METODO VOLUMETRICO DE CONTROL DE POZOS

Para corregir las variaciones de presión en el espacio anular durante la bajada/sacada de tubería bajo presión, u para mantener constante la presión del fondo del pozo cuando no hay tubería en su interior, se puede utilizar un método que relaciona el volumen de fluido en el espacio anular y la presión anular. El Método Volumétrico está sujeto a ciertos errores y es un concepto matemático, por lo que solo debe utilizarse cuando se cuenta con la supervisión adecuada.

Normalmente, se puede mantener constante la presión en el fondo del pozo monitoreando y manteniendo constante la presión de la tubería. Si la barra está tapada o si no hay tubería en el pozo, o no se puede monitorear la presión de tubería, se puede usar el método Volumétrico.

 En el método volumétrico, se monitorea y se mantiene constante la presión en el casing hasta que se descarga una cantidad calculada de fluido por el estrangulador. Una vez hecho esto, se recalculará la presión de casing que se debe mantener, de acuerdo a cálculos previos. 

Cuando el gas llega a la superficie, se revierte el proceso y se bombea fluido al pozo. Se permite que la presión del casing disminuya de acuerdo al cálculo volumétrico. Esta técnica también se conoce como Inyección y Purga.

 VIDEO DE COMO CONTROLAR EL POZO CUANDO NO HAY TUBERIAS

El Método Volumétrico se basa en algunas observaciones básicas de las presiones y condiciones del pozo

    1-La cantidad de fluido que queda en el espacio anular controla en parte la presión de cierre del interior del casing.

    2-Las variaciones en la cantidad de fluido en el espacio anular modifican la presión de cierre del interior del casing.

    3-Se puede calcular la presión que ejerce cada barril de fluido en el espacio anular.

    4-Se tiene datos bastante certeros de la geometría del pozo (diámetro interno del casing, caliper promedio del pozo abierto, diámetros externos de las barras, tubing, portamechas)

Los cálculos matemáticos que se requieren para el Método Volumétrico son los siguientes:

Cuando se usa el Método Volumétrico, la presión de cierre del interior del casing o la presión de cierre del espacio anular más cierto margen se definen como la presión necesaria en el casing o en el espacio anular para dominar una formación en surgencia.

Si se pierde fluido por desplazamiento a las piletas, o si se bombea fluido de las piletas al pozo, se debe aumentar o disminuir la presión en el espacio anular de acuerdo a la presión que representa dicha cantidad de fluido en el pozo. Se debe tener un registro confiable de la hora en que entro el gas al pozo y en consecuencia empezó a migrar, para poder ubicar el gas en el pozo

EJEMPLO PRACTICO

 Un pozo se encuentra con la entre-columna presurizada por una surgencia de gas en el fondo, el interior del sondeo esta tapado por lo tanto no se puede circular y se va a aplicar el método volumétrico para controlar las presiones en el pozo a medida que el gas migra a superficie.

PCIC: 500 psi 

Densidad lodo: 10 ppg

Capacidad anular: 0,0484 bbl/pie

PVV: 10000 pies

PROCEDIMIENTO:

1-Deje que la presión del casing PCIC aumente un determinado valor, por ejemplo 100 psi, si los resultados del PIT o LOT lo permiten, este primer incremento debería tomarse como un margen de seguridad.

2-Calcular la presión hidrostática por barril de lodo en el espacio anular del techo de la burbuja de gas

Gradiente lodo = 10 ppg x 0,052 = 0,52 psi/pie 

 Psi/barril = 0,52 psi/pie ÷ 0,0484 bbl/pie = 10,74 psi/bbl

3-Calcular el volumen a purgar en cada etapa

Volumen de purga bbl = 100 psi ÷ 10,74 psi/bbl = 9,3 barriles (100 psi de PH)

4-Permita que la presión del casing aumente 100 psi sin purgar del pozo (margen seguridad)

5-Permita que la presión del casing aumente 100 psi mas y purgue el volumen de lodo calculado para disminuir 100 psi la hidrostática del pozo (9,3 bbl), sin permitir que la presión del casing disminuya mientras se purga el lodo

6-Repita el paso 5 hasta que se implemente otro método de control o hasta que el gas llegue a boca de pozo

¿Que sucede en el fondo de pozo?

De esta manera se logra que el gas llegue a superficie expandido (de las 5700 psi que tenia en el fondo llego con 1000 psi a superficie) y en todo momento la presión de fondo se mantuvo 100 o 200 psi por encima de la presión de formación, el pozo no esta ahogado pero la situación esta temporalmente controlada

TODO ESTE TEMA SE ABARCA EN EL LIBRO "MANUAL DE WELL CONTROL-DLS ARCHER" (el cual no se lo halló en internet)