DICTADO - Well Control - Manual de Well Control Petrex

INDICE

Eni Corporate University

1. PRESIONES Y PRINCIPIOS GENERALES 1

1.1 Presin hidrosttica 3

1.2 Presin esttica 6

1.3 Prdida de carga 7

1.4 Presin en el fondo del pozo 16

1.5 Presin de formacin 17

1.6 Presin de fractura 18

1.7 Presin a caudal reducido 22

1.8 Presiones de cierre: SIDPP, SICP 23

1.9 Presin de circulacin 24

1.10 Ley de los gases 24

1.11 Migracin del gas en un pozo cerrado sin expansin 25

1.12 Migracin del gas en un pozo abierto con expansin incontrolada 26

1.13 Migracin del gas en un pozo cerrado con expansin controlada 27

1.14 Principios del tubo en U 28 2. CAUSAS DE KICKS 31

Generalidades 33

2.1 Presin anormal 33

2.2 Fallas en el llenado apropiado del pozo cuando se est sacando la sarta 34 2.3 Swabbing (Pistoneo) 35

2.4 Prdida de circulacin 37

2.5 Disminucin en el nivel de lodo 37

2.6 Lodo con corte de gas 38

2.7 Situaciones particulares 39

2.8 Sntesis 39 3. INDICADORES DE UN KICK 41

Generalidades 43

3.1 Aumento del caudal (Flow Rate) 44

3.2 Flujo desde el pozo con bombas paradas 46

3.3 Aumento del volumen de lodo en piletas 44

WELL CONTROL Indice


3.4 Incremento del rango de penetracin 45

3.5 Incorrecto llenado del pozo durante los viajes 46

3.6 Disminucin de la presin de bombeo - aumento de emboladas de la bomba 46

3.7 Corte de gas en el lodo 47

3.8 Otros indicadores 47

3.9 Sntesis 48 4. PROCEDIMIENTOS PARA EL CIERRE DEL POZO 49

4.1 Tipos de procedimientos: Soft shut-in y Hard shut-in 51

4.2 Cierre del pozo mientras se perfora 53

4.3 Cierre del pozo durante los viajes, con Drill Pipes 53

4.4 Cierre del pozo durante los viajes, con Drill Collars 54

4.5 Notas 54

4.6 Adiestramiento del equipo 55

4.7 Balance de presiones: SIDPP, SICP 56 5. METODOS DE CONTROL DE POZO 61

Generalidades 63 5.1 Mtodo del perforador 63

5.2 Presin en el zapato 69

5.3 Mtodo del Espera y Pesa 72

5.4 Consideraciones sobre los mtodos del perforador y el mtodo espera y pesa 75

5.5 Mtodo volumtrico 77

5.6 Mtodo de lubricacin 81

5.7 Stripping e snubbing 83

5.8 Anlisis de los principales problemas que pueden ocurrir durante un control de pozos 84

6. PROBLEMAS 87 7. TABLA DE FORMULARIO 101 8. DIMENSIONES DE MATERIAL TUBULAR Y BOMBAS DE LODO 103


PRESIONES Y PRINCIPIOS GENERALES

1

Presiones y principios generales


PRESIN Definicin: Si una fuerza F acta perpendicularmente sobre un rea A, la intensidad de la

fuerza con respecto al rea se define como "Presin":

AreaFuerzaPRESION

La presin representa la fuerza por unidad de rea 1.1 PRESION HIDROSTATICA Definicin: La presin hidrosttica PH de un fluido a cualquier ejercida por el peso de una columna

de fluido sobre profundidad es la fuerza un rea determinada.

AlturaDensidadArea

Altura)Area(DensidadArea

aPesoColumnPH

Abreviaciones: H = Profundidad vertical D = Densidad del fluido

Presin hidrosttica PH = Densidad x Profundidad = D x H Caractersticas de la presin hidrosttica:

es directamente proporcional a la profundidad vertical es directamente proporcional a la densidad del fluido es independiente de la forma y volumen del depsito que contiene el fluido

Cmo se ejercen las presiones: se ejerce con igual fuerza en todas las direcciones

Nota: Los instrumentos de medida en superficie no indican la presin hidrosttica

Unidad de medida

La unidad usada para medir la presin depende del Sistema de Medida seleccionado.

Los parmetros de conversin son usados para expresar los datos uniformemente en cualquier sistema dado. Por ejemplo, se considera el factor 0.052 en el Sistema Ingls. En cualquier sistema de unidad de medida, la presin hidrosttica es el producto de la densidad por la profundidad:

(Lbs/gal) x pie

Por esto: 1 pie = 12 pulg. y 1 Galn = 231 pulg. cubicas podemos escribir:

(lbs/pulg cub.) x (1/231) x 12 pulg = (lbs/pulg. cuad.) x 0.052

Por lo tanto, para convertir (lbs/gal)x pie a lbs/pulgada cuadrada, multiplicamos por 0.052.

3

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SISTEMAS DE MEDIDA

Sistema mtrico Sistema Internacional Sistema

(Italia) prctico puro ingles

Densidad D Kg./l Kg./l Kg./m ppg

Profundidad H m m m ft

Presin PH Kg./cm bar KPa Psi

Factores de conversin

10 0.0981 0.00981 0.052

Clculos y frmulas Presin

PH

(D x H)/10 (D x H) x 0.0981 D x H x 0.00981 D x H x 0.052

Tabla que resume las unidades de medida y los factores de conversin de los sistemas de medida ms comnmente usados. Debido a que la presin puede ser expresada en unidades de medida diferentes, para convertir de un sistema de medida a otro se tendr que hacer uso de factores de conversin.

CONVERSION DE UN SISTEMA A OTRO

Desde el sistema mtrico al sistema internacional prctico:

Kg./cm x 0.981 = bar

Desde el sistema mtrico al sistema internacional puro:

Kg./cm x 98.1 = KPa

Desde el sistema mtrico al sistema ingls Kg./cm x 14.22 = psi

Ejemplos: 100 kg./cm x 0.981 = 98.1 bar 100 kg./cm x 98.1 = 9,810 KPa 100 kg./cm x 14.22 = 1,422 psi 4




Representacin grfica 0 100 200 300 400 500 600 700 800 psi

1,000Presin

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

Profundidad Gradiente de presin (G) Definicin: La gradiente de presin es la relacin entre la presin y la profundidad vertical, y

por lo tanto se incrementa linealmente con la profundidad sea en cualquiera de los sistemas de medida usado.

Si hipotticamente pudisemos entrar en el contenedor de fluido aqu representado, conociendo la gradiente, podramos conocer el incremento de presin por cada pie que descendemos.

H

PHG

Para trabajar en forma prctica con la gradiente de presin se utiliza por cada pie de altura: Psi/pie

Si dividimos el valor de la gradiente G por la constante 0.052 obtendremos la densidad en Ppg correspondiente, recprocamente, si multiplicamos la densidad por dicha constante, obtendremos el valor de la gradiente:

pie)psi0.052(DG

Podemos entonces deducir que, tomando como punto de referencia 1 pie de profundidad, la gradiente de presin hidrosttica en un pozo es un valor que est en relacin directa a la densidad del lodo

5

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1.2 PRESION ESTATICA Definicin La presin esttica es la presin medida en superficie, en un pozo cerrado sin circulacin. Abreviacin : PS Unidad de medida : psi

Caractersticas

existe solamente cuando el pozo esta cerrado es producido por presiones atrapadas dentro del pozo se incrementa la presin en el fondo del pozo en condiciones de kick se presenta en dos formas:

- SIDPP : Shut-in Drill Pipe Pressure - SICP : Shut-in Casing Pressure

durante las operaciones de perforacin se utiliza para: - prueba del BOP - leak off test

Representacin grfica 0 100 200 300 400 500 600 700 800 psi

PS

Presin 1,000

2,000

3,000 4,000 5,000

6,000 pies PH

Profundidad 6




1.3 PERDIDA DE CARGA Definicin Las prdidas de carga se deben a la friccin del fluido en movimiento. Abreviaciones: P = Prdida de carga Unidad de medida: psi Nota: Estas presiones son reales medidas en los manmetros.

La prdida de carga resulta debido a una cada de presin en la direccin del movimiento del fluido. Las prdidas de carga en una tubera son representadas con la siguiente frmula general:

En la frmula el valor de x (el exponente) depende del tipo de flujo del fl

5Dimetro(Caudal)LongitudDensidadP

x

uidl circuito del flujo de lodo asumimos x = 1,86.

o (flujo laminar o flujo rbulento). En el caso de

7

tu

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Las condiciones iniciales que afectan a las prdidas de carga son:

La densidad del fluido: La P aumenta en proporcin directa a la densidad del fluido longitud: La P aumenta en proporcin directa a la longitud de la tubera caudal: La P incrementa ligeramente con la circulacin cuando la velocidad aumenta dimetro: La P aumenta con la disminucin del dimetro interior de la tubera

Dependen del caudal

El caudal en una tubera (Q) puede ser expresada relacionada a la velocidad del fluido como:

Nota: En perforacin el caudal es denominado "circulation flow rate" y es determinado por el nmero de emboladas de la bomba ( SPM).

