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Control de Pozos
Schlumberger IPM
Control de Pozos
Preventivo
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Antes de comenzar……
• Sede del Seminario• Información sobre QHSE y seguridad• Servicios / facilidades • Asignación de salas para estudio en grupo • Uso de celulares y computadores • Horario de trabajo, descansos y almuerzos • Pasaporte QHSE• Presentación de los participantes
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Agenda del Curso• Introducción• Estudio y discusión de políticas y estándares de IPM• Analogía del tubo en “U” – Presiones en el pozo.• Causas, prevención y detección de Influjos• Diseño del pozo para control de influjos• Equipos para control de pozos• Desviadores de flujo• Procedimientos para cerrar el pozo• Control de pozos con lodos base de aceite – OBM• Efectos de la migración de gas
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Agenda del curso (continuación)
• Control Secundario – Métodos Convencionales (con circulación) – Presión de Fondo Constante
• Otros Métodos de Control – Condiciones EspecialesControl de pozos en operaciones de rehabilitación
• ROPE- Rig Operations Performance Execution:- Inspección y evaluación de equipos y procedimientos- Prácticas recomendadas para la Prevención de Influjos
• Manejo del riesgo, Solución de Problemas y Toma de Decisiones
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Sección 1
Introducción
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Sección 1
• Razones para un Curso de Control Preventivo
• Entrenamiento sobre Control de Pozos en IPM
• Ejemplo de Incidente de Control de Pozo
• Causas Raíz de los Incidentes de Control en IPM
• Objetivos del Curso de Control Preventivo
• Evaluación Previa.
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Razones para un taller sobre Control Preventivo de Pozos
Dos razones principales para este taller de PWC:
1. El número de incidentes de control de pozos en IPM llegó a un nivel inaceptable para finales del año 2000:
Tasa de incidentes en IPM : 1/50 (incluye todos los incidentes de control de pozos, tanto influjos como reventones)Promedio de la industria: 1/450 (sólo incluye reventones)
2. Desarrollar una cultura común:
IPM está constituida por personas con diversa experiencia y provenientes de empresas diferentes. No existe una cultura común. Esta es una buena oportunidad para reunirse y debatir ideas sobre el control de pozos, compartir experiencias y colocar a todos en el mismo contexto.
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Entrenamiento en Control de Pozos en IPM
1. Módulo Básico Introductorio para el personal nuevo y como iniciación al trabajo en el campo (Documento informativo sobre condiciones específicas para WC en el Proyecto)
2. Entrenamiento exigido por IWCF o según los requerimientos del cliente
3. Entrenamiento en Control de Pozos Preventivo- No es de certificación pero sí mandatorio en IPM
4. Cursos avanzados sobre control de Pozos HP/HT, Operaciones en Aguas Profundas, Perforación Bajo Balance, Pozos Horizontales, etc., forman parte de un proceso modular de autoentrenamiento basado en los requerimientos de cada proyecto.
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Caso Histórico de Incidente de Control de Pozo Campo Dación - Pozo GG-617
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Detalles del Incidente – Pozo GG-617
• Pérdida del control en el pozo GG-617: sucedió durante el cañoneo a las 01:30 horas el 27 de febrero de 2000. La cuadrilla del equipo recuperó el control del pozo a las 18:55 horas y lo cerró finalmente a las 19:00 horas del mismo día. No se reportaron lesionados durante la operación de recuperación debido al reventón.
• La gerencia de LASMO estimó una pérdida de 300 bls. de crudo pesado hacia el terreno circundante. Por otra parte, más de 2 kilómetros cuadrados, aproximadamente, quedaron afectados por la nube aerosol de hidrocarburos que se encontraba bajo 500-1000 psi en superficie. El pozo GG-617 es parte del campo Dación, bajo la gerencia de la Alianza LASMO-Schlumberger.
• No se cumplieron muchas de las políticas y procedimientos operativos fundamentales. De haber seguido los procesos básicos, no se habría producido esta emisión no controlada del pozo.
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• Falta de conocimientos y destreza del personal del equipo
• Falta de compromiso y liderazgo de las personas a cargo
• Prácticas deficientes de trabajo
• Diseño inadecuado del pozo o del programa de perforación
• Falta de entrenamiento en control de pozos preventivo
• Aplicación deficiente de políticas y normas
• Manejo deficiente de contratistas y proveedores
• Deficiencias en el manejo de los riesgos o en el manejo de los cambios en los programas ya aprobados
• Fallas en la comunicación / difusión de normas.
Incidentes de control de pozos en IPM
Ejemplos de “Causa–Raíz”
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49%
17%
17%
17%Control de pozos
Cementación
Atascamiento de tubería
Tub. de revestimiento ycompletaciones
Distribución de incidentes en IPM por tipo(Años 1999 y 2000 - Aprox. 300 pozos)
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Incidentes de Control de Pozo en IPM
Year# Kicks + blowouts
# Blow Outs
# Wells Total
Well / Kick
Well / Blowout
1995 0 24 - -
1996 5 145 29 -
1997 18 536 30 -
1998 14 507 36 -
1999 7 3 300 43 100
2000 11 4 493 45 123
2001 15 1 1170 78 -
2002 4 -
Total 74 8 3175 43 397
74 incidentes de control de pozo en 74 mesesEne 1996 - Feb 2002
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Operador/nombre de pozo/ubicación Año Monto
Ejemplos de costo de reventones para los operadores
Phillips, Plataf. Ekofisk, Noruega/Mar del Norte 1976 $56,000,000Pemex, Abkatun-91, México 1777 $12,000,000Mobil, Arun C-II-2, Indonesia 1978 $93,000,000Aramco, Berri-34, Arabia Saudita 1978 $65,000,000Gulf Oil, Angola 1978 $90,000,000Pemex, Ixtoc, México 1978 $85,000,000Pemex, Giraldas-22, México 1978 $20,000,000Pemex, Juspi-2A, México 1979 $15,000,000Mobil, Arun C-II-8, Indonesia 1980 $53,000,000Aramco, Hasba-6, Arabia Saudita 1980 $22,000,000Apache, Key #1-11, Texas, EE.UU. 1982 $52,000,000Mobil, West Venture, Nova Scotia, Canadá 1985 $124,000,000Texas O&G, Marshall Well, Texas, EE.UU. 1985 $50,000,000Total, Bekepai, Indonesia 1985 $56,000,000PRC Oil, Manchuria, PRC 1986 $22,000,000Elf, Tcebuila, Congo 1986 $45,000,000Pemex, Yum-2, México 1987 $46,000,000Pemex, Luna-11, México 1987 $18,000,000Oil India, Bahía de Bengal, India 1987 $25,000,000PetroBras, Plataforma de Anchove, Brazil 1988 $530,000,000Saga Pet, 2/4-14, Noruega, Mar del Norte 1989 $285,000,000
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Motivaciones del curso sobre Control de Pozos Preventivo
¿Qué tratamos de hacer?
• Eliminar los errores y deficiencias que causan incidentes de control de pozos.
¿Cómo lo lograremos?
• Mejorando nuestra comprensión sobre los problemas de control de pozo que se presentan y sobre los procedimientos operacionales de uso rutinario.
• Esforzarnos por desarrollar la competencia del personal para decidir qué hacer y cómo hacerlo en el sitio del pozo
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Motivaciones del Curso (continuación)
¿Cuál deberá ser nuestra actitud?
• Nosotros (TODOS) debemos estar dispuestos a revisar, corregir y mejorar nuestros conocimientos
• Debemos tratar de crear una atmósfera en el curso donde Ud. y yo podamos decir, “No entiendo” o “No estoy seguro de entender”
• Debemos buscar soluciones sencillas y prácticas para el control de pozos
• Nuestra meta: Cero incidentes en control de pozos
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“Un incidente catastrófico de control de
pozos podría sacar a IPM del negocio”
- Antonio J. Campoanterior presidente de IPM
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Prueba inicial sobre Control de Pozos1 ½ horas
• El objetivo es conocer el nivel de comprensión de los temas relacionados con el control de pozos antes de comenzar el taller
• 50 preguntas relacionadas con situaciones de control de pozos
• 10 preguntas sobre las nuevas Políticas y Estándares de IPM
• Tiempo estimado: 1 ½ horas
• Sugerencia: Escribir respuestas breves, claras y concretas
• Responder primero todas las preguntas cuyas respuestas se conocen. Regresar al final sobre las preguntas difíciles o dudosas
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Sección 2
Políticas y Estándares de IPM
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Sección 2• Definiciones
• Listado general de Políticas y Estándares de IPM
• Políticas de IPM: Corporativa y de Ingeniería
• Estándares de HSE y Calidad
• Estándares de WCI aplicados al Control de Pozos
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Políticas y Estándares de IPM
• Política– Enunciado de los principios que gobiernan la empresa
• Estándar – Documento que indica en detalle un nivel mínimo de
excelencia o suficiencia que se debe alcanzar. • Procedimiento
– Documento que indica en detalle la manera pre-definida como se debe realizar una actividad.
