En el artículo Problemas comunes y complicaciones durante la Operación de Control de Pozo, se trata de complicaciones comunes que se pueden ver al realizar una operación de control de pozos. Para este artículo, se discutirán otros problemas de hoyo tales como tubería atascada, presión superficial que llega a MAASP, pérdida de control e hidratos.
Stuck Pipe / Pega de Tubería
Durante una operación de control de pozos, una tubería atascada puede ocurrir y esto tiene el potencial de conducir a problemas serios. Cada vez que la tubería está fuera del fondo, las posibilidades de que la tubería se pegue aumenta. Por lo tanto, la rotación de la tubería debe reducir el riesgo de que este problema ocurra. Sin embargo, con el pozo cerrado, es imposible girar para minimizar la tubería atascada por lo que la tubería atascada debe ser trabajada después de que el pozo esté correctamente asegurado.
A lo largo de la operación de control, las presiones del pozo serán altas y esto significa que la causa más común de una tubería atascada proviene de la pega diferencial. Sin embargo, esto no es para decir que el bastón mecánico puede ocurrir si el agujero se empaca después de entrar en contacto con los fluidos de afluencia.
La operación normalmente puede continuar cuando la tubería está diferencialmente atascada (con la mecha en el fondo) porque el pozo todavía se puede matar con circulación. Una vez que el pozo es controlado, entonces la tubería puede ser libre de forma segura más tarde.
Cuando el bit está de abajo y la tubería se atasca diferencialmente, este es un escenario más complicado ya que es más difícil reducir la presión del pozo; a esa profundidad, normalmente es imposible lograr una reducción por circulación. Aunque puede haber oportunidades de detectar un agente liberador y liberar la tubería, el control volumétrico es el método elegido si la afluencia fue enardeada.
Cuando la tubería está atascada mecánicamente, la tubería se puede liberar divisando un agente liberador y trabajando la tubería (combinando los dos, el resultado deseado es alcanzable).
Figura 1 Pipa atascada debido a la pegadización diferencial
Aproximación de la presión superficial a la presión de superficie anular máxima admisible (MAASP)
Máxima Presión de Superficie Anularular admisible (MAASP) es la presión anular máxima que provocará la descompresión de la formación. MAASP puede estar en una condición estática y una condición dinámica (circule).
En la condición estática, la ecuación de MAASP se lista a continuación;
MAASP, psi = (Leak Off Test pressure, ppg . peso actual del barro, ppg) x 0.052 x Zapato de casing TVD, ft
En la condición dinámica, debido a la presión de fricción en el anillo mientras circula, es muy difícil calcular un MAASP preciso por lo tanto no se recomienda determinar el MAASP dinámico mientras circula la patada fuera del pozo. Además, NO debe usar MASSP en la condición estática mientras circula. Por ejemplo, se determina la estática MAASP de 1.000 psi y mientras circula, la presión de la carcasa puede ir más de 1000 psi. Si usted trata de bajar la presión de la carcasa engañando la interpretación de este valor, la patada adicional irá en el pozo y finalmente hará que la situación de control bien empeore aún más.
Durante una operación de control de pozos, MAASP ya no necesita ser considerado una vez que se desplaza la cima de una afluencia (una vez que se mueve más allá y luego por encima del punto débil de aguja). Cuando las presiones de la superficie superan el MAASP, hay opciones si las presiones del agujereado son causadas por una patada debajo del punto débil del agujato. Por ejemplo, la presión del hoyo en el fondo se puede mantener en, o ligeramente más alto que, la presión del poro de la zona de patada.
Cuando el punto débil de agudo está sobrepresionado, hay muchas consecuencias para evaluar teniendo en cuenta los siguientes factores;
- Calidad del trabajo de cemento
- Agota de zapato de profundidad
- La extensión de la sobrepresión en el punto débil del agudo abierto
- Características del punto débil de agudo abierto
- El período de tiempo para el que el punto débil de la agudeza abierta será sobre-presionado
- El riesgo de ataque alrededor de la carcasa
- Todos los factores de seguridad aplicables en el cálculo MAASP
Cuando la formación está infraequilibrada, hay diferentes consecuencias para evaluar teniendo en cuenta los siguientes factores;
- Pijama de permeabilidad
- Tipo de líquido de la zona de patada
- Período de tiempo para el que la zona de patadas estará infraequilibrada
- Grado de infraequilibrio
Sólo una vez que se hayan considerado estos factores se podrá elegir la línea de acción adecuada. Dicho esto, el subequilibrado sólo debería ocurrir en una zona de patadas en circunstancias excepcionales; un ejemplo sería cuando la zona tiene baja permeabilidad. Después de cerrar en un pozo que ha patada, el ritmo de presión se puede utilizar para evaluar la situación completamente.