AVQ

Diferentes densidades

Si fluidos con diferentes densidades son bombeados en un circuito manteniendo el mismo caudal, las prdidas de carga estn en proporcin directa a las densidades:

21

21

DD

PP

Diferentes caudales

Si un fluido es bombeado en el mismo circuito a diferentes caudales, la siguiente relacin existe entre la prdida de carga y el caudal:

22

2

21

)(SPM)(SPM

PP 1

22

2121

QQ

PP

Diferentes densidades y caudales

22

2

21

)(SPM

)(SPMDD

PP 1

2

1

Prdidas de carga en el circuito hidrulico en un pozo Las prdidas de carga en el circuito hidrulico en un pozo estn distribuidos:

en las lneas de superficie dentro de los Drill Pipes (DPs) dentro de los Drill Collars (DCs) a travs de los orificios de la broca en el espacio anular entre el Pozo - Drill Collars en el espacio anular entre el Pozo - Drill Pipes

8




) prdidas de carga a travs de las lneas de superficie

esin necesaria para la circulacin del lodo desde las bombas hasta la parte superior de la sarta.

Las prdidas de carga a travs de las lneas de superficie dependen de:

tipo y sistema de las lneas de superficie

tes mtodos tales como reglas hidrulicas, tablas, programas especiales para computadora, etc.

prdida por el tipo de lodo con la densidad de operacin medida en el tanque de succin.

9

a

Las prdidas de carga a travs de las lneas de superficie determinan la pr

caudal densidad del lodo

El valor es determinado por diferen

La

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b) prdidas de carga dentro de los Drill Pipes

Las prdidas de carga dentro de los Drill Pipes determinan la presin necesaria para circular el lodo a travs de ellos.

Depende de:

caudal densidad del lodo el dimetro interno y tipo de Drill Pipes

Igual que en el caso anterior utilizando cualquiera de los medios de clculo descritos antes, el valor es determinado para toda la longitud de Drill Pipes dentro del pozo. Longitud de Drill Pipes = Profundidad total medida del pozo longitud de Drill Collars

10




) prdida de carga dentro de los Drill Collars

los Drill Collars determina Ja presin necesaria para circular el lodo a travs de los mismos.

Depende de:

dimetro interno y tipo de Drill Collars y Hws

El valor es determinado usando los mtodos antes indicados

) prdida de carga a travs de los orificios de la broca

ificios de la broca determina la presin necesaria para circular el lodo a travs de la broca.

rea superficial de los orificios de la broca

1

c

La prdida de carga dentro de


d

La prdida de carga a travs de los or

Depende de:


1

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e) prdida de carga a travs del espacio anular entre el Pozo y los Drill Collars La prdida de carga a travs del espacio anular entre el Pozo y los Drill Collars determina la presin necesaria para bombear el lodo desde la broca hasta el tope de los Drill Collars.

Depende de:

caudal densidad del lodo dimetro del Pozo dimetro externo de los Drill Collas

El valor es calculado para el espacio anular entre el pozo y los Drill Collars

12




prdida de carga a travs del anular entre el pozo y los Drill Pipes

resin necesaria para bombear el lodo a travs del anular para la longitud total de los Drill Pipes.

D

dimetro externo de los Drill Pipes

ero para el espacio anular entre el pozo y los Drill Pipes, y lego entre el los Drill Pipes

13

f)

La prdida de carga a travs del anular entre el pozo y los Drill Pipes determina la p

epende de: caudal densidad del lodo dimetro del pozo

El valor es determinado primCasing y

WELL CONTROL

Perdidas de carga en el pozo: ejemplos

Ejemplos: Pozo 12" Profundidad 9,850 pies DPs 5" E 9,150 pies DC s 8.' x 12 13/16'. 700 pies BJ s 3 x 15/32nds Densidad del lodo (D) 11.7 ppg Caudal (Q) 606 gal/min 14




ISTEMA DE SUPERFICIE

P = 70 psi

LOS DPs

= 606 gpm.

P con lodo D = 11.7 ppg = 989 psi

ENTRO DE LOS DCs

= 606 gpm.


=606 gpm. rea total de los orificios de la broca = 0.5177 sqin

P con lodo D = 11.7 ppg = 1,332 psi

= 606 gpm.


NULAR DPs - POZO (Tab. N 7)

= 606 gpm.


OTAL PRDIDAS DE CARGA = 3,005 psi

alizados con el programa HCC Hydraulics ersin 1.60 para windows de HUGHES

15

S DENTRO DE Q D Q BROCA Q ANULAR DCs - POZO Q A Q

T Nota: Los clculos para este ejemplo han sido reV

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1.4 PRESIONEN EL FONDO DEL POZO Definicin La presin en el fondo del pozo (PB) es la presin total que acta en el fondo del

pozo.

Este valor depende de las diferentes combinaciones de procedimientos de trabajo:

1. pozo abierto y con bombas apagadas 2. pozo abierto con circulacin 3. pozo cerrado y con bombas apagadas 4. pozo cerrado con circulacin

1.pozo abierto y con bombas apagadas.

2.pozo abierto con circulacin:

3.pozo cerrado y con bombas apagadas.

4.pozo cerrado con circulacin:

Representacin grfica

16

PHPB

PanPHPB

PSPHPB

PanPsPHPB



Densidad equivalente de circulacin ECD (Equivalent Circulating Density) Definicin: La Densidad Equivalente de Circulacin (ECD) representa la densidad del lodo

que puede determinar la presin hidrosttica en el fondo del pozo, la cual es igual a la presin cuando comienza la circulacin.

Unidad de medida: ppg Cuando se perfora en formaciones permeables y con lodo balanceado, apagando las bombas la prdida de carga en el anular (Pan) cesa y esto puede dar como resultado que fluidos de formacin entren al pozo. Conociendo la ECD podemos evaluar el incremento de la densidad del lodo necesario para evitar el fenmeno de un kick. ECD = densidad del lodo + la densidad necesita compensar la prdida de presin

Margen de seguridad (S) El margen de seguridad (S) es la presin que puede ser aadida en superficie de tal forma que se trabaje con una presin en el fondo del pozo ligeramente por encima de la presin de formacin. 1.5 PRESION DE FORMACION Definicin: La presin de formacin (o presin de los poros) PF es la presin ejercida por los

fluidos contenidos en la formacin.

La cantidad y flujo de fluidos depende de las siguientes caractersticas de la formacin:

- porosidad - permeabilidad

permeabilidad: propiedad que permite el pasaje de los fluidos a travs de la formacin. Mientras

mayor sea la cantidad de poros conectados mayor ser la permeabilidad de la roca. La presin de formacin acta en el fondo y en las paredes del pozo Para evitar la entrada de fluidos (kick) la presin hidrosttica del pozo debe ser igual a la presin de formacin:

EQUILIBRIO HIDROSTATICO PH = PF El Mantener equilibrio hidrosttico en el fondo del pozo es el objetivo ms importante de un control primario. Para trabajos prcticos, una presin (TM) capaz de compensar las variaciones de presin debido a la extraccin o bajada de tubera se aaden al equilibrio hidrosttico. En tales condiciones la presin hidrosttica es: TM = Trip margin 17

0.052)(HPan)(DECD

100roca de Volumen

Vaciosespacios los de VolumenPorosidad

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Presin de formacin normal y anormal

La presin de formacin PF es consider Definicin ada normal cuando es equivalente a la

presin de una columna de agua salada con una densidad D* entre 8.6 y 8.9 ppg rmal.

l baja, presenta riesgos de kick

0.447



El procedimiento del leak - Off Test es importante durante la fase de exploracin de pozos y cuando la gradiente de fractura es desconocida.

Mxima Presin Anular Permisible en Superficie (MAASP) (MAXMUM ALLOWABLE ANNULAR SURFACE PRESSURE) Definicin El MAASP (Maximun Allowable Annular Surface Pressure) es la mxima presin en la

superficie anular justo inferior a la de fractura en su punto ms dbil (usualmente debajo del zapato del ultimo casing).

SFR PHPMAASP El MAASP es un valor muy importante para el control de un pozo El MAASP depende de la presin hidrosttica en el zapato, entonces cambia con relacin a:

densidad del lodo y, en caso de kick, con relacin la altura del influjo encima del zapato del casing

Cambiando la densidad del lodo la presin hidrosttica en el zapato cambiar, entonces, debido a que la presin de fractura es constante, el MAASP variar.

Incremento densidad del lodo ========> Disminucin MAASP Disminucin densidad del lodo ========> Incremento MAASP

El MAASP debe ser recalculado cuando la densidad del lodo cambia (sin repetir el Leak - Off Test). 19

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La presin hidrosttica en el zapato (PHS) disminuye cuando el influjo entra, debido a que el fluido es de baja densidad con respecto a la del lodo. Tal disminucin puede ser compensada con un correspondiente aumento en el MAASP.

El valor del MAASP no se debe sobrepasar mientras el influjo se encuentre en el pozo abierto. Como la presin hidrosttica en el zapato del casing disminuye durante la migracin del gas, el MAASP aumenta en tal forma que depende del tipo de fluido:

. Liquido Durante la migracin, el influjo no se expande. La disminucin en el PHS

terminar cuando todo el influjo entre al zapato. Gas El influjo se expande durante la migracin. Con expansin el PHS contina

disminuyendo an despus de que el influjo de gas haya entrado al zapato y durante su llegada a la superficie.