• Guía (ejemplo: documento “Shield”)– Documento que orienta el trabajo con el fin de cumplir con
los estándares y Políticas.
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• Existen 50 Políticas y Estándares específicos de IPM
• 8 Niveles
– Politicas : 2
– Estándares : 36
– Procedimientos : 9
– Manuales : 0
• Políticas, Estándares y Guías adicionales- Área de Schlumberger, Geomarket y Proyecto
Políticas y Estándares de IPM
– Documentos de Referencia : 1
– Formas : 1
– Corporativa : 1
– Instrucciones de Trabajo : 0
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PolíticasRef. Nueva Titulo Nuevo Ref. Vieja Titulo Viejo
IPM-PO-QAS-001 P o litica Corporativa QHSE IPM-CORP-P001 P o litica Corporativa QHSE
IPM-PO-QAS-002 P o litica de Ingenieria IPM-ENOP-P001 P o litica de Ingenieria
Estándares HSERef. Nueva Titulo Nuevo Ref. Vieja Titulo Viejo
IPM-ST-HSE-001 Equipos de deteccion de Gas IPM-QHSE-S005 Equipos de deteccion de Gas
IPM-ST-HSE-002 Equipos de salvamento y evacuacion IPM-QHSE-S008 Equipos de salvamento y evacuacion
IPM-ST-HSE-003 Operaciones simultaneas IPM-CORP-S003 Operaciones simultaneas
Estándares de CalidadRef. Nueva Titulo Nuevo Ref. Vieja Titulo Viejo
IPM-ST-QAS-001 Formatos de Documentos IPM-CORP-S001 Formatos de Documentos
IPM-ST-QAS-002 Documento de Enlace de Proyecto IPM-QHSE-S001 Documento de Enlace de Proyecto
IPM-ST-QAS-003 Glosario de Definiciones QHSE IPM-QHSE-S003 Glosario de Definiciones QHSE
IPM-ST-QAS-004 Gerencia de Cambios IPM-QHSE-S010 Gerencia de Cambios
Estándares de IngenieríaRef. Nueva Titulo Nuevo Ref. Vieja Titulo Viejo
IPM-ST-WCI-001 Sistema de gerencia para la ingenieria de pozos IPM-ENOP-S001 S istema de gerencia para la ingenieria de pozos
IPM-ST-WCI-002 Informacion mantenida en Locacion IPM-ENOP-S005 Informacion mantenida en Locacion
IPM-ST-WCI-003 Equipos para deteccion de Arremetidas IPM-QHSE-S004 Equipos para deteccion de Arremetidas
Listado con los Nuevos Títulos de las Políticas y Estándares de IPM
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Estándares de IngenieríaRef. Nueva Titulo Nuevo Ref. Vieja Titulo Viejo
IPM-ST-WCI-004 P ruebas para equipos de control de pozos IPM-WELL-S001 Pruebas para equipos de control de pozos
IPM-ST-WCI-005 Requerimientos minimos de BOP y Desviador IPM-WELL-S002 Requerimientos minimos de BOP y Desviador
IPM-ST-WCI-006 Certificacion para Control de Pozos IPM-WELL-S003 Certificacion para Control de Pozos
IPM-ST-WCI-007 Consenso sobre Procedimientos para Control de Pozos IPM-WELL-S004 Consenso sobre Procedimientos para Control de Pozos
IPM-ST-WCI-008 S imulacros de Control de Pozos IPM-WELL-S005 S imulacros de Control de Pozos
IPM-ST-WCI-009 P ruebas de Revestidores Liners y Tuberias de Produccion IPM-WELL-S006 Pruebas de Revestidores Liners y Tuberias de Produccion
IPM-ST-WCI-010 Existencias Quimicas Minimas IPM-WELL-S007 Existencias Quimicas Minimas
IPM-ST-WCI-011 Tolerancia de Arremetidas IPM-WELL-S009 Tolerancia de Arremetidas
IPM-ST-WCI-012 Barreras IPM-WELL-S010 Barreras
IPM-ST-WCI-013 Autoridad en Operaciones de Pozos IPM-WELL-S011 Autoridad en Operaciones de Pozos
IPM-ST-WCI-014 P rocedimientos Especificos para Control de Pozos IPM-WELL-S012 Procedimientos Especificos para Control de Pozos
IPM-ST-WCI-015 Metodos para Cierre de Pozos IPM-WELL-S013 Metodos para Cierre de Pozos
IPM-ST-WCI-016 Metodos de Control de Pozos IPM-WELL-S014 Metodos de Control de Pozos
IPM-ST-WCI-017 Deteccion de Arremetidas IPM-WELL-S015 Deteccion de Arremetidas
IPM-ST-WCI-018 P revencion de Arremetidas IPM-WELL-S016 Prevencion de Arremetidas
IPM-ST-WCI-019 P resion de Fondo Constante IPM-WELL-S017 Presion de Fondo Constante
IPM-ST-WCI-020 Reportes de Arremetidas IPM-WELL-S018 Reportes de Arremetidas
IPM-ST-WCI-021 Contingencias y evaluacion de riesgo de Gas Superficial IPM-WELL-S019 Contingencias y evaluacion de riesgo de Gas Superficial
IPM-ST-WCI-022 Control de Pozo durante Corrida de Revestidores IPM-WELL-S021 Control de Pozo durante Corrida de Revestidores
IPM-ST-WCI-023 P ruebas de Fuga en Zapatas IPM-WELL-S026 Pruebas de Fuga en Zapatas
IPM-ST-WCI-024 P rocedimiento para Fuentes Radiactivas IPM-WELL-S027 Procedimiento para Fuentes Radiactivas
IPM-ST-WCI-025 Diseño de Tuberias de Revestimiento y Produccion IPM-WELL-S029 Diseño de Tuberias de Revestimiento y Produccion
IPM-ST-WCI-026 Abandono Temporal y Permanente de Pozos IPM-WELL-S030 Abandono Temporal y Permanente de Pozos
IPM-ST-WCI-027 Registros de Pozo y Anti Colision IPM-WELL-S031 Registros de Pozo y Anti Colision
IPM-ST-WCI-028 Reunion Informativa al Control de Pozo IPM-WELL-S032 Reunion Informativa al Control de Pozo
Formas, Procedimientos y ReferenciasRef. Nueva Titulo Nuevo Ref. Vieja Titulo Viejo
IPM-CORP-S004 Indemnizacion y Riesgo IPM-CORP-S004 Indemnizacion y Riesgo
IPM-FO-QAS-001 Forma para Gerencia de Cambios IPM-QHSE-F001 Forma para Cambios
IPM-REF-WCI-001 Derivacion de la formula para Tolerancia a arremetidas IPM-WELL-R001 Derivacion de la formula para Tolerancia a arremetidas
IPM-PR-WCI-002 P rocedimiento de contingencia Stripping IPM-WELL-S008 Procedimiento de contingencia Stripping
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Política Corporativa QHSE de IPM IPM-PO-QAS-001
Enunciado de la Política - Las operaciones se realizarán de manera legal, ética y responsable
• Gerencia dedicada a:– Mejorar la calidad de las operaciones– Asegurar la salud y seguridad del personal de SLB y de otros – Promover la protección del ambiente
Estos principios deben de considerarse a la par de los resultados financieros
• Meta de Schlumberger:– Convertirse en líder reconocido en QHSE– Hacer de QHSE una parte integrante de la cultura en IPM
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Política Corporativa QHSE de IPM IPM-PO-QAS-001
• IPM establecerá las Políticas, Estándares, Guías y Procedimientos y lo comunicará a todos los involucrados en los proyectos.
• IPM operará según ciertas Políticas, Estándares y pautas, así:1. Primero, aplicar las de Schlumberger Limited2. Segundo, las de Schlumberger Oilfield Services3. Finalmente, las de IPM (que tendrán prioridad si son más
estrictas)
• IPM preparará un Documento de Enlace para todos los proyectos • Las diferencias entre las partes se deben analizar y conciliar por
escrito en este Documento de Enlace.
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Política Corporativa QHSE de IPM IPM-PO-QAS-001
• Trabajar de manera segura y protegiendo el medio ambiente es unacondición de empleo.
• Todo el personal es responsable de seguir las Políticas y Procedimientos.
• Los contratistas que trabajen bajo IPM o en las instalaciones de IPM deben seguir las Políticas y Procedimientos de QHSE, vigentes en IPM.
• QHSE es una responsabilidad de la Gerencia de Línea y no es posible delegarla.
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Política de Ingeniería de IPM IPM-PO-QAS-002
Enunciado de la Política – Todos los pozos, instalaciones y operaciones de IPM deben ser configurados de manera tal que se asegure su integridad en todo su ciclo de vida útil, desde el diseño hasta el abandono, al tiempo que se garantiza que los riesgos para el personal y el ambiente se mantienen en el nivel más bajo que sea razonablemente posible (ALARP).