Pérdida de control
Cuando se experimenta una pérdida de control durante una operación de control de pozos, esto es normalmente el resultado de formaciones expuestas o de carga excesiva de equipos de control de presión. Sin embargo, algunos incidentes en el pasado han observado un fallo en el equipo en el que las presiones son significativamente inferiores a los valores nominales.
Cómo puede suceder?
La falta de mantenimiento adecuado, la corrosión y la fabricación defectuosa son causas comunes. Cuando se expone a fluidos corrosivos, incluido el H2S, se sabe que el equipo de alta presión es más susceptible que la mayoría al fracaso.
Desafortunadamente, no hay necesariamente procedimientos específicos a seguir cuando se experimenta una pérdida de control. Dicho esto, debemos señalar que la seguridad del personal debe ser siempre la prioridad a la hora de tomar medidas.
Hidratos
En el pasado, muchos han comparado los hidratos de gas natural con la nieve en términos de apariencia. Conteniendo compuestos químicos de agua líquida e hidrocarburos ligeros, normalmente se forman en ciertas condiciones (presión) cuando la temperatura es más alta que el punto de congelación de agua. Cuando hay altas velocidades de gas, el proceso de formación se acelera; esto también es cierto con un aguas abajo de un estrancó y en codos (causando la mezcla en componentes de hidrocarburos), pulsaciones de presión y varias otras agitaciones.
Los hidratos de gas durante las operaciones de control de pozos pueden causar numerosos problemas, entre ellos;
- En y aguas abajo de la restricción o estranjo, podría haber un tapón de las líneas de superficie. Cuando los equipos de baja presión, como una línea de ventilación de gas o un separador de pobres, experimentan altos caudales de gas, el peligro aumenta un poco. Con estas condiciones presentes, la formación de tapones hidratos puede sobrepresión rápida (equipos de control de pojos con baja presión).
- El anútuo del pozo se puede sellar y la cuerda perforada inmovilizada cuando las líneas de estridamiento submarina/matan se enchufan y por lo tanto los BOP submarinos no pueden abrirse ni cerrarse. Anteriormente, se han registrado incidentes con pilas submarina a una profundidad de 1.150 pies (y más).
- Temperatura, composición del gas, contenido líquido y presión son los cuatro principales factores que determinan el potencial de formación de hidratos. Utilizando la Figura 2, se puede predecir la formación de hidratos y las condiciones para tal ocurrencia pueden incluir ambientes de agua fría (en una pila submarina).
Figura 2 - Temperatura en la que se congelarán los hidratados de gas (Katz)
Mientras tanto, se puede predecir la disminución de la temperatura asociada a una caída de presión usando la Figura 2. Si usamos un estrango como ejemplo, el gas podría estar en 3.000psis y 90 grados Fahrenheit. Si este gas se asfiestara a 1.800 psi, se podría esperar que la disminución de la temperatura alcance los 55 grados Fahrenheit. Por lo tanto, podemos esperar formación hidrámtica.
Para luchar contra los hidratos, las siguientes técnicas pueden ser útiles;
Anticongelación - En primer lugar, los agentes anticongelantes se pueden inyectar en el flujo de gas y esto incluye metanol. Al disolver los depósitos de agua líquida, la idea es reducir la temperatura a la que se forman los hidratos. Durante las operaciones de prueba de pozos, el metanol se inyecta comúnmente en el árbol de ensayo submarino de una plataforma flotante.
Cómo se logra?
El colector de estráfigo se considera el mejor lugar para inyectar metanol en la superficie (siempre y cuando se inyectó aguas arriba del estráfimo). Muchas bombas de inyección químicas Texstream que tienen una alta presión, son adecuadas para esta aplicación en particular.
Calentar después de anticongelación, las operaciones de pruebas de pozos de gas normalmente tendrán un intercambiador de vapor. Para prevenir la formación de hidratos, se considera la solución más eficaz (así como fiable). En lugar de elegir una de estas dos primeras opciones por sí sola, los mejores resultados se ven cuando se combinan.
Presión de línea Por último, los hidratos se pueden derretirarlo cuando se reduce la presión de la línea. En comparación con las dos primeras opciones, esta es una medida muy temporal y una que no siempre es práctica. Desafortunadamente, se requiere un gran pedazo de tiempo para que la línea se despeje después de que se han formado los hidratos.
Para hacer frente a los hidratos, es necesario proporcionar una contingencia adecuada en la línea anterior; esto es particularmente cierto cuando existe un potencial de que existe una formación hidratilada. Además de esto, las presiones y temperaturas submarinas de agua deben ser monitoreadas en la superficie si se experimenta una patada de gas.
Referencias
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