Densidad del lodo para fracturar el pozo Definicin: La densidad del lodo para fracturar el pozo (DFR) nos permite representar la

presin de fractura en trminos que podamos tener un valor referencial. La DFR representa la densidad del lodo en condiciones estticas, la cual determina una presin igual a la presin de fractura.

0.052)(HPD FRFR Unidades de medida: ppg Este valor es igual al mximo utilizable en el pozo La densidad de lodo para fracturar el pozo puede variar desde un mnimo, equivalente a la Gradiente de Presin Normal GF hasta un valor mximo correspondiente al DFR, tal como se muestra en el grfico siguiente. 20




El MAASP puede ser calculado a partir de la DFR:

HSFR PPMAASP

0.052D0.052HsDMAASP FR Hs

052.0) HsDDFRMAASP

La Comparacin entre la densidad del lodo para fracturar el pozo (DFR) del punto ms dbil de la formacin y la densidad equivalente de circulacin (ECD), nos permite conocer si el peligro de fractura existe.

21

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1.7 PRESION A CAUDAL REDUCIDO (PRESSURE LOSSES: PL) Definicin: Presin a caudal reducido (PL) es la presin requerida para circular el lodo en

un pozo a una razn de circulacin mnima. (Un valor normal de PL esta entre 1/2 y 1/3 del caudal normal de flujo)

Es fundamental la medida y registro del valor del PL porque es la presin que debe ser usada en caso de un kick.

Uso de PL: (POR QUE)

Controlar el kick Con la bomba normal de trabajo sin excederse de su mxima presin de trabajo

Pesado y desgasificado del lodo ms fcil Reduccin del uso y desgaste del equipo de superficie Reduce la prdida de carga en el anular Se trabaja slo con una bomba Reduce la fatiga del personal para llevar a cabo el control del pozo

Medida de PL: (CUANDO)

Al inicio de cada turno de trabajo Cuando la densidad del lodo cambia Cuando Cl equipo de perforacin ha sido modificado o cambiado Cuando el dimetro de camisas de las bombas se cambian Cuando se cambian los jets

Medida de PL: (COMO)

Rutinariamente haciendo dos lecturas: - el mnimo nmero de emboladas - el mnimo nmero de emboladas ms 10 20 emboladas adicionales

para cada bomba separadamente

Nota: - el valor de PL debe siempre anotarse en lugar visible. - el valor de PL se debe leer en los medidores de control automtico del choke.

Aun si se utilizan idnticas bombas el valor de PL debe ser anotado para cada una de ellas, porque la eficiencia volumtrica puede ser diferente. Con igual. densidad de lodo y circuito hidrulico (constantemente indicado por K en la frmula siguiente) el PL es un cuarto de la presin normal porque la presin de circulacin depende del cuadrado del rate de circulacin de flujo:

2KQP Ejemplo: Caudal normal de flujo 530 Gpm. ===> Presin de circulacin = 2840 psi

Caudal a flujo reducido 265 Gpm. ===> Presin a caudal reducido = 710 psi

22




1. 8 PRESIONES DE CIERRE: SIDPP, SICP Cuando un kick se presenta, causa modificaciones. Luego se estabilizan los valores, asegurando un nuevo equilibrio entre la presin de fondo del pozo y la presin de formacin. Cuando el pozo ha sido cerrado y su presin se ha estabilizado, un control del pozo es necesario, registrndose dos lecturas especificas de presiones.

1. SIDPP (Shut-in Drill Pipe Pressure), presin de cierre en la tubera 2 SICP (Shut-in Casing Pressure), presin de cierre en el casing Presin de cierre en la tubera Definicin El Shut-in Drill Pipe Pressure (SIDPP) es la presin leda en la tubera despus

de la estabilizacin con el pozo cerrado en presencia de un kick.

P

Es de particular importancia la relacin entre los valores de las dos presiones de cierre SIDPP y SICP:

s posible derivar la gradiente de fluido en el pozo

D os:

leo DG < 2.5 ppg Gas

23

HF PPSIDPP

Presin de cierre en el casing Definicin La Shut-in Casing Pressure (SICP) es la presin leda en cl casing despus de la

estabilizacin con el pozo cerrado en presencia de un kick.

HHGF PPPSICP HG

= Presin hidrosttica del gas

E

De acuerdo al valor de la densidad ( G) de un fluido tenem DG > 6.84 ppg Agua 2.5 < DG < 6.84 ppg Petr

052.0 GG H)D-(D SIDPPSICP

0.052HSIDPPSICPDD GG

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1.9 PRESION DE CIRCULACION Definicin: La presin de circulacin es la presin ejercida en las tuberas. Durante las fases de control dos diferentes presiones de circulacin aparecern:

ICP Presin inicial de circulacin

Esta aparece cuando las bombas comienzan con el lodo original (bajo peso).

FCP Presin final de circulacin Este es un valor ledo en el manmetro de la tubera y en el momento en que el lodo pesado (kill mud) comienza a salir por la broca, reemplazando al lodo original (original mud) en el anular.

OMDKMLDPFCP LLPSIDPPICP

Esta diferente terminologa es necesaria para llenar el KILL SHEET. Nota: Las dos presiones ICP y FCP pueden ser incrementadas por un factor de seguridad, lo que no es

especificado en las regulaciones del IWCF. 1.10 LEY DE LOS GASES La ley de los gases ideales, conocida tambin como la ley de Boyle afirma que para un gas cuya temperatura se mantiene constante, se verfica que su volumen multiplicado por su presin se mantiene constante:

P x V = constante La Ley de los Gases Perfectos puede ser considerada suficientemente precisa como para tenerse en cuenta en el caso de la migracin del gas en los pozos. En nuestro caso esto significa que durante cada fase de la migracin en el pozo el producto del volumen por la presin del influjo de gas se mantendr constante. Definiendo que:

- P' y V', presin y volumen inicial del influjo de gas, - P" y V'', presin y volumen del influjo de gas a una fase dada de la migracin

El resultado es: P' x V' = P" x V" Asumiendo que la relacin sea valida en nuestro caso, veamos ahora que sucede en caso de:

- migracin del gas sin expansin - migracin del gas con expansin incontrolada - migracin del gas con expansin controlada

24



.11 MIGRACIN DE CAS EN UN POZO CERRADO SIN EXPANSIN

as no

bia, esto de acuerdo a la Ley de los Gases durante la migracin su

e gas, causada por el movimiento scendente es compensada por un incremento de presin en el tope.

s variaciones de presin de acuerdo a la posicin del influjo de gas.

compensar la prdida de presin

- La presin en el fondo del pozo aumenta con el aumento de la presin en el tope del pozo.

ado y esperando que las altas resiones ejercidas por el gas afecten al pozo, se puede producir:

con prdida de lodo y la posibilidad de sucesivos e incontrolados wouts

rotura del casing

25

1 Analicemos el comportamiento del influjo de gas que migra en un pozo con el BOP cerrado. El gse puede expandir porque el BOP ha sido cerrado y migrar por la diferencia de densidades. Sin expansin el volumen de gas no campresin no cambia.

La disminucin de la presin hidrosttica en el tope de la columna da

La representacin grfica ilustra laDurante la migracin ascendente:

- La presin hidrosttica encima del gas disminuye progresivamente; - La presin en el tope del pozo aumenta para

hidrosttica ejercida por el influjo de gas;

Como hemos apreciado esta claro que si mantenemos el pozo cerrp

Fractura de la formacinunderground blo

dao al equipo

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1.12 MIGRACION DEL GAS EN UN POZO ABIERTO CON EXPANSION INCONTROLADA Analicemos el comportamiento del influjo de gas que sube en un pozo abierto.

El gas sube libremente e incrementa su volumen, esto de acuerdo a la Ley de los Gases cuando sube, su presin disminuye. La expansin del gas har expeler un volumen igual de lodo causando una ligera disminucin de la presin hidrosttica en el fondo y con el consecuente peligro de que entre mayor cantidad de gas.

Las variaciones de presin como resultado de la localizacin del influjo del gas.

Cuando asciende, la presin del gas disminuye progresivamente conforme el gas se expande libremente. Esta expansin resulta de la expulsin de un volumen igual de lodo con la consecuente disminucin de la presin hidrosttica. La reduccin de la presin hidrosttica resulta en una disminucin de la presin en el fondo del pozo. Como hemos visto anteriormente, es evidente que un movimiento ascendente del influjo de gas en un pozo abierto es caracterizado por una expansin incontrolada del volumen del gas causando:

Una disminucin en la presin del fondo del pozo causado por un vaco parcial del anular, con el peligro de mayor influjo de gas.

una situacin en la cual se toma ms difcil su control 26



.13 MIGRACION DEL GAS EN UN POZO CERRADO CON UNA EXPANSION

zo. La

constante la presin en el fondo del pozo a un valor (presin) que sea igual a la resin de la formacin. El anlisis de la migracin del influjo de gas en un pozo cenado bajo

de lodo produciendo una isminucin de la presin hidrosttica, compensada por un aumento en la presin de superficie.