• Se debe prestar la atención debida a:–Cargas ambientales y operativas–Peligros y riesgos asociados con la operación–Dinámica del ciclo de vida de los yacimientos–Aspectos de diseño y control de pozos
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Política de Ingeniería de IPM IPM-PO-QAS-002
• Se debe prestar la debida atención a:– Capacidades y limitaciones del equipo o las instalaciones– Requerimientos para la respuesta a emergencias– Requerimientos para el abandono del pozo– Otros asuntos específicos del proyecto
• Todas las actividades deben realizarse con base en los Códigos, Estándares, Reglamentos y Prácticas recomendadas por la Industria.
• Cuando exista un Estándar mínimo de IPM o de OFS, el cumplimiento del mismo es usualmente suficiente para demostrar el cumplimiento con esta Política.
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Política de Ingeniería de IPM IPM-PO-QAS-002
• Cuando la Salud, Seguridad o Ambiente estén amenazados, el personal de IPM involucrado es responsable de llevar el asunto al Gerente del Area y al Gerente de Operaciones correspondiente
• Un pozo, instalación u operación de IPM se definen como aquéllos en donde el personal de IPM es responsable del diseño, procura, construcción o supervisión de operaciones.
• Cuando el personal de IPM está involucrado en estas actividades,pero no es responsable, IPM tiene la responsabilidad de notificar a las partes pertinentes si las actividades no siguen esta Política o los Estándares de IPM.
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Operaciones Simultáneas (SIMOPS)IPM-ST-HSE-003
• Se requiere un plan de SIMOPS en todos los proyectos donde la perforación y/o intervenciones a los pozos se realicen a una distancia de 30 metros o menos de las operaciones de producción.
• Proveer una planificación e implementación segura de las operaciones simultáneas en localizaciones donde haya pozos productores cercanos.
• SIMOPS: Producción o procesamiento de hidrocarburos en la misma locación en cualquiera de las actividades siguientes: perforación, completación, rehabilitación, intervención en pozos con presión (Snubbing), tubería flexible (Coiled Tubing), trabajos con cable, construcción de obras, trabajo en caliente u operaciones de bombeo.
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Operaciones Simultáneas (SIMOPS)
IPM-PR-HSE-005
SIMOPS Cuadro de actividades
Perforación y Completación
Pro
du
cció
n d
e p
ozo
s
Tra
b. e
n c
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nte
Pru
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Man
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Op
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ion
es c
on
cab
le
Op
erac
ión
de
emb
arca
cio
nes
Bu
ceo
etc
.
Llegar/alejarse locación N N N N R R N Subir/bajar plataforma N N N N R R N Arrastrar torre N R R N R R N Colocar conductor R R R N P P N etc.
P= permiso para trabajar requerido
R= restringidoN= no permitido
Ejemplo una de matriz para operaciones simultáneas
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Documento de Enlace del proyecto IPM-ST-QAS-002
Se debe preparar un Documento de Enlace durante la etapa de planificación de todos los proyectos de IPM, preferiblemente antes de terminar el Programa de Operaciones. Este Documento de Enlace debe, en todos los casos, estar listo antes de iniciar las operaciones.
• Objetivos:
1) Conciliar los diferentes Estándares, Prácticas y / o Procedimientosque pueden tener las partes involucradas en la operación supervisada por IPM, para lograr uniformidad.
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Documento de Enlace del proyecto IPM-ST-QAS-002
• Objetivos:
2) Resolver las posibles diferencias antes del inicio de las operaciones, especialmente cuando hay espacio para diversasinterpretaciones y / o aclaraciones.
Los temas incluyen:
- Generales - Control de pozos - Gas superficial - Perforación direccional- H2S - Toma de registros- Operaciones a la luz del día - Políticas y
- Procedimientos para las operaciones de pozos
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Documento de Enlace del proyecto IPM-ST-QAS-002
• En referencia al control de pozos:
-Requerimientos para certificación en control de pozos-Prácticas de cierre del pozo: tipo y frecuencia-Configuración de BOP: Tipo, tamaño y número de válvulas
preventoras; requerimientos mínimos para su instalación y rango de presión de trabajo para la aplicación particular.
-Pruebas del BOP (y equipos relacionados): Pruebas de funcionamiento y de presión. Frecuencia, presiones de prueba, formato para reporte de pruebas del BOPE
-Requerimientos para pruebas de presión del revestidor (TR)-Pruebas de fuga (goteo) y de integridad de la formación en la
zapata de la TR (LOT y FIT)-Tolerancia al influjo durante la perforación ó completación-Política sobre variaciones abruptas en la tasa de penetración
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Documento de Enlace del proyectoIPM-ST-QAS-002
• En referencia al control de pozos:
- Procedimiento para la verficiación del flujo (frecuencia y duración)
- Cantidad de sobrebalance para mantener condiciones estáticas
- Métodos de predicción / detección de la presión de poro
- Revisión del equipo para detección de influjos (PVT, indicadores de flujo diferencial, tanque de viaje, alarmas, etc.)
- Inventarios mínimos de productos químicos (barita, cemento, otros)
- Volumen de lodo activo. Volumen y peso del lodo de reserva
- Frecuencia de medición de la Presión de Circulación a velocidadreducida SCR (Presión Reducida)
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Documento de Enlace del proyectoIPM-ST-QAS-002
• Con referencia al control de pozos:
- Acuerdo sobre métodos generales para matar el pozo, registro de
la información previa, hojas de trabajo para control del pozo y fórmulas aplicables en los cálculos
- Procedimiento detallado para cerrar el pozo
- Lista de verificación para forzamiento de la sarta (Stripping)
- Responsabilidades individuales en el sitio del pozo y línea
de mando durante las operaciones de control de pozo
• Otros acuerdos:
- Política para los registros de desviación en pozos verticales
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¿Qué pasa con el no cumplimiento de un estándar?
– Intención: Cumplir con los mínimos estándares operacionales
– En caso de no poder cumplir un estándar se debe:
• Obtener Dispensación o permiso para la no aplicación de un procedimiento estándar en una operación particular, bajo condiciones especiales y previo análisis y manejo del riesgo.
• Las dispensaciones son alertas para la gerencia
• La solicitud de dispensación se debe llenar en QUEST (Sistema de reportes SLB QHSE)
• SLB establece el procedimiento para la dispensación en:
– Estándar OFS / QHSE - S010, con apéndice de IPM
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Solicitud de DispensaciónOFS-QHSE-S010
• Define el proceso que se debe seguir para solicitar, otorgar y controlar la dispensación (o permiso para la no aplicación de una norma) mientras se garantiza que:
-El personal y los activos están protegidos de la exigencia paraque realicen operaciones más allá de las prácticas estándar.
-El riesgo se maneja adecuadamente, a medida que se introducen nuevas tecnologías y procesos no contemplados en la documentación existente.
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Solicitud de Dispensación OFS-QHSE-S010
• Este proceso se requiere para:
-Suministrar información pertinente de manera tal que la autoridad que aprueba pueda decidir si es aceptable desviarse de un estándar específico de IPM
-Asegurarse de que las implicaciones de tal dispensación hayan sido bien analizadas por quien la solicita
-Ofrecer los medios, una vez que se tiene la documentación adecuada y la aprobación de la autoridad correspondiente, para alejarse de una Política, Estándar o Procedimiento de IPM
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Solicitud de Dispensación OFS-QHSE-S010
• Procedimiento:
– Realizar una evaluación de riesgos para determinar el nivel de riesgo potencial asociado, con base en la Matriz de Riesgos de OFS.
– Desarrollar un plan de disminución de riesgos para reducir los mismos al nivel más bajo que sea razonablemente posible (ALARP).
– Verificar que el riesgo residual después de la Implementación del plan de minimización quede dentro del área de “Bajo Riesgo” del modelo de riesgos de OFS.
– Llenar el formato para la Solicitud de Dispensación de OFS (OFS-QHSE-F004)
– Enviar la Solicitud de Dispensación a los gerentes correspondientes para su revisión y aprobación (según el documento de que se trate, del riesgo potencial asumido y del área geográfica de su aplicación)
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Solicitud de dispensación OFS-QHSE-S010 (Apéndice 3)
GerenteFuncional
apropiado a nivel de sedeGerente Funcional
apropiado a nivel del
área
Gerente Funcional apropiado a nivel de
GeomarketGuía
Gerente Funcional
apropiado a nivel de sedeGerente Funcional
apropiado a nivel de
sede
Gerente Funcional
apropiado a nivel de lGMEstándar
Gerente GeneralGerente de Ingeniería
y Operaciones
Gerente de Negocios
del áreaPolítica
AltoMedioBajo
Riesgo operativo potencial antes de implantar
el plan de minimización de riesgosDocumento para el cual se solicita la dispensación
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Solicitud de dispensación OFS-QHSE-S010 (Apendice 3)
Gerente CTDS IPMGerente CTDS del áreaGerente CTDS GMCOIL – Perf. con CT
Gerente de Ing. IPMGerente Ing. del áreaGerente Ingeniería GMPROD – Oper. De Producc.
