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El sellado de un pozo es una operación de control que consiste en introducir una columna de fluidos especiales de la densidad requerida en el interior del pozo para impedir el flujo de los fluidos del yacimiento sin necesidad de equipos de control de presión en la superficie. La densidad de los fluidos de la columna tiene como objetivo reducir la presión de los fluidos de la formación.

El principio de la supresión de un pozo se basa en la influencia del peso de una columna de fluido y, por lo tanto, en la presión ejercida en el fondo del pozo. La supresión de un pozo puede planificarse en el caso de intervenciones avanzadas , como reacondicionamientos , o bien ser una operación de contingencia. La situación que requiere la supresión del pozo determinará el método a seguir. Para revertir la supresión del pozo, es necesario desplazar el fluido de supresión fuera del pozo.

Descripción

La operación de control de pozos consiste en introducir una columna de fluidos especiales de la densidad requerida en el pozo . Esta técnica se utiliza para impedir el flujo de fluidos del yacimiento sin necesidad de equipos de control de presión en la superficie. Su funcionamiento se basa en el principio de que la presión hidrostática del fluido o lodo de control será suficiente para suprimir la presión de los fluidos de la formación.

No todos los cierres de pozos son deliberados. En ocasiones, la acumulación involuntaria de fluidos, ya sea por la inyección de sustancias químicas como el metanol desde la superficie o por líquidos producidos en el yacimiento, puede ser suficiente para cerrar el pozo, especialmente los pozos de gas , que son notoriamente fáciles de cerrar. [ 1 ]

Principios

El principio de la extinción de un pozo se basa en la influencia del peso de una columna de fluido y, por lo tanto, en la presión ejercida en el fondo del pozo.

PAG=hgramoρ{\displaystyle P=hg\rho }

Donde P es la presión a una profundidad específica, h, dentro de la columna, g es la aceleración de la gravedad y ρ es la densidad del fluido. En la industria petrolera es común usar la densidad de peso , que es el producto de la densidad de masa y la aceleración de la gravedad. Esto reduce la ecuación a:

PAG=hγ{\displaystyle P=h\gamma }

Donde γ es la densidad de peso. La densidad de peso también puede describirse como el gradiente de presión, ya que determina directamente cuánta presión adicional se añadirá al aumentar la profundidad de la columna de fluido.

El objetivo de una operación de control de pozos es lograr que la presión en el fondo del fluido de control sea igual (o ligeramente superior) a la presión de los fluidos del yacimiento.

Ejemplo

La presión de los fluidos del yacimiento en el fondo del pozo es de 38 MPa . Disponemos de un fluido de control con una densidad de 16 kN m⁻³ . ¿Cuál deberá ser la altura de la carga hidrostática necesaria para controlar el pozo?

De la ecuación:

h=PAGγ{\displaystyle h={\frac {P}{\gamma }}}
h=38METROPAGa16knortemetro−3{\displaystyle h={\frac {38\,MPa}{16\,kNm^{-3}}}}
h=2375metro{\displaystyle h=2375\,m}

Por lo tanto, se necesita una columna de 2375 m de este fluido. Esto se refiere a la profundidad vertical real de la columna, no a la profundidad medida, que siempre es mayor que la profundidad vertical real debido a las desviaciones de la vertical.

Matemáticas en el sector petrolero

En la industria petrolera , el uso del Sistema Internacional de Unidades (SI) puro es extremadamente raro. Las densidades de peso se suelen expresar como gravedad específica o en libras por galón . Factores de conversión sencillos (0,433 para la gravedad específica y 0,052 para las libras por galón) transforman estos valores en un gradiente de presión en psi por pie . Multiplicando por la profundidad en pies se obtiene la presión en el fondo de la columna.

Cuando la profundidad del pozo se mide en metros, los cálculos se complican. Dado que la certificación de control de pozos se realiza normalmente (en EE. UU. y Reino Unido) en unidades de yacimientos petrolíferos (pies para la longitud , pulgadas para los diámetros , barriles de petróleo para el volumen bombeado, psi para las presiones ), a menudo se recurre a soluciones complejas para que los cálculos previstos cumplan con las normativas locales y las mejores prácticas del sector.

Métodos

El control de pozos puede planificarse en el caso de intervenciones avanzadas , como reacondicionamientos , o bien ser una operación de contingencia. La situación que requiera el control del pozo determinará el método a seguir.

Durante todas las operaciones de control de pozos, se debe prestar especial atención a no exceder la resistencia de la formación en el punto más débil del pozo (o de las tuberías de revestimiento, según corresponda), la "presión de fractura", ya que de lo contrario se producirá una pérdida de fluido del pozo a la formación. Dado que se desconoce este volumen perdido, resulta muy difícil determinar cómo avanza el control, especialmente si hay gas involucrado y su gran variación de volumen a través de diferentes partes del pozo. Combinar el control de un pozo con una situación de "pérdida de circulación" de este tipo constituye un problema grave. [ 2 ]

Por supuesto, las situaciones de pérdida de circulación también pueden provocar situaciones de muerte segura.

circulación inversa

Esta suele ser la forma más limpia de realizar el control planificado de un pozo. Consiste en bombear fluido de control por el espacio anular 'A' del pozo, a través de un punto de comunicación entre este y la tubería de producción justo encima del empacador de producción y hacia arriba por la tubería, desplazando los fluidos más ligeros del pozo, que luego fluyen hacia la producción.