Consecuentem

ambios en las presiones de superficie y en el fondo del pozo son consecuencia de la posicin del

urante la migracin del gas, el aumento de la presin de superficie balancea la disminucin de

Controlando la expansin es posible mantener la presin en el fondo del pozo constante.

27

1CONTROLADA

La migracin del gas sin expansin causa un incremento en la presin en el fondo del pomigracin con expansin incontrolada causa una reduccin de presin en el fondo del pozo atas dos condiciones no pueden ser usadas en la prctica porque alteran la presin en el fondo del pozo.

Un correcto procedimiento para permitir ascender al gas tiene presente una expansin controlada de tal forma que se mantengapexpansin controlada. Durante la migracin el gas se expande, aumentando en volumen y consecuentemente disminuyendo la presin. Expandindose el gas se desplazar una correspondiente cantidadd

ente, la presin en el fondo del pozo se mantendr constante.

Cinflujo de gas. Dpresin hidrosttica debido a la expansin del gas.

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1.14 PRINCIPIO DEL TUBO EN "U" Podemos imaginarnos un pozo en forma de tubo en "U" con:

- Tubera

- anular en donde:

- el tubo es abierto en el fondo - el fondo esta en contacto con la formacin - el pipe esta lleno de lodo con densidad D, que ejerce una presin PH - el anular puede contener lodo y tambin el influjo.

28



Representacin grfica del tubo en U

29


CAUSAS DE KICKS

31

Causas de kicks

GENERALIDADES La principal causa del kick es la falta de una adecuada presin hidrosttica que asegure el control primario:

PH > PF Si, por alguna razn, se invierte en PH < PF habremos alcanzado la condicin necesaria y suficiente para que se produzca un kick. Esta condicin puede provenir como resultado de:

Causas naturales Las causas naturales determinan un aumento en la presin de formacin. Estas consisten en:

a) presin anormal de formacin

Causas operativas Las causas operativas, o por causas mecnicas, determinan una disminucin de la presin hidrosttica Consiste en: b) fallas en llenar el pozo adecuadamente cuando se

mete o saca la sarta de perforacin c) swabbing d) prdida de circulacin e) disminucin del peso del lodo f) corte de gas en el lodo

2.1 PRESIN ANORMAL Una presin anormal de formacin tendr lugar cuando la presin de fondo de formacin tiene una gradiente mayor de 0.463 psi/pie. Un kick puede ocurrir, perforando a travs de presiones de formacin anormales, si el peso del lodo es insuficiente, Presiones anormales causadas por una situacin geolgica particular: alta velocidad de sedimentacin Zonas de baja permeabilidad, sedimentados a alta

velocidad pueden atrapar fluidos y as causar una zona de presin anormal.

presin anormal debido a fallas Zonas de sedimentacin pueden ser elevadas por movimientos tectnicos. En este caso la zona tiene que mantener su presin original. Una erosin en la superficie determina una zona a menor profundidad, que bajo condiciones normales debera tener menor presin de la que tiene.

efecto artesiano Un efecto artesiano se presenta cuando se esta perforando a travs de zonas de agua. En este caso la presin no esta en relacin con la profundidad del pozo pero es debida a la altura del estrato de agua encima del punto de perforacin

33


WELL CONTROL

Lentes Los lentes se encuentran cuando zonas impermeables (clay) producen trampas estructurales que aprisionan a los fluidos de formacin. Los lentes cercanos a la superficie son particularmente peligrosos.

Inclinacin de los estratos de rocas Cuando la geometra de un reservorio de gas tiene una fuerte inclinacin, la presin de formacin en la parte superior del lente es anormalmente alta, debido a la baja densidad del gas.

Durante el desarrollo de prospeccin de petrleo, algunos mtodos han sido perfeccionados para predecir las excesivas presiones. Las ms importantes de estas que se utilizan durante la perforacin estn listadas a continuacin:

Rate de penetracin Sigmalog Resistividad de las arcillas

Resistividad, salinidad y PH del lodo

Exponente D Densidad de las arcillas Temperatura del lodo Manifestaciones de gas

2.2 FALLAS EN EL LLENADO APROPIADO DEL POZO CUANDO SE SACA LA

SARTA DEL POZO

Cuando se saca la sarta de perforacin, un volumen de lodo igual al volumen del acero sacado debe ser aadido al pozo de tal forma de mantenerlo lleno, y bajo control primario.

Volumen de acero extrado = Volumen de lodo aadido La falla en el llenado del pozo causa que el nivel descienda en el pozo con una reduccin en la presin hidrosttica y riesgos de un kick. El uso del trip tank permite controlar cualquier disminucin en el nivel del lodo, tambin para pequeas cantidades. Peligro: La falla al llenar el pozo cuando se saca la sarta es una de las principales causas

de kick y esto es de responsabilidad del perforador! Cmo calcular la disminucin en la presin hidrosttica causada por la falla de llenar el pozo durante la extraccin de la sarta:

1. calcule el volumen extrado

2. calcule el descenso del nivel de lodo en el pozo

3. calcule la cada de la presin hidrosttica 1) volumen extrado = Ve

a) tubera seca: Volumen extrado = [longitud extrada] x [desplazamiento del acero]

b) tubera llena:

Volumen extrado = [longitud extrada] x [desplazamiento total]

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Eni Corporate Unversity

Causas de kicks

2) descenso del nivel = H con drill pipe en el Pozo: volumen extrado

capacidad del casing - desplazamiento del acero a) Drill pipe seco: H =

b) Drill pipe lleno: H = volumen extrado capacidad del casing - desplazamiento total volumen extrado

Ultimo drill pipe: H = capacidad del casing 3) disminucin de la presin hidrosttica PH PH = densidad del lodo (ppg) x descenso de nivel (pies) x 0.052 2.3 SWABBING Swabbing es un efecto de pistoneo que se produce durante el movimiento de la sarta de perforacin de tal forma que altera la presin sobre el fondo del pozo como consecuencia de la prdida de carga causada por el movimiento del lodo en el espacio anular. Extrayendo tubera fuera del pozo la prdida de carga (swabbing) se presenta en direccin hacia arriba y disminuye la presin en el fondo del pozo.

PB= PH - Pan Atencin: El efecto swabbing es ms peligroso durante la extraccin de tubera con pozo

estrecho. Bajando tubera al pozo las prdidas de carga (surging) estn en direccin hacia abajo e incrementan la presin de fondo del pozo

PB = PH + Pan El efecto swabbing llega a ser considerable en los siguientes casos:

velocidad del viaje reduccin del espacio anular longitud de la sarta en el pozo viscosidad del lodo

El fenmeno se incrementa con la profundidad y llega a su mximo cuando la broca esta cerca al fondo. En este caso la velocidad del viaje debe reducirse. El fenmeno es intensificado por obstruccin de arcillas en la broca o sobre los estabilizadores (porque taponan el Pozo). Nota: Variaciones de peso de la sarta de perforacin durante un viaje (arrastre)

generalmente son los indicadores de efectos del swabbing. 35


WELL CONTROL


El efecto del swabbing puede ser detectado a travs del trip tank. Observando el nivel del lodo, podemos saber si es que han entrado fluidos en el pozo durante la extraccin. Si el volumen de lodo requerido para llenar el pozo durante la extraccin es menor que el calculado, significa que, una parte del acero extrado ha sido reemplazado por fluido de formacin (swabbing).

Sugerencias para reducir los efectos de swabbing:

reduccin de la velocidad de extraccin La velocidad de extraccin determina la extensin de la prdida de carga debido al swabbing. El efecto del swabbing aumenta considerablemente con la velocidad

acondicionar el lodo, controlando sus caractersticas reolgicas Mejorando las caractersticas reolgicas del lodo antes del viaje reduce el efecto swabbing y hace que la extraccin sea una operacin menos delicada

tener cuidado con el arrastre durante las maniobras El arrastre durante una maniobra es lo peor que puede suceder. En este caso, la operacin debe realizarse con mucho cuidado.

aumente la densidad del lodo La densidad del lodo puede ser aumentada para reactivar la posible reduccin del trip margin.

en un trabajo en particular en los short trips es cuando se determina el grado del swabbing: Cuando se perfora a travs zonas mineralizadas, antes de extraer la sarta es necesario realizar un short trip para asegurarse si existe la posibilidad de causar un kick.

Viaje corto

Procedimiento:

extraiga algunos Stands a velocidad normal baje otra vez hasta el fondo circule el fondo hasta la superficie analice el lodo para determinar la presencia de fluidos de formacin:

si el lodo no tiene cortes de gas, puede extraerse todo con la misma velocidad; si el lodo presenta cortes de gas, se debe determinar el tipo de operacin necesaria.

36

El grfico muestra las variaciones de la velocidad de maniobra mostrando dos valores referenciales:

- mxima velocidad(Vmax) - velocidad media (Vmedia)

Causas de kicks

El diagrama muestra las variaciones de la presin en el fondo del pozo debido al swabbing durante una maniobra.

2.4 PRDIDA DE CIRCULACIN El termino "prdida de circulacin" significa que el lodo va desde el pozo hacia la formacin. La prdida de circulacin puede ser parcial: cuando el lodo que sale es menor al de entrada total: cuando no hay retomo de lodo del pozo

La prdida total de circulacin puede causar un kick porque el nivel de lodo en el pozo desciende.