Gerente de Ing. IPMGerente Ing. del área Gerente Ingeniería GMWELL – Const. pozos
Gerente QHSE IPMGerente QHSE del área
(IPM)Gerente QHSE GM (IPM)QHSE
VP y Gerente de
Operaciones
Gerente Ing. del áreaGerente de Operaciones o Gerente de Ing. GM
ENOP –Ingeniería y Operaciones
VP y Gerente General Gerente de NegociosGerente de OperacionesCORP – Corporativo
SedeArea GeoMarket
Riesgo operativo potencial antes de implantar el plan de minimización de riegos
Función del documento para el cual se solicita la dispensación
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Solicitud de Dispensación OFS-QHSE-S010
• Procedimiento (continuación):
– Una vez aprobado por el gerente correspondiente, el formato de Solicitud de Dispensación debe devolverse al gerente que la solicita y enviarse una copia al personal siguiente:
• Gerente de Operaciones• Gerente del Proyecto• Solicitante de la dispensación• Gerentes Funcionales involucrados en los niveles de solicitud y
aprobación• Gerente QHSE de IPM
– Cuando finalice la actividad y ya no se requiera la dispensación, el gerente solicitante confirmará esto con el gerente que aprueba y el gerente de QHSE de IPM.
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Solicitud de Dispensación OFS-QHSE-S010
• Validez:– Las dispensaciones se otorgarán solamente por un período de validez
definido, según lo que determine el gerente que autorize, pero dicho período nunca puede exceder un año.
– Si se repite la misma solicitud, el caso debe enviarse al responsable de la Política, Estándar o Guía, para su posible modificación.
• Registro de dispensaciones:– Todas las solicitudes de dispensación aprobadas se archivarán a nivel
de la organización que las aprobó o en el nivel siguiente superior si no existe una función de QHSE en el nivel correspondiente.
– Todas las dispensaciones se numerarán secuencialmente usando el formato siguiente: Area/Geomarket/Sub-GeoMarket y número secuencial
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Manejo de los cambiosIPM-ST-QAS-004
• Se aplicará un procedimiento para el gerenciamiento de todos los cambios de diseño, de equipos, reparaciones o modificaciones que causen una desviación del procedimiento o de las especificaciones al nivel actual de actividades. Tales cambios requieren de justificación y de la aprobación de la misma autoridad que dió la aprobación inicial y se deben registrar de forma apropiada.
• El propósito de este estándar es asegurar:
Que los cambios de diseño (incluyendo los que resulten de las actividades operacionales) sean justificados, aprobados, registrados y seguidos de manera controlada y efectiva.
Que se controlen los cambios en los equipos que sean consecuenciade modificaciones a las especificaciones de su diseño
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Manejo de los cambios IPM-ST-QAS-004
Cambios en el diseño:
– Cualquier alteración al diseño que genere cambios en las barreras primarias (tipos y pesos de fluidos), secundarias (mecánicas, equipo superficial o BOP, válvulas de seguridad, válvulas del cabezal de pozo, tuberías, etc.) o terciarias (diseño de tub. de revestimiento y producción) que definen la envolvente de presión del sistema, a través de todas las fases de la vida del proyecto.
– Que la integridad técnica de los diseños, procesos y sistemas se mantenga y controle en todo momento
– Que se identifiquen las partes interesadas y las mismas reciban información de los cambios, según se requiera
• Este procedimiento, para manejar un cambio detectado, se debe aplicar cuando se perciban las circunstancias siguientes:
• El propósito de este estándar es garantizar:
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Manejo de los cambios IPM-ST-QAS-004
Cambios en el uso y diseño de equipos
– Cualquier uso propuesto de los equipos por fuera de su envolvente de diseño certificada.
– Cualquier cambio al diseño de un equipo que ha sido elaborado con base en un estándar o código reconocido
– Diseño de un equipo que constituirá un componente de la envolvente de presión del sistema.
– Cambios o usos de equipos que causen desviaciones respecto a las especificaciones de diseño del mismo.
Cambios en los procedimientos
Cualquier alteración que cause un cambio en el procedimiento aprobado para llevar a cabo las operaciones, de un procedimiento operativo estándar o de las instrucciónes de trabajo.
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Manejo de los cambios IPM-ST-QAS-004
• Definiciones:
• Origen: Persona dentro de cuya área se origina el cambio.
• Autoridad técnica: Ingeniero de perforación, gerente de ingeniería o gerente de proyecto que corresponda.
• Autoridad que aprueba: Persona en la línea gerencial o técnica que originalmente aprobó el programa, proyecto u operación.
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Manejo de los cambios IPM-ST-QAS-004
Procedimiento para el manejo de los cambios
Origen:Prepara la propuesta técnica y económica incluyendo la evaluación de los riesgos asumidos con el cambio propuesto.
Autoridad técnica:Revisa la propuesta y evalúa la aceptabilidad de los riesgos con debida atención a la entrega económica y segura de los objetivos del diseño/programa. Prepara el caso para aprobación de terceros o del nivel técnico superior, si es necesario.
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Manejo de los cambios IPM-ST-QAS-004
Autoridad que aprueba:Aprueba la aceptación de los riesgos económicos, comerciales y técnicos relacionados con el cambio. Usualmente es la persona que originalmente aprobó el diseño o procedimiento. Esta autoridad, o su delegado, también son responsables de:Confirmar que las personas pertinentes hayan revisado el cambio propuesto.Confirmar que las personas pertinentes hayan evaluado y determinado acciones sobre los riesgos ascociados con el cambio propuesto.Aceptar o de alguna otra manera identificar revisiones adicionales necesarias antes de la aprobación.
Origen:Prepara un cambio o modificación al diseño o al programa para enviarlo atodas las partes afectadas del proyecto. Tales modificaciones se deben enviar de manera que se garantice que sean recibidas, leídas y entendidas.
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En resumen:Qué pasa cuando las cosas cambian?
Propuesta
Bases de Diseño
Programa de Operaciones
Reporte Final de Pozo
Barrera de protección / defensa con el analisis de riesgos & su mitigacion
Se introducen nuevos riesgosque rompen la barrera de protección
Propuesta
Bases de Diseño
Programa de Operaciones
Reporte Final de Pozo
Proceso Original Al efectuar cambios en el proceso original
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Proceso para el manejo del cambio
Identificar los riesgos resultantes de ese
cambio
Modificar programa/procedimientos
Obtener la autorizaciónde quien aprobóel diseño original
Comunicary Proceder
Reconocerel Cambio
Análisisde riesgos
Mitigar riesgosa ALARP
Non-Region
Probable
Raro
Muy Raro
Muy Improbable AcceptableAcceptableRegionRegion
Probabilidad
SeveridadMCL S M C
AcceptableAcceptable
región
Respuesta aEmergencias
Protección
PrevenciónRegión
Inaceptable
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Formato de Gerencia de Cambio y Control de Riesgo IPM-FO-QAS-001
Proyecto: Taladro: Pozo #Proceso que ha sido cambiado:Plan Original (breve):Nuevo Plan (breve):
Gerencia del Cambio, Riesgo evaluado por:Nombre Posición Nombre Posición
Pasos Críticos del Proceso Requeridos por el Cambio Riesgo Consecuencias Potenciales
Medidas de Seguridad Existentes E
xp
Sev
Rie
sgo Control Propuesto /
Medidas para la Disminución del Riesgo E
xp
Sev
Rie
sgo
La aprobación es requerida como lo indica debajo de acuerdo a la Clasificación Actual del Riesgo Matriz de Clasificación del Riesgo según OFS-QHSE-S002
Alto - Autoridad Técnica: IPM VTT WCI Mngr or PSE Mngr. Persona Autorizada: IPM VTT Ops Mngr
Mediano-Autoridad Técnica:IPM VTT WEM for WCI or IPM VTT PSE Mngr for PSE.
Persona Autorizada: Project Manager Bajo -Autoridad Técnica: Snr Technical Engineer (proj level).
Lider del Departmento (Drilling Mngr, W-O Mngr or O&M lider del dpto. Cualquiera debajo del Proj Mngr)
Nombre Posición Firma FechaOriginador:Autoridad Técnica:Persona Autorizada:
IPM - Gerencia del Cambio, Formato de Evaluación del Riesgo
Identificación de Riesgos Clasificación Actual del Riesgo
Clasificación de Riesgos
ResidualesControl del Riesgo
De IPM-ST-QAS-004: "Un Procedimiento de la Gerencia del Cambio deberá ser aplicado para todos los cambios sustanciales en las areas de diseño, diseño de equipos, reparaciones, y cambios que causan una desviación del procedimiento actual, especificaciones o niveles de actividad. Cambios similares requieren justificación y aprobación."
