
La mxima presin de cierre para
un preventor de arietes es de3,000 psi (slo para emergencia).
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Planilla
Anular
Arietes de T.P.
Arietes de Corte
GalonesPara cerrar
x
x
x
=
=
=
N depreventores Galones
+
+
=
GALONES TOTALES
Galones totales para cerrar todos los preventoressegn MMS (Departamento de Minera de EE.UU)
5.54
33.60216.80
57.00
16.78
16.623
6.78
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Planilla
GalonesTotales
x
=
=
GalonesRequeridos
Requisitos de Fluido Hidrulico segn MMS
85.51.557.00
5 18
GalonesRequeridos
Nmero de Botellas Acumuladoras Requerido
GalonesUtilizables
N deBotellas
85.5
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Choke Manifold
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Choke Manifold
El arreglo de tuberas yvlvulas especiales,llamadas chokes atravs del cual se
circula el fluido deperforacin cuando secierran las preventoraspara controlar
presiones encontradasen la formacindurante un influjo
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CHOKE HCR
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CIERRE BLANDO
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CIERRE BLANDO
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MTODOS DE CONTROL DE POZOS
PERFORACIN
Esperar y pesar (mtodo
del ingeniero).
Perforador.
Concurrente.
Volumtrico
W-O y/o COMPLETAMIENTO
Bullheado forzamiento.
Circulacin larga longway.
Circulacin corta shortway.
Inyectar y drenarlubricate and bleed.
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Prevencin y Manejo de Influjos
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Prevencin y Manejo de Influjos
MCP= 970 psi
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370
psi800psi
PCTP
PCTR
MCP 970 psi
PRESIN REDUCIDA DE LA BOMBA = 330 PSI
PRESIN INICIAL DE CIRCULACION = 330 + 370 = 700 PSI
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PCTP ESPERAR Y PESAR
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119/170
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700psi
800
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2620psi
Prevencin y Manejo de Influjos
665
PCTP ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
120/170
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665psi
800
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2620psi
Prevencin y Manejo de Influjos
630
PCTP ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
121/170
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630psi
805
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2625psi
Prevencin y Manejo de Influjos
595
PCTP ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
122/170
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595psi
810
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2630psi
Prevencin y Manejo de Influjos
560
PCTP ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
123/170
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560psi
815
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2635psi
Prevencin y Manejo de Influjos
525
PCTP ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
124/170
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525psi
820
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2640psi
Prevencin y Manejo de Influjos
490
PCTP ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
125/170
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490psi
825
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2645psi
Prevencin y Manejo de Influjos
455
PCTP ESPERAR Y PESAR
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126/170
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455psi
830
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2650psi
Prevencin y Manejo de Influjos
420
PCTP ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
127/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
420psi
840
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2660psi
Prevencin y Manejo de Influjos
385
PCTP ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
128/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
385psi
855
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2665psi
Prevencin y Manejo de Influjos
350
PCTP ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
129/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
350psi
860
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2680psi
Prevencin y Manejo de Influjos
350
PCTP
PCTR
ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
130/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
350psi
870
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
STK = 2000PFC = 350
2690psi
Prevencin y Manejo de Influjos
350
PCTP
PCTR
ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
131/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
350psi
950
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
STK = 2800PFC = 350
2770psi
Prevencin y Manejo de Influjos
350
PCTP
PCTR
ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
132/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
350psi
1020
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
STK = 3800PFC = 350
2520psi