La prdida parcial sola no es una causa directa de un kick.

La prdida de circulacin ocurre en formaciones naturalmente fracturadas o donde mecnicamente se ha inducido este efecto.

Las causas ms importantes son: - causas naturales (geolgicas):

formaciones clcicas formaciones fracturadas fallas

- condiciones operativas: las prdidas de carga sustanciales en el anular surging el comenzar la circulacin a travs de pozos de

pequeo dimetro a gran profundidad gumbo shale en el anular

2.5 DISMINUCIN EN EL NIVEL DE LODO Si el peso de lodo disminuye cuando pase a travs de estratos minerales debido a causas imprevistas, la presin hidrosttica en el pozo cae por debajo de los niveles plantados. Disminucin de la presin hidrosttica presenta el peligro de un kick Las causas ms comunes de una disminucin no planeada del peso del lodo son:

- El funcionamiento defectuoso o fallas en el equipo de control del lodo. - errores en la operacin del circuito del lodo - lodo con caractersticas inesperadas

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WELL CONTROL


.6 LODO CON CORTE DE GAS

idad de gas es liberado. l lodo forma una emulsin con el gas y su densidad disminuye.

a disminucin de la densidad del lodo resulta en una disminucin de la presin de fondo.

sttica con el peligro de currencia de un kick, La cantidad liberada del gas depende de:

de la formacin - dimetro del pozo

en el fondo y enormemente en la superficie, on una disminucin de la presin de fondo,

sado para expeler el as del lodo antes de volverlo a circular. El gas en el lodo puede ser:

a

gas que se acumula en el pozo durante las pausas para adicionar

ra cambiar la broca. Esta pausa es de mucho mas tiempo, y la acumulacin es mayor.

etro grande y alto rgimen de penetracin) - "shallow

l peligro resultante de la contaminacin del do, puede ser determinada de dos formas:

- analticamente siguiendo la siguiente frmula

PH = 2,3 x (D - D1)/D1 x Log PH

1 Densidad del corte de lodo

38

2 Cuando se perfora una estructura que contiene gas, una cierta cantE L El riesgo de expansin del gas y disminucin de la presi6n hidroo

- rgimen de perforacin - grado de porosidad

La densidad del lodo disminuye mnimamentec El detector de gas indica la acumulacin de gas. El degasificador es ug

a) DriIIing gas: gas liberado de la roca debido a la accin de trituracin de la broc

b) Connection gas: tubos

c) Trip gas: gas que se acumula durante las pausas pa

La caracterstica comn de estos tipos de gas es la presin que es menor al de lahidrosttica cuando entran al pozo. Estas situaciones normalmente no representan peligro.

Pueden llegar a ser peligrosas si el volumen de gas es elevado. Esto puede suceder al comienzo de la perforacin (dimgas"

La disminucin de la presin hidrosttica, elo

- de tablas empricas

PH = Profundidad del pozo D = Densidad original del lodoD

Causas de kicks


.7 SITUACINES PARTICULARES

o de kick, o no causan blow - out.

lgunas de estas situaciones son dadas a la a seguir:

bas

despus de una bajada de casing

- la recuperacin de un bridge plug a poca profundidad.

.8 SNTESIS

PRESIANORMAL

O

SWABBING PERDICIRCULACION PESO DEL LODO CORTE DE GAS

2 Una combinacin contempornea de varios fenmenos puede elevar el riesgque pueden derivar de operaciones que normalmente A

- efectuando prue- bajando casing - corriendo registros elctricos - esperando el secado del cemento- algunas condiciones para pesca

2

ON FALLAS EN EL LLENADO DEL

DPOZO DE MOAPROPIADO

DA DE INSUFICIENTE LODO CON

ORIGEN

naturales do

ae la se hacen y

naturales o formacin

Situacionesgeolgicas

Fallas en el llenado cuanse extrsarta

Movimiento del lodo en el pozo cuandoviajes

Causas operativas

Daos en el equipo de circulacin errores de operacin

Fluidos de

EFECTO de de de de Aumento de la presin de formacin

Disminucin la presin hidrosttica

Variacin de la presin de fondo del pozo




PR O A ADOPTAR

s de formacin

y

lodo aadido niobra

corta

tivas en el pozo

on cuidado ticas

del lodo.

OCEDIMIENT Uso de mtodos para prevenir las presione

Uso del trip tank para determinar la relacin entre el acero extrado el volumen de

Reducir la velocidad de la maniobra y acondicionar el lodo. Realizar una ma

Ajustar los parmetros deacuerdo a las condiciones opera

Chequear el equipo y trabajar c

Chequear el detector de gas. Chequear las caracters

39


INDICADORES DE UN KICK

41

Indicadores de un kick

GENERALIDADES Una situacin de kick debe ser reconocida tan pronto como sea posible. Para ello, es necesario reconocer e interpretar correctamente algunos sntomas especficos, llamados "Indicadores de un Kick", que nos permiten detectar la infiltracin de fluido de formacin. En esta seccin trataremos el tema sobre estos indicadores y por que su presencia nos debe hacer sospechar un kick. Es importante tener en mente que en el trabajo real una situacin de kick presenta varios sntomas simultneos que ayudan a reconocerlo. Siga atentamente esta parte del curso: una de las principales responsabilidades de un Driller es reconocer inmediatamente el peligro de un kick. Los Indicadores de Kick pueden ser agrupados en dos categoras:

INDICADORES DE KICK EN PROGRESO INDICADORES DE UN POSIBLE KICK

a) Aumento del Caudal (Flow Rate) durante la perforacin

a) Aumento del volumen en Pits

b) Flujo desde el pozo con bombas paradas b) Incremento del Rango de Penetracin

c) Incorrecto llenado del pozo durante los viajes

d) Disminucin de la Presin de Bombeo- Aumento de las emboladas de la bomba

e) Cortes de gas en el lodo

f) Disminucin del peso de la sarta Aumento

de la presin de Circulacin.

g) Aumento del torque o arrastre (overpull)

Los Indicadores de Kick estn listados segn su nivel de prioridad Los indicadores (e - f - g) se refieren a situaciones particulares, no muy frecuentes. La cantidad de fluido de formacin que puede ingresar al pozo es proporcional a:

- el valor negativo de la diferencia PH - PF - permeabilidad de la formacin

- longitud del pozo perforado - tiempo empleado en reconocer el kick Es necesario detectar la presencia del kick lo antes posible para as tomar inmediatamente las medidas adecuadas. La rpida deteccin del kick es la tarea principal del Driller.

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WELL CONTROL


3.1 AUMENTO DEL CAUDAL (FLOW RATE) En condiciones normales, la cantidad de lodo que sale del pozo es equivalente a la que entra y corresponde al caudal (flow rate) de la bomba. La entrada de fluido de formacin en el pozo altera este equilibrio y causa un aumento en el flujo saliente. El medidor de flujo indica las variaciones en el flujo y estando conectado al flow line nos permite detectar un kick inmediatamente. Cuando la formacin de donde proviene el fluido tiene baja permeabilidad, puede ser difcil medir las variaciones del flujo.

mente en pozos

uede exceder a la presin hidrosttica, permitiendo as la entrada de fluido e formacin al pozo.

enta. Por esto,

lizar una prueba de flujo (flow check), si

estar siempre en

n obedecer a otras causas no relacionadas con un ick; las ms importantes estn listadas a seguir.

ncorrecto uso de vlvulas del sistema de lodo causan transferencia de liquido entre tanques

3.2 FLUJO DESDE EL POZO CON BOMBAS PARADAS

Este es un indicador seguro de un kick en progreso. Este fenmeno sucede especialde dimetro reducido, donde las perdidas de presin en el anular son significativas.

En este caso, al parar la circulacin, las prdidas de presin en el anular se anulan y entonces la presin de formacin pd 3.3 AUMENTO DEL VOLUMEN DE LODO EN TANQUES

Cuando un influjo esta entrando al pozo, el volumen total del flujo saliente aumcualquier aumento del volumen en piletas (tanques) constituye un indicador de kick

En este caso es necesario parar la operacin presente y reano se detecta un kick, revisar la razn de la anormalidad.

La alarma acstica que indica variaciones en el volumen de los tanques debe condiciones operativas y lista para indicar hasta las mnimas variaciones de nivel.

El aumento de volumen en tanques puede tambik

- adicin de cantidades significativas de material al sistema de lodo. - fugas o i

44


3.4 INCREMENTO DEL RANGO DE PENETRACION El rango de penetracin tiende a disminuir a medida que la profundidad aumenta debido al incremento de la compactacin del terreno. Un marcado aumento del rango de penetracin puede indicar la entrada en una zona de presin anormal. En dicha situacin es necesario parar la perforacin y realizar una prueba de flujo (flow check), para identificar la posible presencia de kick. En ausencia de kick, el aumento del rango de penetracin se debe a un cambio en la formacin.