L
M
H
Resumen del Procedimiento de La Gerencia del Cambio: La Gerencia del Cambio es identificada y el análisis del Riesgo es realizado por el equipo técnico del proyecto o el personal del taladro (MOC originador). El análisis del riesgo puede incluir la clasificación actual del riesgo, medidas de control propuestas y clasificación de riesgos residuales. El formato completado debe ser enviado a la autoridad técnica apropiada y a la persona autorizada de acuerdo a la clasificación más alta del riesgo, como lo indica la leyenda arriba mostrada. La autoridad técnica debe estar de acuerdo con las medidas de control o sugerir otras alternativas, y la persona autorizada tiene que revisar los riesgos y confirmar su acuerdo con las medidas de control propuestas por el equipo de evaluación de la Gerencia de Cambio y la autoridad técnica. La Gerencia del Cambio aprobada deberá ser archivada a nivel de Proyecto y deberá ser mantenida con todos los registros del pozo (Hub del Proyecto). Ver Estándar IPM-QHSE-S010 y IVT-QHSE-G001.
EOcurre más de una vez/semana en el lugar
D
C
B
A
Leve
Más de una ocurrencia al año
Puede ocurrir una vez al año en la locación
Se sabe que ha ocurrido en OFS
Ocurrencia desconocida en OFS B B B
BB
B
B
1 2 3 4 5
M
A
MM
MM
M
M
M
M
M M
A A
A
AAA
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o
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Sección 2
Políticas y Estándares de IPM Relacionados con el Control de Pozos
Estudio y Discusión en Grupo
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Equipos para la detección de gas
IPM-ST-HSE-001 • Cada equipo de perforación o de reparación de pozos debe estar equipado con
detectores fijos de gas y alarmas para el monitoreo continuo de la
concentración de gases combustibles y H2S en la atmósfera. Las alarmas
deben ser visuales y acústicas y los puntos mínimos de detección serán los
siguientes:
5 (mesa rotaria, zaranda, piso inferior, sala de tanques de lodo, toma de aire en áreas de habitaciones)
3 (niple campana, zaranda, sala
de tanques de lodo)
Costa afuera y aguas interiores
3 (mesa rotaria, zaranda y contrapozo) 2 (niple campana y zaranda)Tierra
H2SGas combustibleTipo de taladro
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Equipos para la detección de gasIPM-ST-HSE-001
• Los sensores se deben revisar y calibrar periódicamente y la información se debe registrar por escrito y archivar en el equipo para su verificación por parte de IPM.
• Cada equipo debe disponer además de un mínimo de dos detectores electrónicos portátiles de gas para determinar el contenido de O2, gases combustibles y H2S en el aire.
• Los sensores deben tener capacidad para monitorear de manera continua la concentración de gas y también tendrán pantalla de clara visualización con alarmas acústicas y visuales ajustadas para detectar:
– Deficiencia de oxígeno: 19,5%– Concentración de H2S : 10 partes por millón en volumen (ppm)– Nivel bajo de explosión: L.E.L
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Equipos para la detección de gas IPM-ST-HSE-001
• Los sensores deben tener medios para su calibración y accesoriospara detección remota, especialmente para ingreso en espacios confinados.
• El PM es responsable por informar al operador y a la contratista sobre el cumplimiento del presente estándar. Si el contratista es elegido por IPM, el PM deberá anexar el presente estándar a la invitación para ofertar.
• Si no se cumple con lo estipulado en el estándar, el PM hará todos los esfuerzos para convencer al operador sobre la necesidad de su cumplimiento y su beneficio para mantener el control del pozo
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Equipos para la detección de gas IPM-ST-HSE-001
• El contratista de perforación debe asegurarse de que los sensores sean inspeccionados regularmente y en correcto mantenimiento en todo momento al igual que calibrados con información escrita guardada y debidamente archivada en el taladro para verificaciones de IPM.
• El contratista de perforación deberá realizar simulacros o prácticas de respuesta en caso de presencia de gas combustible o tóxico en el sitio del pozo, por lo menos una vez al mes.
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Equipos para detección de influjos del PozoIPM-ST-WCI-003
• IPM asumirá la gerencia de proyectos solamente en aquellos en donde el contratista de perforación cumpla con los estándares definidos para los equipos de detección de influjos:
– Totalizador de volumen PVT– Medidor de la variariación del flujo que retorna del pozo (diferencial)– Indicador de tanque de viaje
• El sistema debe tener un indicador electrónico o análogo, para medir los niveles de los tanques de lodo, una pantalla con la información clave, y la capacidad de suministrar alarmas visuales y acústicas.
• Las mediciones serán mediante sondas de nivel (sensores potenciométricos) ubicadas en los tanques de lodo, y un sensor del flujo de retorno del lodo (paleta) en la línea de flujo.
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Equipos para detección de influjos del pozo IPM-ST-WCI-003
• La pantalla debe ser visible para el perforador e indicar:
Volumen del tanque de viaje, retorno del lodo, volumen individual de cada uno de los tanques, suma de los volúmenes de los tanques seleccionados, pérdida/ganancia del tanque de viaje o de cada tanque individual según se seleccione o ganancia/pérdida del volumen total de los tanques selecciónados con relación al gran total de todos los tanques de lodo.
• Tanto la ganancia / pérdida como el retorno del lodo deben regresar a cero automáticamente mediante un botón y tener dos umbrales de detección ajustables en el módulo de visualización con alarmas visual yacústica.
• El contratista de perforación es responsable de mantener el sistema PVT, el medidor de delta flujo y el indicador del tanque de viaje calibrados y en buenas condiciones de funciónamiento en todo momento
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Requisitos de prueba para los equipos de control IPM-ST-WCI-004
• Las BOP y los equipos relacionados se deberán probar periódicamente. • Las pruebas de presión se realizarán cada 14 días o en el 1er. viaje después
de 14 días (con un máximo de 21 días), o según normativas locales. • Se realizarán pruebas de baja presión (200-300 psi) y de alta presión en todos
los componentes del BOP y los equipos superficiales (ver detalles en IPM-ST-WCI 005 y en Manual de Control de Pozos de SLB, sección III.6)
• Las pruebas de presión se harán en la dirección del flujo y con salida libredespués del equipo probado para verificar su capacidad de contención.
• Una prueba es exitosa si sostiene la presión por 15 minutos o su declinación es menor del 1% en 30 minutos, usando siempre un fluido limpio sin sólidos y de baja viscosidad
• Los sistemas Desviadores de flujo se someterán a pruebas de funciónamientoantes de perforar el conductor de superficie y después cada 7 días.
• El tanque de viaje, los medidores de flujo y los sensores/monitores críticos deben ser siempre calibrados minuciosamente.
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Requisitos mínimos para BOPE y desviadores de flujoIPM-ST-WCI-005
• Las BOP y el equipo de control de pozos relacionado, las presiones de operación, la configuración de los arietes y su selección deben garantizar la suficiente integridad y flexibilidad operativa para enfrentar todas las situaciones esperadas de control de pozos.
• La presión de trabajo del BOP de arietes debe ser mayor que la presión máxima esperada en superficie:- Pozo exploratorio: con base en la evacuación total del pozo con gas seco- Pozo de desarrollo: con base en la presión de cierre máx. de tub. de producción
• Los equipos de BOP y los desviadores, cuando se requieran, deben cumplir o exceder lo dispuesto en el documento API RP 53: “Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment Systems”.
• El diseño del acumulador y su tiempo de respuesta deben cumplir con los requerimientos estipulados en los documentos API RP 16E (Design of Control Systems) y del API RP 53.
• Responsabilidades:Gerente de Proyecto: Asegura que las especificaciones del conjunto de BOP se incluyan en el programa de operaciones de acuerdo con el presente estandarSupervisor del pozo (WSS): Asegura que las especificaciones del conjunto de BOP instalado estén de acuerdo con el programa de operaciones
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Certificación para control de pozosIPM-ST-WCI-006
• Todo el personal de supervisión en IPM involucrado en operaciones de pozos debe tener un certificado válido y reconocido para control de pozos.
• La certificación reconocida para control de pozos es IWCF (International Well Control Forum) para operaciones con equipo o el IWCF nivel 2 para operaciones de intervención en pozos sin equipo.
• Los supervisores directos son aquellos involucrados en las operaciones en el sitio del pozo y el personal de oficina a cargo de la preparación del programa del pozo o que tiene ingerencia en la toma de decisiones
• Los PM o ingenieros de apoyo no serán considerados como “responsables” para la toma de decisiones en el pozo y tal responsabilidad deberá permanecer siempre en el WSS o en su supervisor directo, a menos que el WSS sea previamente relevado de sus funciones por los anteriores.
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Consenso sobre procedimientos de control de pozos
IPM-ST-WCI-007• En la mayoría de los proyectos supervisados por IPM, puede existir
más de un conjunto de políticas para control de pozos.
• Antes del inicio de las operaciones de pozo, todos los procedimientos generales de control de pozos, fórmulas, sistemas de unidades, factores de conversión, capacidades y hojas de trabajo a ser usados en una situación de control de pozos deben ser acordados con el operador y el contratista de perforación.