El punto de comunicación era tradicionalmente un dispositivo llamado manguito deslizante o compuerta lateral deslizante, un dispositivo de accionamiento hidráulico integrado en la tubería de producción . Durante el funcionamiento normal, permanecía cerrado, sellando la tubería y el espacio anular, pero en casos como este, se abría para permitir el libre flujo de fluidos entre ambas zonas. Estos componentes han caído en desuso debido a su propensión a las fugas. En su lugar, ahora es más común perforar la tubería para controlar la circulación. Si bien esto daña permanentemente la tubería, dado que la mayoría de los controles de pozos planificados son para reacondicionamiento , esto no representa un problema, ya que la tubería se retira para su reemplazo de todos modos.

Encajonamiento

Este es el método más común para el control de un pozo en caso de emergencia. Si surge la necesidad repentina de controlar un pozo rápidamente, sin tiempo para preparar la circulación, se puede utilizar el método más drástico de bombeo a presión. Este método consiste simplemente en bombear el fluido de control directamente por el pozo, forzando así que los fluidos del pozo regresen al yacimiento . Esto puede ser eficaz para lograr el objetivo principal del control de un pozo: generar una presión hidrostática suficiente en el pozo. Sin embargo, puede verse limitado por la capacidad de presión de ruptura de la tubería o el revestimiento, y puede conllevar el riesgo de dañar el yacimiento al introducir materiales no deseados. La principal ventaja es que se puede realizar con poca planificación previa.

A diferencia de las funciones de parada de emergencia diseñadas en muchos sistemas, la técnica de cabeza de pozo no se considera ni se pretende como una medida fiable para el control de un pozo. En concreto, requiere un acceso inmediato al interior del pozo, lo cual puede no estar disponible en escenarios de reventón o incendio, como el derrame de petróleo de Deepwater Horizon .

Circulación hacia adelante

Esto es similar a la circulación inversa, con la diferencia de que el fluido de control se bombea a la tubería de producción y se expulsa a través del espacio anular . Si bien es eficaz, no es tan conveniente, ya que se prefiere que los fluidos del pozo se desplacen hacia la producción, en lugar de hacia el espacio anular.

Lubricar y purgar

Este es el método más laborioso para sellar un pozo. Consiste en bombear repetidamente pequeñas cantidades de lodo de sellado al interior del pozo y luego liberar el exceso de presión. Se basa en el principio de que el lodo de sellado, al ser más denso, se hunde por debajo de los fluidos más ligeros del pozo, por lo que al liberar la presión se eliminan estos últimos, dejando una cantidad cada vez mayor de lodo de sellado en el pozo con cada paso sucesivo.

Pozos destruidos durante las operaciones de perforación

Durante la perforación, el control de la presión se mantiene mediante el uso de un fluido de perforación formulado con precisión , que equilibra la presión en el fondo del pozo. En caso de encontrar repentinamente una bolsa de alta presión, la presión del fluido de perforación puede no ser suficiente para contrarrestar la alta presión de la formación, permitiendo que el fluido de la formación ingrese al pozo. Esta entrada de fluido de la formación se denomina surgencia y, en ese caso, es necesario controlar el pozo. Esto se logra bombeando lodo de control a través de la tubería de perforación , donde circula por el fondo y regresa al interior del pozo.

Inversión

El objetivo de sellar un pozo (o la realidad de un sellado accidental) es impedir que los fluidos del yacimiento fluyan hacia la superficie. Esto genera problemas cuando se desea que el pozo vuelva a fluir. Para revertir el sellado, el fluido de sellado debe ser desplazado del pozo. Esto se logra inyectando un gas a alta presión, generalmente nitrógeno , ya que es inerte y relativamente económico. Un gas puede someterse a la presión suficiente para empujar el fluido de sellado denso, pero luego se expandirá y se volverá ligero una vez que se elimine la presión. Por lo tanto, al haber desplazado el fluido de sellado, el gas no sella el pozo por sí mismo. También se pueden usar líquidos de baja densidad ("ligeros"), como el gasóleo o el fluido base para un lodo de aceite (sintético), según la disponibilidad y los problemas de gestión de presión para un pozo específico. Los fluidos del yacimiento deben poder fluir hacia la superficie, desplazando el gas.

La forma más económica de hacerlo es similar a la inyección a presión, donde se bombea un fluido ligero (nitrógeno o un líquido de baja densidad) a alta presión para forzar el fluido de control de pozos hacia el yacimiento. Esto, por supuesto, conlleva un alto riesgo de dañar el pozo. La forma más eficaz es usar tubería flexible , bombeando el gas/diésel a través de la bobina y haciéndolo circular por la parte inferior hacia el pozo, donde desplazará el lodo de control de pozos hacia la producción. (Cabe mencionar que llevar un equipo de tubería flexible al lugar puede requerir semanas de trabajo y logística).

Riesgos

El control de pozos, en general, es una operación extremadamente costosa y peligrosa. Se requiere capacitación exhaustiva, pruebas rigurosas, comprobación de competencia y experiencia para planificar y ejecutar el control de un pozo, incluso uno aparentemente sencillo. Muchas personas han fallecido debido a operaciones de control de pozos realizadas incorrectamente.

Véase también

Referencias

  1. ↑ Raabe, Gerald; Jortner, C. Scott (2021). Control universal de pozos . Países Bajos: Elsevier Science. pág.  638. ISBN 9780323907071.
  2. ↑ Manual de Ingeniería Petrolera, Volumen II: Ingeniería de Perforación . Sociedad de Ingenieros Petroleros. 2007. págs. Capítulo 4. ISBN  978-1-55563-114-7.
  • Programa de Intervención en Pozos del IWCF - Foro Internacional de Control de Pozos (pdf) Archivado el 10/01/2017 en Wayback Machine