El grfico muestra la tendencia del gradiente de presin de formacin con respecto al gradiente del lodo. El grfico muestra como la entrada en una zona de presin anormal altera el equilibrio hidrosttico con la consecuencia de un kick. Durante la perforacin regular el valor de P es positivo. En la fase de acercamiento a la zona en sobrepresin el P se reduce hasta asumir valores negativos cuando la broca afecta la formacin en sobrepresin. El diagrama resalta este fenmeno que podra deberse tambin a la mayor perforabilidad de rocas suaves.

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WELL CONTROL


3.5 INCORRECTO LLENADO DEL POZO DURANTE LOS VIAJES

ste y

bing) existente debe controlarse cuidadosamente el nivel de variaciones en el trip nk

(flow check) para determinar la condicin del pozo puede revelar tres tuaciones distintas:

retorno al nivel normalpara llenar el pozo se debe a una parcial obstruccin en el anular.

un nivel menor del espera la presin de fondo, con entrada minina de fluido de formacin.

en el tanque sea diferente. En este caso se debe parar el viaje.

el pozo sigue fluyendo presencia de un kick en progreso.

de pistoneo existente debe controlarse cuidadosamente el nivel de ariaciones en el trip tank.

ctar situaciones anormales en el pozo omo migracin de gas o fractura de la formacin.

3.6 N DE LA PRESIN DE BOMBEO-AUMENTO DE EMBOLADAS DE LA BOMBA

presin de circulacin y un ventual aumento en los emboladas por minuto (SPM) de la bomba.

sta condicin revela un posible kick y la operacin presente debe pararse.

presin de circulacin puede deberse tambin a otras causas, como se ilustra a ontinuacin:

- fallas en la bomba

- lodo desbalanceado wash-out en la sarta de perforacin

bomba es ms evidente en sistemas mecnicos o diesel lctricos que en sistemas con SCR.

Si al sacar tubera del pozo, el nivel en el trip tank disminuye menos de lo esperado exila posibilidad de entrada de fluido de formacin al pozo. Se debe parar la operacinexaminar la condicin del pozo (flow check). Para determinar el grado de pistoneo (swabta Un control de flujo si

esta no es una situacin peligrosa. La causa de la menor cantidad

do el pistoneo (swabbing), crea un desbalanceo momentneo en

el equilibrio retorna al parar el movimiento, aunque algo de fluido se mantenga en el pozo y el nivel

Para determinar el grado v Nota: El uso del trip tank durante los viajes permite detec

DISMINUCI

La densidad del fluido de formacin es generalmente menor que la del lodo. Por ello, su infiltracin en el pozo disminuye la presin hidrosttica en el anular, con la consecuente condicin de desbalanceo en el pozo. El desbalanceo produce una cada en lae E La cada de lac

Nota: El aumento de los SPM de la e 46



3.7 CORTE DEL LODO La presencia de fluido de formacin en el pozo puede ser detectada con una continua observacin de algunas caractersticas fisico-qumicas del lodo, como se indica a seguir tales lecturas revelan la presencia de fluido de formacin: densidad La densidad disminuye con la entrada de fluido de formacin al

pozo.

contenido de cloratos Un aumento de cloratos en el lodo indica la entrada de agua nativa, La salinidad del agua de formacin es generalmente mayor que la del lodo de perforacin.

Mediante seguimiento continuo de dichas caractersticas se puede obtener valiosa informacin para prevenir un kick. El lodo de perforacin puede ser contaminado por:

- agua - petrleo - gas

3.8 OTROS INDICADORES Disminucin del peso de la sarta de perforacin y aumento de la presin de circulacin. Una disminucin en el peso de la sarta, observado en el indicador de peso Martin Decker y un aumento en la presin de circulacin indican un posible kick. La presin del fluido infiltrado en el p pozo ejerce una fuerza mecnica que tiende a "empujar" la sarta hacia arriba. Este es un raro fenmeno que puede ocurrir con presiones de formacin elevadas y alta permeabilidad. Nota: Un repentino aumento en la presin de circulacin puede abrir la vlvula de seguridad

de la bomba con retorno de flujo por la sarta. Aumento del torque y/o arrastre (overpull) En condiciones particulares la presin de formacin tiende a reducir la apertura del pozo, con un consecuente aumento del torque durante la perforacin y arrastre al agregar un nuevo drill pipe. Estas condiciones pueden revelar el inicio de un kick.

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WELL CONTROL


.9 SNTESIS

INDICADORES CAUSAS DETECCION ACCIONES

3

Aumento del caudal (Flow Rate) Kick Medidor de flujo

Flujo desde el pozo con bombas paradas Kick Trip tank

Cierre del pozo

Aumento del volumen de lodo en tanques Kcircuito de superficie

In e tan

acstica

ick - Anomalas en el dicador de nivel dques Alarma

Incremento del Rango de Penetracin Cambio de formacin Reg go

de Penetracin Sobrepresin, kick istrador del Ran

Incorrecto llenado del pozo Obstruccin en el anularTrip Tank Pistoneo, kick

D Aumento de emboladas de la bomba

Lavado en la sarta Cuenta emboladas

isminucin de la Presin de Bombeo Kick

Fallas en la bomba Lodo desbalanceado

Medidor

Corte de gas en el lodo Contaminacin del lodo

Seguimiento Kick

Disminucin del peso de la sarta de perforacin y aumento de la presin de circulacin

deben ser controladas e peso

Medidor Kick Anomalas que Indicador d

Aumento del torque y/o arrastre deben ser controladas

so Torqumetro

operacin

C (Flow check)

Kick Anomalas que Indicador de pe

Pare la

ontrol de pozo

48


PROCEDIMIENTOS PARA

EL CIERRE DEL POZO

49

Procedimientos para el cierre de un pozo

4.1 TIPOS DE PROCEDIMIENTOS: CIERRE SUAVE (SOFT SHUT-IN) Y CIERRE DURO (HARD SHUT-IN)

Mediante un control de pozo se verifica la presencia de un kick en progreso. Luego de obtener el resultado, se cierra el pozo o se continua con las operaciones necesarias. El control de flujo debe hacerse siguiendo los pasos listados a continuacin. Control de flujo (flow check)

MIENTRAS SE PERFORA

- Levante el kelly antes de parar las bombas hasta que el tool joint del ultimo drill pipe este sobre la mesa de perforacin.

- Pare las bombas

- Realice el control de flujo

DURANTE UN VIAJE

- Detenga el viaje

- Realice el control de flujo Como resultado del control de flujo:

- El pozo fluye: se realiza el cierre del pozo

- El pozo no fluye: se continua con las operaciones necesarias.

Luego de asegurarse que el pozo debe ser cerrado, uno entre dos procesos, segn Norma API RP 59, debe ser realizado:

1) CIERRE DURO (HARD SHUT-JN)

2) CIERRE SUAVE (SOFT SHUT-IN) Los dos procedimientos de cierre del pozo difieren en:

- la posicin del estrangulador (power choke)

- la secuencia de las operaciones a seguir Procedimientos para el cierre del pozo

Cierre duro (Hard shut-in)

1. Cierre el BOP 2. Abra la vlvula hidrulica de la "choke line" 3 Registre las presiones balanceadas SIDPP y

SICP 4. Registre la ganancia de volumen en tanques

Cierre suave (Soft shut-in)

1. Abra la vlvula hidrulica de la "choke line" 2. Cierre el BOP 3. Cierre completamente estrangulador (power

choke). 4. Registre las presiones balanceadas SIDPP y

SJCP 5. Registre la ganancia de volumen en tanques

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WELL CONTROL

El cierre del pozo implica una serie de manipulaciones sobre el CHOKE MANIFOLD.

El tipo de procedimiento lo elige la operadora y depende de la posicin en que se encuentre el estrangulador (power choke).

Nota: es muy importante verificar peridicamente la disposicin de las vlvulas en el choke manifold, de acuerdo con el tipo de procedimiento. Al cerrar el pozo, bajo presin, se corre el riesgo de fracturar la formacin a la profundidad correspondiente al zapato del casing.

Procedimiento de Cierre duro (Hard shut-in)

1. Cierre el BOP 2. Abra la vlvula hidrulica de la "choke line" 3 Registre las presiones balanceadas SIDPP y SICP 4. Registre la ganancia de volumen en tanques

Nota: Verificar que el estrangulador (power choke) se encuentre en posicin de cierre.

Procedimiento de Cierre suave (Soft shut-in)

1. Abra la vlvula hidrulica de la "choke line" 2. Cierre el BOP 3. Cierre completamente estrangulador (power choke). 4. Registre las presiones balanceadas SIDPP y SJCP 5. Registre la ganancia de volumen en tanques

Nota: Verificar que el choke manifold se encuentre en la posicin correcta para circular el lodo hacia las zarandas a travs del estrangulador (power choke) mitad abierto.

Al cerrar el pozo, bajo presin, se corre el riesgo de fracturar la formacin a la profundidad correspondiente al zapato del casing. En particular, el riesgo es mayor cuando la profundidad no es considerable, debido a la baja gradiente de fractura de la formacin a dicha profundidad (bajo el zapato del casing).