• Objetivo - Asegurar que exista solamente un conjunto de políticas y procedimientos que se apliquen en toda situación de control de pozos.
• Todo el personal de perforación de IPM debe conocer bien el Manual para Control de Pozos de SLB, el cual constituye la base de las políticas, procedimientos y pautas de control de pozos en IPM.
• También deberá conocer las políticas y procedimientos del operador y de la contratista del equipo sobre control de pozos.
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Simulacros de control de pozoIPM-ST-WCI-008
• Los simulacros de control de pozos son parte integral del entrenamiento para las cuadrillas y se deben realizar al menos una vez por semana.
• Objetivo de los simulacros frecuentes:
- Mejorar la atención para reconocer influjos del pozo- Familiarizar a la cuadrilla de perforación con relación a la operación de los equipos para control de pozos. - Acciones a tomar y sus funciones respectivas, para asegurar que las cuadrillas reaccionen pronta y eficientemente en las situaciones de control de pozos. - Determinar el nivel de conocimientos de la cuadrilla de manera tal que, si se requiere, se puedan tomar los pasos necesarios para su mejoramiento.- Enfasis especial en las responsabilidades individuales y el conocimiento común de las responsabilidades de los demás
Responsabilidades:Gerente de Proyecto: Asegurarse de que los planes de simulacros sean de mutuo acuerdoentre el operador y el contratista de perforación. Supervisor del pozo (WSS): Asegurarse de que los simulacros sean llevados a cabo yregistrados en los reportes diarios de perforación
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Pruebas de presión para tuberías de revestimiento,
tuberías de producción y liners
IPM-ST-WCI-009
• Todas las sartas de revestimiento y Liners (incluyendo las áreas de solapamiento y sellos) se deben someter a pruebas de presiónantes de:
A) Perforar más allá de la zapata de un revestidor o liner,
B) Cañonear una zona de interés, ó
C) Iniciar operaciones de completación.
• Objetivo - Asegurar la integridad mecánica satisfactoria antes de:
A) Perforar la sección siguiente del pozo,
B) Cañonear el yacimiento,
C) Exponer la tubería de revestimiento/producción a los fluidos del yacimiento
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Pruebas de presión para tuberías de revestimiento,
tuberías de producción y liners
IPM-ST-WCI-009• La presión de prueba máxima no debe exceder la presión de
trabajo del cabezal de pozo, de la BOP, o el 80% de la resistencia al estallido de la tubería de revestimiento, la que sea menor.
• La presión de prueba mínima debe ser un 110% de la presión máxima esperada durante la vida del pozo, sin exeder la máxima presión de prueba definida arriba.
• Los solapamiento de los Liners deben ser probados como mínimo al valor de LOT / FIT en la zapata de la tubería de revestimiento.
• La prueba de presión es satisfactoria cuando no cae más de 1% en un período de cierre de 15 minutos y no se tienen fugas de fluído.
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Existencias mínimas de químicosIPM-ST-WCI-010
• Se deben mantener, en el sitio del pozo, existencias suficientes de material de lodo, cemento, combustible y otros materiales especificados, para manejar las situaciones inesperadas de control de pozos.
• Los niveles mínimos se establecen como sigue:
1. Suficiente material densificante (usualmente barita) para aumentar el peso al volumen total de circulación en 1.0 ppg (0.12 gr/cc), o hasta el peso para producir fuga hacia la formación más débil, el que sea el menor.
2. Suficiente cemento para colocar un tapón de 400 pies (120 metros) en el hoyo abierto que se perfora (sólo aplica en ops costa Afuera).
• Si no se cuenta con las cantidades mínimas estipuladas, el supervisor de pozo debe detener las operaciones de perforación hasta que se tenga el inventario suficiente
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Procedimiento de contingencia para forzar la tubería con presión en el pozo (Stripping)
IPM-PR-WCI-002• Cuando la sarta de perforación esté total o parcialmente fuera del hoyo y se
presente un influjo, se deben realizar todos los esfuerzos para regresarla en forma segura al fondo, o lo más cerca posible del mismo, al tiempo que se mantiene el control del pozo.
• Si no es posible llevar la sarta de nuevo al fondo, se aplicará el método volumétrico para matar el pozo, hasta que el influjo haya pasado la arriba de la barrena, después de lo cual se intenterá remover el influjo por circulación, manteniendo la presión de fondo constante.
• Solamente se permitirá realizar un Stripping de emergencia con el preventor anular si la presión en el revestidor es menor de 500 psi, y en el caso de equipos flotantes cuando la oscilación vertical del mismo sea menor de 5 pies y cuando el balanceo y cabeceo sean menores de 1 grado.
• La operación de Stripping no se iniciará sin antes llenar la Hoja de Trabajo para el Stripping correspondiente y efectuar una reunión de seguridadprevia al trabajo con todo el personal involucrado.
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Tolerancia al Influjo (Kick tolerance)IPM-ST-WCI-011
• Definición: La Tolerancia al Influjo es el máximo volumen de influjo que se puede circular hacia fuera del pozo sin fracturar la formaciónmás débil expuesta (que se supone ubicada en la zapata del revestidor)
• La tolerancia al influjo debe ser, por lo menos, tres veces la capacidad de detección de influjos en el equipo, considerando un margen de de seguridad de 0,5 ppg a favor de la formación más débil.
• Toda Tolerancia al Influjo debe ser siempre mayor de 25 BBLS.• Objetivos:
- Asegurar la selección de profundidades con suficiente integridad para el asentamiento de los revestidores en la etapa de diseño y planeación del pozo.
- Establecer la capacidad de circular un influjo afuera del pozo en forma segura, sin fracturar la formación más débil en el hoyo abierto.
• La capacidad de detección es el volumen de influjo que pueden detectar los instrumentos del equipo según la prueba más reciente.
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Tolerancia al Influjo IPM-ST-WCI-011
• La Tolerancia se debe calcular para cada sección del hoyo a perforar y estipular claramente en el programa de perforación
• A menos que exista experiencia local amplia y documentada por elcliente indicando otra cosa, el influjo se considerará como gas seco de gravedad específica de 0.7 y gradiente de 0.1 psi / ft
• Se debe suponer también para el cálculo de la tolerancia:- la máxima presión de poros esperada en el hoyo abierto- la mínima resistencia de la formación esperada en la zapata- el máximo peso de lodo requerido para controlar las presiones de formación en la sección a perforar
• Los valores de tolerancia deben indicarse claramente en el programa de perforación
• Es responsabilidad del ingeniero de perforación de mayor rango en el proyecto el cumplimiento del presente estándar
• El WSS debe verificar su valor en el sitio del pozo y reportarlo
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Barreras IPM-ST-WCI-012
• Definición: Una Barrera es un material o dispositivo impermeable que puede bloquear en forma temporal o permanente el flujo del pozo o del yacimiento
• Los pozos deben tener, en todo momento, dos o más barreras independientes, impermeables y probadas, para asegurar que el riesgo de un flujo no planificado de fluidos de pozo y del yacimiento hacia la atmósfera o hacia el lecho marino se mantenga en el nivel másbajo que sea razonablemente posible.
• Una barrera sólo se considera aceptable cuando ha sido probada en la dirección del flujo y ha demostrado ser capaz de sostener la presión a su máximo valor de operación con cero fugas.
• Dos barreras son independientes si no tienen causa común para fallar
• Excluyendo el conjunto BOP, las barreras no se consideraran efectivasdespués de que hayan sido perturbadas (desconectadas o modificado su estado original después de ser probadas).
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Barreras IPM-ST-WCI-012
Las siguientes son barreras aceptables:
– Válvulas superficiales de operación manual o remota.– Válvulas subsuperficiales cerradas y controladas desde la superficie.– Tapones de cemento colocados en el pozo y / o en la tubería de producción.– Obturadores, tapones puente y retenedores de cemento en el pozo o en la tubería
de producción.– Tapones mecánicos en el árbol de válvulas (Christmas Tree), en el cabezal del
pozo, en el cabezal / colgador de tubería de producción, en el anular o en el pozo. – El conjunto BOP se considera como una sóla barrera– Tuberías de revestimiento y producción con conexiones adecuadas para su
función deseada (ver el estándar IPM – ST – WCI – 025)– Arbol de válvulas (Christmas Tree), cabezal de pozo y cuerpos de BOP, sellos del
colgador de tubería de producción.– Columna de fluido dentro del pozo con presión hidrostatica mayor a la presión
de formación, siempre que se pueda conocer la condición y posición de dicha columna en todo momento
Duración de la prueba:– Las pruebas de presión positivas deberán durar 15 minutos; las pruebas
negativas o de influjo deberán durar 30 minutos.
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Barreras IPM-ST-WCI-012
• En el caso de fallar una barrera:Asegurar de inmediato la integridad del pozo y restaurar o sustituir la barrera perdida. Todas las demás actividades deberán detenerse durante ese tiempo a menos que ello implique incremento en el riesgo de un incidente.