Prevencin y Manejo de Influjos
350
PCTP
PCTR
ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
133/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
350psi
1060
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
STK = 4000PFC = 350
2560psi
Prevencin y Manejo de Influjos
350
PCTP
PCTR
ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
134/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
350psi
50
psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
STK = 4600PFC = 350
1870psi
Prevencin y Manejo de Influjos
0 i
PCTP
PCTR
ESPERAR Y PESAR
8/13/2019 Well Control 2013
135/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
0 psi
0 psi
PCTR
STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575
STK- BIT =1750
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
STK = 4600PFC = 350
1820psi
Prevencin y Manejo de Influjos
0 i
PCTP
PCTR
8/13/2019 Well Control 2013
136/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
0 psi
0 psi
PCTR
1820psi
1. ABRIR CHOQUE2. ABRIR BOP3. CERRAR HCR
VERIFICAR FLUJO
Prevencin y Manejo de Influjos
0 i
PCTP
PCTR
8/13/2019 Well Control 2013
137/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
0 psi
100psi
PCTR
1870psi
FALTA CIRCULAR
Prevencin y Manejo de Influjos
100 psi
PCTP
PCTR
8/13/2019 Well Control 2013
138/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
100 psi
100psi
PCTR
1870psi
FALTA PESO AL LODO
Prevencin y Manejo de Influjos
100 psi
PCTP
PCTR
8/13/2019 Well Control 2013
139/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
100 psi
200psi
PCTR
1870psi
FALTA CIRCULARY
FALTA PESO AL LODO
Prevencin y Manejo de Influjos
8/13/2019 Well Control 2013
140/170
Instituto Tcnico del Petrleo
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METODO DEL
PERFORADOR
Prevencin y Manejo de Influjos
700
PCTP
PCTR
PERFORADOR (PRIMERA CIRCULACIN)
8/13/2019 Well Control 2013
141/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
800
psi
PCTR PIC
2620psi
Prevencin y Manejo de Influjos
700
PCTP
PCTR
PERFORADOR (PRIMERA CIRCULACIN)
8/13/2019 Well Control 2013
142/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
850
psi
PCTR PIC
2670psi
Prevencin y Manejo de Influjos
700
PCTP
PCTR
PERFORADOR (PRIMERA CIRCULACIN)
8/13/2019 Well Control 2013
143/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
900
psi
PCTR PIC
2720psi
Prevencin y Manejo de Influjos
700
PCTP
PCTR
PERFORADOR (PRIMERA CIRCULACIN)
8/13/2019 Well Control 2013
144/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
1000
psi
PCTR PIC
2500psi
Prevencin y Manejo de Influjos
700
PCTP
PCTR PIC
PERFORADOR (PRIMERA CIRCULACIN)
8/13/2019 Well Control 2013
145/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
390
psi
PCTR PIC
1910psi
Prevencin y Manejo de Influjos
370
PCTP
PCTR
PERFORADOR (PRIMERA CIRCULACIN)
8/13/2019 Well Control 2013
146/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
370
psi
PCTR
2100psi
Prevencin y Manejo de Influjos
700
PCTP
PCTR
PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)
PIC
8/13/2019 Well Control 2013
147/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
450
psi
PCTR
STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107
STK- BIT =1230
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2620psi
Prevencin y Manejo de Influjos
665i
PCTP
PCTR PIC
PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)
8/13/2019 Well Control 2013
148/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
450
psi
PCTR
STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107
STK- BIT =1230
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2620psi
Prevencin y Manejo de Influjos
630i
PCTP
PCTR PIC
PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)
8/13/2019 Well Control 2013
149/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
450
psi
PCTR
STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107
STK- BIT =1230
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2620psi
8/13/2019 Well Control 2013
150/170
Prevencin y Manejo de Influjos
560i
PCTP
PCTR PIC
PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)
8/13/2019 Well Control 2013
151/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
450
psi
STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107
STK- BIT =1230
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2620psi
Prevencin y Manejo de Influjos
525psi
PCTP
PCTR PIC
PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)
8/13/2019 Well Control 2013
152/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
450
psi
STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107
STK- BIT =1230
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2620psi
Prevencin y Manejo de Influjos
490psi
PCTP
PCTR PIC
PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)
8/13/2019 Well Control 2013
153/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
450
psi
STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107
STK- BIT =1230
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2620psi
Prevencin y Manejo de Influjos
455psi
PCTP
PCTR PIC
PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)
8/13/2019 Well Control 2013
154/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
450
psi
STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107
STK- BIT =1230
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2620psi
Prevencin y Manejo de Influjos
420psi
PCTP
PCTR PIC
PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)
8/13/2019 Well Control 2013
155/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
450
psi
STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107
STK- BIT =1230
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2620psi
Prevencin y Manejo de Influjos
385psi
PCTP
PCTR PIC
PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)
8/13/2019 Well Control 2013
156/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
450
psi
STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107
STK- BIT =1230
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2620psi
Prevencin y Manejo de Influjos
350psi
PCTP
PCTR PIC
PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)
8/13/2019 Well Control 2013
157/170
Instituto Tcnico del Petrleo
ITP Training School - www.itp.com.co
psi
450
psi
STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107
STK- BIT =1230
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
2620psi
Prevencin y Manejo de Influjos
350psi
PCTP
PCTR PIC
PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)
8/13/2019 Well Control 2013
158/170
Instituto Tcnico del Petrleo
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psi
430
psi
STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107
STK- BIT =1230
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
STK = 2000PFC = 350
2600psi
Prevencin y Manejo de Influjos
350psi
PCTP
PCTR PIC
PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)
8/13/2019 Well Control 2013
159/170
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psi
400
psi
STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107
STK- BIT =1230
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PIC
PFCPFC
STK = 2800PFC = 350
2570psi
Prevencin y Manejo de Influjos
350psi
PCTP
PCTR PIC
PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)
8/13/2019 Well Control 2013
160/170
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psi
300
psi
STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107
STK- BIT =1230
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PFCPFC
STK = 3800PFC = 350
2470psi
8/13/2019 Well Control 2013
161/170
Prevencin y Manejo de Influjos
350psi
PCTP
PCTR PIC
PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)
8/13/2019 Well Control 2013
162/170
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psi
50
psi
STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107
STK- BIT =1230
PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385
PFC =350
PFCPFC
STK = 4600PFC = 350
2320psi
Prevencin y Manejo de Influjos
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163/170
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Prevencin y Manejo de Influjos
8/13/2019 Well Control 2013
164/170
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Prevencin y Manejo de Influjos
8/13/2019 Well Control 2013
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METODO DEL INGENIERO
ESPERAR Y DENSIFICAR
Prevencin y Manejo de Influjos
Las ventajas del Mtodo de esperar y
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166/170
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pesar son:
En general, las presiones ejercidas sobre el hueco y sobre el
equipo de control de presin generalmente sern menores que
las alcanzada por el Mtodo del Perforador. Esta diferencia se
hace ms evidente si el influjo es de gas y en el caso de
amagos de gran intensidad (subbalance significativo).
La mxima presin ejercida sobre el zapato (o el punto dbil en
el hueco abierto) normalmente ser menor si se emplea el
mtodo de esperar y pesar. La presin mxima en el zapato
ser menor si el lodo para matar comienza a subir por el
espacio anular antes de que la parte superior del influjo
alcance el zapato del revestimiento (o el punto dbil del hueco
abierto).
El pozo estar bajo presin por menor tiempo.
Prevencin y Manejo de Influjos
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METODO DEL
PERFORADOR
Prevencin y Manejo de Influjos
Aspectos importantes
El influjo se circula fuera del pozo con el peso de lodo original.
8/13/2019 Well Control 2013
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La ICP se mantiene constante durante la primera circulacin.
Para amagos por subbalance se necesita una segunda circulacin,usando un fluido de peso para matar y un programa de presin parala tubera de perforacin (como en el mtodo de esperar y pesar).
Para amagos inducidos mecnicamente no se requiere aumentar elpeso del lodo en una segunda circulacin.
Ventajas
La circulacin inicia
inmediatamente.
No se necesita adicionar densidad
para iniciar el procedimiento (en la
primera circulacin).
Desventajas
Un tiempo ms prolongado en el
choque (si se necesitan las dos
circulaciones).Presiones ms altas en la superficie
que el mtodo de esperar y pesar.
La presin en el zapato puede ser
ms alta.
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Prevencin y Manejo de Influjos
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