Procedimiento SUAVE Procedimiento DURO

Ventajas Ventajas

Hace ms fcil el control de la presin del Casing, reduciendo el peligro de fractura bajo el

zapato

La operacin toma menos tiempo; menor entrada de fluido de formacin al pozo

La apertura de la vlvula hidrulica de la choke line nos permite, en ciertos paneles de control,

mantener abierto el sistema de apertura automtico del estrangulador (power choke)

Al entrar menos fluido al pozo, se tendr una

menor SICP

Reduccin del "golpe de ariete", debido al cierre inmediato.

Es ms fcil y rpido

Desventajas Desventajas

Un mayor riesgo de entrada al pozo de mayor volumen de fluido de formacin

Gran riesgo de fracturar la formaci6n bajo el zapato del casing

Antes de cerrar el pozo se deben realizar una serie de operaciones, esenciales para cl trabajo que se esta efectuando:

Durante la perforacin - Con broca en el fondo Durante los viajes - Con Drill Pipe

- Con Drill Collars 52



4.2 CIERRE DEL POZO MIENTRA SE PERFORA

Aumento del volumen en tanques

Incremento del caudal de salida del pozo

Aumento del Rango de penetracin

Procedimiento - Pare la perforacin - Levante el Kelly - Pare la circulacin - Realice un control de flujo (flow check) e informe

al supervisor y a los representantes de la operadora.

el pozo no fluye

- Circule bottoms up para el anlisis de los recortes y verifique las caractersticas del lodo

el pozo fluye

- Abra la vlvula hidrulica del choke line - Cierre el BOP anular - Cierre el estrangulador (power choke) - Registre las presiones balanceadas SIDPP y

SICP - Registre las ganancias en tanques

Nota: En este caso se ha elegido el cierre del pozo suave (soft shut-in). 4.3 CIERRE DEL POZO DURANTE LOS VIAJES, CON DRILL PIPES Si el nivel del lodo en el trip tank no corresponde al volumen

de acero metido o extrado del pozo

Procedimiento

el pozo no fluye - Regrese al fondo - Repita el control de flujo

- Pare el viaje - Realice un control de flujo (flow check) e informe al

supervisor y a los representantes de la operadora.

el pozo no fluye - Circule hacia la superficie el

influjo con pozo abierto y a caudal normal

53

el pozo fluye - Instale una vlvula de seguridad en posicin abierta y luego

cirrela - Abra la vlvula hidrulica de la choke line - Cierre el BOP anular - Cierre el estrangulador (power choke) - Instale una inside BOP abierta luego cerrarla - Conecte el kelly o TD con las vlvulas abiertas - Abra la vlvula de seguridad - Registre la SICP balanceada y luego bombear lentamente

hasta abrir la inside BOP y registrar la SIDPP - Registre las ganancias en tanques


WELL CONTROL

La inside BOP debe mantenerse en buenas condiciones, en posicin abierta y sobre la mesa de perforacin. Las llaves para abrir o cerrar las kelly cocks, deben estar siempre a mano. Si se ha instalado la vlvula Gray, para la lectura de la SIDPP siga el procedimiento apropiado (vea balance de presiones).

Nota: se ha elegido el cierre suave del pozo en el ejemplo. 4.4 CIERRE DEL POZO DURANTE LOS VIAJES, CON DRILL COLLARS

Procedimiento

el pozo fluye - Instale el cross-over adecuado para poder conectar la vlvula de seguridad. - Instale la vlvula de seguridad en posicin abierta; luego cirrela. - Abra la vlvula hidrulica de la choke line - Cierre el BOP anular - Cierre el estrangulador (power choke) - Instale una inside BOP abierta luego cerrarla - Conecte el kelly o TD con las vlvulas abiertas - Abra la vlvula de seguridad - Registre la SICP balanceada y luego bombear lentamente hasta abrir la

inside BOP y registrar la SIDPP - Registre las ganancias en tanques

- Pare el viaje e informe al supervisor y al representante de la operadora.

Si el nivel del lodo en el trip tank no corresponde al volumen de acero metido o extrado del pozo

4.5 NOTAS Al cerrar el pozo se debe tener en mente lo siguiente: Cierre del estrangulador (power choke):

Si el estrangulador que ha sido instalado no sella perfectamente, para obtener las presiones balanceadas (SIDPP Y SICP) se debe cerrar la vlvula inmediata anterior al estrangulador.

Instalacin de la kelly cock como vlvula de seguridad (safety valve):

Las llaves para cerrar y abrir las kelly cocks, deben estar siempre a mano

Instalacin de x-overs: Los x-overs necesarios para conectar las "vlvula de seguridad" a los Drill Collars deben estar listas en la mesa de perforacin.

Mantenimiento de la vlvula de seguridad y la inside BOP:

La vlvula de seguridad y la inside BOP deben mantenerse en buen estado, en posicin abierta y accesibles en la mesa de perforacin.

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4.6 ADIESTRAMIENTO DEL EQUIPO Con el objetivo de mantener alto el nivel de eficiencia del equipo y de controlar que los procedimientos se lleven a cabo correctamente, se realizan ejercitaciones (drill) con cierta regularidad y frecuencia.

Las ejercitaciones se realizan sin previo aviso y el equipo tiene que enfrentarlas como si se tratara de una emergencia o de una situacin real. Pit drill La ejercitacin consiste en la simulacin de una variacin de nivel en el tanque.

Haciendo saltar manualmente los indicadores de nivel se activa la seal de alarma y el equipo tiene que actuar inmediatamente los procedimientos previstos en funcin de la situacin operacional.

La ejercitacin es interrumpida por el supervisor antes de cerrar el pozo y se miden los tiempos empleados para comprobar la eficiencia del equipo (el tiempo empleado no debe superar el minuto).

BOP drill Incluye todos los pasos del Pit drill ms el cierre del pozo. Inicialmente esta ejercitacin se lleva a cabo muy a menudo hasta que el tiempo de actuacin descienda a una valor aceptable (dos minutos). Sucesivamente el BOP drill se repite semanalmente. La ejercitacin cambia segn la situacin operacional de las siguientes maneras:

- en perforacin - en maniobra con drill pipe - en maniobra con drill collars - con tubera fuera del pozo

Basado en la situacin sobre la que se activa el ejercicio, el equipo deber proceder al cierre del pozo segn el procedimiento correspondiente.

Stripping drill El ejercicio consiste en el cierre del BOP con la tubera en el pozo y en hacerla

bajar segn el procedimiento de stripping. Esta prueba se efecta despus de la bajada del casing y antes de perforar el

cemento. La duracin de la prueba debe permitir la bajada de un suficiente trecho de

tubera, de tal manera que se pueda comprobar la eficiencia de los aparatos y que le permita a cada miembro del equipo aprender la propia tarea.

Choke drill La ejercitacin, que hay que llevar a cabo antes de perforar el zapato, prevee que con el pozo cerrado y con la presin atrapada se bombee a travs de la tubera a la capacidad prescrita, actuando sobre el choke para controlar la presin en el casing. Esta ejercitacin tiene como objetivo entrenar el equipo para las operaciones en el choke.

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4.7 BALANCE DE PRESINES (SIDPP, SICP) Cuando ocurre un kick, las presiones en superficie aumentan a tal punto que sumadas a sus respectivas presiones hidrostticas (PH tubera y PH casing), se obtiene una presin de fondo igual a la presin de formacin. Llegando a dicho punto, ambas presiones se estabilizan en sus respectivos valores. El tiempo necesario para que la SIDPP y SICP lleguen a sus valores finales se define como "tiempo de estabilizacin (generalmente de 5 a 10 minutos).

El aumento de la presin de superficie debe ser seguido atentamente y registrado de tal forma que se pueda reconocer el momento exacto en que la presin se estabilice Los valores verdaderos de la SIDPP y SICP a ser considerados para la posterior operacin de control son aquellos registrados en el momento de estabilizacin.

El tiempo de estabilizacin, luego de cerrar el pozo, esta relacionado con el flujo de formacin y depende de:

grado de permeabilidad de la formacin naturaleza y volumen del fluido de formacin diferencia entre PB y PF

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Es muy importante conocer los valores exactos de SIDPP Y SICP porque:

- el valor de la SIDPP nos permite calcular el peso del lodo necesario para controlar el kick; - la diferencia entre la SII)PP y SICP, junto con el aumento de volumen de lodo en tanques,

nos permite determinar la naturaleza del fluido contaminante (densidad DG):

DG = D - (SICP - SIDPP) /(0.052 x HG)

Si DG < 2. 5 ==> gas (ppg) Si 2. 5 < DG < 6.9 ==> mezcla Si DG > 6.9 ==> liquido Determinacin de las presiones balanceadas Determine el momento de estabilizacin puede ser difcil en algunos casos debido a la migracin del influjo de gas hacia la superficie. El ascenso del gas en un pozo cerrado induce a una constante pero cada vez mayor incremento de la presin, mas que a una estabilizacin de la misma.

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En este caso es imposible establecer el verdadero punto de estabilizacin debido a que el lapso de tiempo (A-B) que representa el periodo de estabilizacin, es inseparable del lapso de tiempo (B-C), que representa el aumento de presin debido al ascenso del gas hacia la superficie.

Cuando es difcil determinar el punto de estabilizacin, se puede proceder dedos maneras:

1- Prolongue el tiempo de observacin. Con lecturas de presin frecuentes, hasta que el aumento de presin tienda a estabilizarse.