• Barreras durante operaciones de registro–En operaciones normales : Fluido de perforación o de completación y la BOP del equipo son las dos barreras aceptables;–Si se tuvieron pérdidas o influjos : Se requerirá, además, el equipo de presión en superficie para operaciones con guaya. El lubricador debe tener las medidas adecuadas para alojar las herramientas que se van a correr en el pozo
• El WSS no permitirá la remoción de BOPs, conductor submarino, árbol de válvulas, o cabezal de producción a menos que los fluidos de formación esten contenidos detrás de dos barreras impermeables, independientes y probadas.
• Los WSS de IPM efectuarán todas las operaciones de construcción,mantenimiento y abandono de pozos con total cumplimiento de esta norma.
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Autoridad en operaciones de control de pozosIPM-ST-WCI-013
• Cada proyecto debe tener una persona a cargo designada, con plena autoridad sobre todas las operaciones efectuadas en el lugar del trabajo en todo momento. Esta persona tiene responsabilidad plena por la aplicación de las prácticas y procedimientos seguros en el pozo para mantener la integridad del sitio y la seguridad delpersonal.
• El Documento de Enlace debe incluir un organigrama y descripción de las responsabilidades de ésta y de otras personas claves como lo hayan acordado el operador, IPM y el contratista de perforación.
• Para operaciones costa afuera la persona a cargo es, por lo general, el representante de la contratista de perforación; en otras facilidades mayores la persona a cargo puede ser el representante de la operadorea o un gerente de la instalación designado.
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Acuerdo sobre el procedimiento específico para control de pozos
IPM-ST-WCI-014• Antes de iniciar los procedimientos de control de pozo y una vez
que se haya cerrado el mismo, los representantes del operador, IPM y el contratista de perforación en el sitio del pozo deberán llegar a un acuerdo completo sobre el método de control
• Su objeto es evitar conflictos y confusiones durante la operación de control de pozo.
• Se realizará una reunión previa al control de pozo con todas las personas involucradas. Se preparará un procedimiento por escrito y el mismo se distribuirá en el equipo a todos los involucrados en las operaciones de control (contratista de perforación, perforador, cabina de registro, ing. de lodos, ing. del pozo, etc.)
• El acuerdo alcanzado incluirá el método de control a seguir, velocidad de la bomba, el incremento en el peso del lodo, el programa de bombeo, y toda otra información pertinente.
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Acuerdo sobre el procedimiento específico para control de pozos
IPM-ST-WCI-014
• En el caso de desacuerdo entre los representantes en el sitio del pozo sobre los procedimientos de control (cuando la seguridad no sea una preocupación inmediata), el asunto se remitirá a sus supervisores respectivos. La acción de control del pozo deberá, en este caso, ser detenida, y el pozo se asegurará hasta que se resuelva la situación.
• La persona designada a cargo tendrá la autoridad final y la responsabilidad de asegurar la aplicación de prácticas y procedimientos adecuados y seguros para controlar el pozo.
• Se aprobará un procedimiento por escrito que se colocará en la estación del perforador y otra copia se guardará en los archivos del pozo.
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Método para cierre del pozoIPM-ST-WCI-015
• El tiempo de respuesta para cerrar el pozo se minimizará utilizando los equipos de detección de influjos, otorgando plena autoridad al perforadorpara cerrar el pozo y utilizando el método de cierre duro.
• El perforador tiene plena autoridad y responsabilidad por las acciones correctivas inmediatas, tales como el cierre del pozo.
• En la posición del perforador se colocará una notificación indicando los procedimientos para el cierre del pozo.
• El procedimiento general de cierre se indica, como guía, en el Manual de Control de Pozos de SLB, Sección II.2.1 Como referencia, los procedimientos para manejar las diferentes situaciones de influjo, se presentan en la sección V del mismo Manual.
• El estrangulador y la válvula HCR se deben mantener cerrados. El cierre del pozo se efectúa al cerrar la preventora anular contra la tubería mientras se abre la válvula HCR para registrar las presiones.
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Método para control de influjos
IPM-ST-WCI-016• IPM utilizará métodos reconocidos por la industria para el control de
influjos en los pozos, tales como el método de Esperar y Densificar, Método del Perforador y Método Volumétrico. Se prefiere el Método del Perforador a menos que las condiciones hagan más apropiado el empleo de otro método.
• Los procedimientos para el método de Esperar y Densificar, del Perforador y Volumétrico, junto con sus ventajas y desventajas, se describen en el Manual de Control de Pozos de SLB, Sección II.2.3.
• Otros procedimientos especiales para manejar diferentes situaciones de influjo (incluyendo cuando se perfora con lodo de base aceite y la reversión del influjo o bullheading) se describen en la Sección V del Manual de Control de Pozos de SLB.
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Detección de influjos del pozoIPM-ST-WCI-017
• Cualquier brote de fluidos desde la formación se detectará lo antes posible mediante verificaciones del flujo cada vez que varíe en forma abrupta la tasa de penetración, vigilando los volúmenes el volumen de lodo en las presas y entrenando al personal en la detección de influjos.
• El objetivo es disminuir el tiempo de reacción y la magnitud del influjo, además de facilitar las operaciones posteriores para el control del pozo.
• Los procedimientos a seguir en todo momento se describen en la Sección II.1.2 del Manual de Control de Pozos de SLB.
• Todas las cuadrillas del equipo deben estar altamente entrenadas y comprender la importancia de una detección temprana de los influjos. Además, quienes operan el sistema de lodos deberán,- Investigar y reportar toda variación en el nivel de los tanques como indicio de un posible influjo, por pequeña que sea- Verificar flujo después de todo cambio abrupto en la tasa de perforación (ROP)
• El supervisor del pozo (WSS) debe asegurarse que los procedimientos para cierre de pozo y desviación de flujo esten publicados cerca de la estación del perforador en Inglés y en el idioma local.
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Prevención de influjos IPM-ST-WCI-018
• El Control Primario del pozo -definido como el uso de fluido de perforación o completación con densidad y altura suficientes para superar la presión más alta de la formación expuesta- se debe mantener en todo momentopara disminuir la ocurrencia de incidentes de control del pozo.
• El perforador o su relevo deberá asegurarse de:- Mantener el pozo lleno con fluido de control o conocer el nivel del mismo en todo momento. - Usar el tanque y la planilla de viaje para controlar los volúmenes de llenado durante los viajes de tubería saliendo y entrando en el pozo - Investigar toda discrepancia en los volúmenes y verificar el flujo del pozo en caso de duda.- Si la prueba de flujo no es concluyente se deberá cerrar el pozo para observar presiones en caso de duda
• El Supervisor del pozo (WSS) es el responsable de mantener la densidad adecuada del lodo de acuerdo con el programa del pozo.
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Prevención de influjos IPM-ST-WCI-018
• Responsabilidades del Perforador:– Mantener el pozo lleno en todo momento
– Utilizar tanque y hoja de viaje en todos los viajes de tubería• Responsabilidades del supervisor del pozo:
– Que la cabina de registro geológico (o un sistema de medición) controle y reporte en forma independiente los volúmenes de lodo y de desplazamiento en cada viaje
– Mantener una densidad de fluido que permita un sobrebalance de 200psi contra la formación de mayor presión expuesta
– Bombear un bache de fluido pesado antes de sacar la tubería y herramientas del pozo.
– Realizar cálculo de los efectos de succión / surgencia para determinar el margen de viaje adecuado
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Presión de fondo (BHP) constanteIPM-ST-WCI-019
• Durante la operación de matar el pozo mediante circulación o permitiendo la migración de gas, se debe mantener siempre una presión de fondo constante ligeramente superior a la presión de formación, incluso si se tiene que superar el valor de la MAASP**, antes que el influjo llegue a la zapata o a otro punto débil en el hoyo abierto.
• El objetivo es evitar todo influjo adicional de fluidos de la formación hacia el pozo, incluso a riesgo de fracturar la formación y de inducir un reventón subterráneo.
• El WSS será responsable por mantener la presión de fondo constantemediante el bombeo a tasa constante y / o ajustando el estrangulador
• También deberá desactivar cualquier mecanismo para control automático de la MAASP. Es decir, no permitirá mantener la MAASP en forma automática o manual, mientras se esté evacuando el influjo afuera del pozo.
** Máxima Presión Anular Permitida en Superficie (MAASP)
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Reporte de incidentes de controlIPM-ST-WCI-020
• Definición – Un brote o “kick” es un flujo imprevisto de fluidos desde la formación hacia el pozo, debido a lo cual se requiere el cierre de las BOP y la circulación a través de un estrangulador.
• Los influjos tienen el potencial de causar pérdidas catastróficas. Sin embargo, IPM considera que tales incidentes pueden ser manejados exitosamente recopilando y estudiando datos históricos.
• Todos las influjos así definidos son considerados incidentes y deben ser reportadas por escrito y clasificadas de acuerdo con el estándar OFS-QHSE-S002. Las causas raiz de todas los influjos seran investigadas para minimizar su impacto y la posibilidad de su repetición.