2- interpole los datos: Se determinan pares de valores correspondientes (tiempo, SIDPP), registrados con la mxima precisin posible.

Se traza una curva que una los puntos correspondientes para los valores de la SIDPP (ordenada) y SIDPP~ (abscisa). La interseccin de la recta con el eje de las presiones determina el punto de estabilizacin de la SIDPP.

Situaciones particulares

La lectura de la presin en Drill Pipes puede verse dificultada por la presencia de una check valve en sarta que impida el registro de la presin en el manmetro.

En este caso se debe seguir el siguiente procedimiento para determinara SIDPP:

- Empezar a circular lentamente hasta que la check valve se abra

- La lectura en el manmetro de la SIDPP, en el momento de la apertura, representa la presin de estabilizacin.

Nota: Durante este procedimiento se debe mantener la SICP bajo observacion; esta presin no debe aumentar. Su incremento indica que ]a presin inducida por las bombas a travs de los Drill Pipes ha sido muy alta y se ha transmitido al casing (circulacin con pozo cerrado)

Situaciones anormales La lectura de las presiones estabilizadas puede poner en evidencia las siguientes situaciones:

1) 0< SIDPP < SICP situacin normal - la presin del casing reacciona ante la presencia del influjo y PF >PH.

2) SIDPP = SICP >0 Fluido contaminante con igual densidad que el lodo. La altura del influjo es insignificante.

Influjo del movimiento que crea una variacin de presin situado debajo del trepano.

El fluido a entrado en ambos, Drill Pipes y casing. 58



3) 0= SIDPP < SICP una situacin que puede presentarse en cienos casos es el influjo por "swabbing" o debido a una excesiva prdida de peso del lodo en el anular debida al gas de perforacin. Este tipo de situacin se puede presentar tambin en presencia de una vlvula en una sola direccin (check) en la tubera.

4) 0< SJCP < SIDPP la altura del influjo en Drill Pipes es mayor que la del influjo en el casing

Uso de las presiones para controlar el pozo Las lecturas de las presiones de estabilizacin son muy importantes porque reflejan la situacin real en el fondo del pozo y constituyen la base del control de erupcin. Una SICP constante al empezar la circulacin garantiza a su vez una presin de fondo constante. La SIDPP nos permite calcular la densidad del lodo para "matar" el pozo y obtener un valor correcto de la presin inicial de circulacin (ICP). KMD = OMD + SIDPP/(TVD x 0.052) Donde: KMD = Densidad para matar el pozo OMD = Densidad original del lodo TVD = Profundidad Vertical Verdadera La KMD se calcula para restablecer el equilibrio hidrosttico en el fondo del pozo. Al final del control de erupcin, antes de reasumir la perforacin, es necesario aumentar algo ms el peso del lodo para permitir un margen para las maniobras.

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METODOS DE CONTROL

DE POZO

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Mtodos de control de pozos

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GENERALIDADES Hay muchos mtodos para controlar un pozo. Cada cual tiene sus caractersticas y se usa segn las condiciones operativas. Pero durante un control de pozo hay una regla principal que se debe cumplir en todos los mtodos: La presin de fondo debe ser igual a la presin de formacin: PB = PF De esta manen se controla el ingreso de fluidos a la formacin y se evita el riesgo de fracturar la formacin. 5.1 METODO DEL PERFORADOR El mtodo del perforador es considerado como el mtodo ms simple para controlar un pozo ya que no requiere de clculos complicados y se acomoda a diferentes situaciones. El mtodo puede ser dividido en dos fases:

Primera circulacin deber circularse primeramente con el lodo original para evacuar el primer influjo.

Segunda circulacin deber realizarse una segunda circulacin con el lodo mas pesado con la finalidad de desplazar el lodo original y poder balancear la columna hidrosttica nuevamente.

Procedimiento operativo: PRIMERA CIRCULACIN

1. Calcule la presin inicial de circulacin: ICP = SIDPP + PL

2. empezar a bombear lentamente incrementando las emboladas hasta alcanzar el caudal mnimo de circulacin preestablecido, paralelamente regular el power choke de tal manera que se mantenga la SICP constante.

Una vez que la bomba haya alcanzado el caudal mnimo de circulacin, con la finalidad de mantener la presin de fondo constante, es necesario:

- mantenga las emboladas de la bomba constantes - mantenga la presin inicial de circulacin (ICP) constante - mantenga la densidad del lodo uniforme en todo el sistema

Sin embargo, durante el tiempo de estabilizacin, la presin en la tubera puede aumentar gradualmente, por lo tanto es necesario tener bajo control la SICP.

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3. tan pronto como se haya alcanzado el nmero mnimo de emboladas preestablecidas, ver el valor de la presin de circulacin

- si el valor de la presin es igual al ICP calculado, la situacin es normal; - si el valor es ligeramente diferente, la situacin puede ser aun normal. La diferencia puede

deberse a una variacin en la eficiencia volumtrica de la bomba y al tiempo de registro del valor de PL;

- si el valor es considerablemente diferente, la situacin es anmala, se debe parar el bombeo, revisar cual es la causa de tal diferencia y resolver el problema antes de continuar.

4. Continuar circulando hasta que se haya desalojado completamente el fluido del kick manteniendo la presin de circulacin y constantes las emboladas en la bomba. Basndonos en el principio del tubo en "U" las variaciones de los valores de ICP pueden ser compensados por las variaciones en los valores en SICP a travs del choke. En este caso debemos tener en cuenta que todos estos cambios sern transmitidos al manmetro de la tubera de perforar despus de un tiempo, debido a la profundidad del pozo (la propagacin de la onda de presin se moviliza a travs del lodo aproximadamente a 985 pies/seg.). En trminos prcticos, luego de haber regulado el choke a una cierta medida, deber transcurrir el tiempo suficiente para poder percibir en el manmetro la presin correspondiente.

5. Finalice la circulacin cuando el Influjo haya sido completamente desalojado y verificar que

SICP = SIDPP

Esta situacin puede verificarse ya sea con circulacin o en condiciones estticas.

Uno puede saber si la operacin fue satisfactoria parando la bomba, cerrando el choke y luego leer las presiones estabilizadas de SIDPP y SICP:

- si ambas son iguales, esto significa que el influjo fue circulado y sacado del pozo por lo tanto la primera circulacin ha terminado;

- si el valor de SICP es mayor que SIDPP, quiere decir que todava queda algo del influjo en el anular y que por lo tanto deber continuarse con la circulacin a fin de sacar todo el influjo del pozo;

- si son iguales, pero mayor que el valor esperado, esto significa que en el momento de parar la bomba fue atrapada alguna presin. Este exceso debe ser liberado a travs del choke. La confirmacin de que haya sido atrapada una presin se ve cuando cae la presin en el drill pipe mientras se desfoga con el choke.

Procedimiento operativo: SEGUNDA CIRCULACION 1. preparar el lodo para controlar el pozo

El peso del lodo para controlar el pozo se calcula de la siguiente manera:

KMD= OMD+ SIDPP x 0.052 /TVD 2. preparar los datos para circular

Preparar datos para la circulacin significa tener listo:

- el nmero de emboladas necesarias para reemplazar el volumen interno de la sarta de perforar (esto requiere de una conversin de volumen a emboladas de la bomba)

- programe el contador de emboladas 64

Mtodos de control de pozos

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3. circule hasta que el lodo original haya sido desplazado del interior de la sarta manteniendo SICP constante.

Si al final de la primera circulacin la bomba esta parada, es necesario encenderla nuevamente incrementando las emboladas lentamente hasta el valor de PL manteniendo SICP constante hasta completar el desplazamiento del volumen interno de la sarta de perforar.

Durante esta fase, corno en la primera circulacin, las emboladas de la bomba deben mantenerse constantes.

Si la bomba no ha sido parada, la circulacin puede continuar con los mismos parmetros.

En esta fase la presin hidrosttica se ira incrementando gradualmente debido al lodo pesado, por lo que la SIDPP ira reducindose gradualmente hasta llegar a cero por otro lado la presin de circulacin tambin disminuir.

4. registre el valor de la presin final de circulacin (FCP)

Al final del desplazamiento del lodo dentro de la sarta, el valor de la presin de circulacin debe ser registrado y mantenido constante durante todo el tiempo que sea necesario para desplazar el lodo del anular.

El valor registrado debe ser comparado con el calculado previamente (FCP) con la siguiente frmula:

FCP = PL x (KMD/OMD)

Si todo esta bien, los dos valores debern coincidir. 5. complete la circulacin hasta desplazar totalmente el volumen anular manteniendo el valor

de FCP constante. Pare la circulacin y verifique las presiones.

6. si la situacin es aparentemente normal abrir el BOP y ver si hay flujo del pozo, luego continuar con el acondicionamiento del lodo.

Durante un control de pozo se deben registrar los siguientes parmetros (con intervalos de 5 a 10 minutos):

Presin de Circulacin SICP Emboladas en la bomba (STRK/min y acumuladas) Densidad del todo (entrante y saliente) Volumen en tanques Posicin del Choke

El conocimiento de estos datos ser muy til para poder detectar eventuales anomalas durante el control del pozo.

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DICTADO - Well Control - Manual de Well Control Petrex

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