• El reporte debe incluir: Resumen del incidente y el manejo del mismo,
Condiciones previas a al influjo (actividades, equipo de control instalado,
fluido utilizado, detección, etc), Detalles sobre Control del Pozo, y Lecciones
Aprendidas
• El reporte será dirigido oportunamente por el PM al gerente de WCI del área
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• Se efectuará un estudio de riesgo y se preparará un plan de contingencia para la posibilidad de encontrar gas superficial en todos los pozos de IPM. El diseño final del pozo junto con el programa de operaciones serán usados para mitigar el riesgo hasta ¨ALARP¨.
• Se considera gas superficial cualquier acumulación de gas que se encuentre en el subsuelo durante la perforación del hoyo antes de llegar a la profundidad de asentamiento del primer revestidorprogramado para contener presiones.
• Las precauciones en el sitio, preparación de contingencias y detalle de las operaciones se encuentran descritas en el Manual para Control de Pozos de Schlumberger, secciones II.1.1.3.b, II.1.2.3 , II.2.2 y en Apendice 6 del mismo.
Evaluación del riesgo de gas superficial y plan de contingencias
IPM-ST-WCI-021
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• Responsabilidades:– Gerente de Proyecto :
• Asegurarse de llevar a cabo una completa evaluación del riesgo de gas superficial usando las mejores técnicas y herramientas disponibles, como los levantamientos sísmicos de baja profundidad para locaciones costa afuera.
• Asegurarse que el programa de operaciones contiene los resultados de la evaluación del riesgo de gas superficial, cualquier información relevante de los pozos vecinos, la estrategia para perforar el hoyo de superficie y los planes de contingencia.
– Persona a cargo ( PAC ) en la localización : • Asegurarse de que todo el personal conoce sus funciones durante una
eventual contingencia de gas superficial y que el perforador posea las instrucciones necesarias a seguir.
Evaluación del riesgo de gas superficial y plan de contingencias
IPM-ST-WCI-021
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• El programa del pozo incluirá una declaración que haga referencia a la evaluación de riesgo de gas superficial. En caso de ausencia de lo anterior, la misma deberá ser exigida al operador
• Ante cualquier indicación o duda de gas superficial, se supondrála presencia del mismo y se considerará en primer lugar la opción de cambiar la localización superficial del pozo.
• Si no se puede cambiar el sitio de la localización superficial o se tiene certeza de la presencia del gas superficial, se deberápreparar un procedimiento de perforación detallado, que incluya los planes de contingencia y los mitigadores del riesgo.
Evaluación del riesgo de gas superficial
y plan de contingencias
IPM-ST-WCI-021
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Control del pozo mientras se baja el revestimiento IPM-ST-WCI-022
• Se debe mantener el control del pozo al bajar la tubería de revestimiento.
• El control primario se mantiene con la columna de fluido de altura suficiente dentro del revestidor y en el espacio anular
• En un equipo con BOP superficiales, si el revestidor se baja frente a una formación con hidrocarburos, entonces se deben cambiar los arietessuperiores para tubería de perforación por arietes para el revestimiento.
• Al bajar revestidor sin arietes para la tubería de revestimiento instalados, asegurar que se haya conectado a la tubería de perforación, un sub de combinación (crossover ) adecuado para conectar la misma al revestidor.
• No se utilizará equipo de flotación automático o de llenado diferencial cuando se baje el revestidor a través o en zonas con hidrocarburos.
• El revestidor se debe llenar completamente al menos cada 5 tubos.
• Al bajar el revestidor en una zona con hidrocarburos, se deben instalar dos válvulas de no retorno (de contrapresión) en la sarta de revestimiento.
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Prueba de fuga de formación (prueba de la zapata) IPM-ST-WCI-023
• Objetivo: determinar la integridad de la formación por debajo de la zapata o del cemento alrededor de la misma lo cual afectará la MAASP (máxima presión anular permisible en la superficie) y la tolerancia al influjo para perforar la sección siguiente.
• Se realizará una prueba de la resistencia de formación después de perforar entre 10 y 20 pies (3 a 6 mts) de formación nueva por debajo de cada sarta de revestimiento donde se haya instalado un conjunto de BOPs.
• La Prueba de Fuga (LOT) es la presión a la cual la formación comienza a admitir fluido y se identifica por una desviación de la recta Pres. Vs. Volumen inyectado
• Si se obtiene una presión de fuga menor que la esperada y el peso equivalente del lodo es inferior al requerido para controlar las presiones de poro mientras se perfora hasta la profundidad de asentamiento del siguiente revestidor, se deberá realizar una cementación forzada en la zapata o reducir la profundidad de asentamiento del siguiente revestidor
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• Los resultados de la prueba de fuga, expresados en Peso Equivalente de Lodo (EMW), presión máxima, peso de lodo y profundidad de la zapata, se deben reportar en el informe diario de perforación y en el reporte IADC.
• La presión máxima de prueba no debe exceder el 80%de la resistencia interna del punto más débil del revestidor expuesto a la prueba de fuga.
• Presión vs Volumen bombeado tiene que ser una relación lineal hasta obtener inyectividad. Cuando la tendencia de la linea graficada se desvie de la relación lineal, el bombeo DEBERÁ DETENERSE inmediatamente.
• Se deberá utilizar la bomba de la unidad de cementación y el bombeo deberá ser preferiblemente continuo pues el bombeo intermitente puede conducir a lecturas erróneas.
• La Prueba de Integridad (PIT) somete la formación expuesta a una presión pre-determinada sin llegar al punto de fuga o inyección.
Prueba de fuga de formación (prueba de zapata) IPM-ST-WCI-023
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Reunión informativa sobre control de pozos IPM-ST-WCI-028
• Antes de que los supervisores del pozo asuman su responsabilidad en el mismo, deberán atender a una reunión informativa sobre control de pozos para asegurar que se entienden claramente las políticas de SLB e IPM, así como los procedimientos y los objetivos del proyecto relacionados con el control de pozos.
• Todo supervisor de IPM para el sitio del pozo deberá conocer losprocedimientos de control de pozos específicos del proyecto y estar familiarizado con el Manual sobre Control de Pozos de SLB
• En la fase inicial de ingeniería de todo proyecto se elaborará un Documento Instructivo sobre Control de Pozos, específico para el proyecto, a partir del registro de riesgos y desarrollado durante la fase inicial de planeación y diseño del proyecto
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Reunión informativa sobre control de pozos IPM-ST-WCI-028
• El documento de Reunión Informativa sobre control de pozos será firmado por el supervisor del pozo y archivado en la oficina del proyecto.
• Al culminar la Reunión Informativa sobre control de pozos, se hará la anotación correspondiente en el pasaporte de seguridad QHSE del supervisor que recibió la inducción.
• Se requerirá re-certificación cada año si el supervisor se mantiene en el proyecto o antes de que asuma las responsabilidades en un nuevo proyecto.
• La Reunión Informativa sobre control de pozos del proyecto esmandatoria para los WSS, los ingenieros y quienes tengan autoridad y responsabilidad sobre control de pozos.
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Reunión informativa sobre control de pozos IPM-ST-WCI-028
• Ejemplos de información a incluir en el Documento Instructivo sobre Control de Pozos:
- Exenciones aprobadas a los estándares sobre control de pozos en el proyecto- Presencia o No presencia de gas superficial- Procedimientos seguidos para manejar y controlar los influjos- Zonas de pérdida de circulación- Zonas de presiones anormales- Tectónica local- Equipos de control de pozos instalados en la unidad de perforación o de WO- Otra información de proyecto requerida para el cumplimiento de las funciones
del WSS en el sitio del pozo- Se revisarán las políticas y normas de IPM para asegurar su comprensión
y cumplimiento La persona a cargo en el sitio del pozo tendrá la autoridad final para control del mismo y será responsable por la aplicación de prácticas y procedimientos seguros de control, en todos los casos. Los procedimientos para el control del pozo se colocarán cerca de la posición del perforador.
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Resumen
• Las políticas, los estándares y las guías se revisan periódicamente
• Se deben archivar las dispensaciones, pues pueden ayudar a cambiar las políticas
• El texto de las mismas se obtiene en la página de IPM en la red de Schlumberger, cuya dirección es:
http://www.intouchsupport.com/intouch/methodinvokerpage.cfm?toedit=0&method=ITEVIEW&caseid=3272372&calling=&outype=3
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Sección 3
Analogía del Tubo en “U”
Análisis de Presiones en el Pozo
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Sección 3
• Tipos de control aplicados en un pozo
• Fórmula básica para control de pozos
• Principio del tubo en “U”
• Cálculo de presiones en el pozo usando la analogía del tubo en “U” estático y dinámico
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Introducción
COMPRENSION = SIMPLICIDAD=CONFIABILIDAD
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Tipos de Control en el PozoControl Primario :– Colocar dentro del pozo un fluido de densidad sufiente
para ejercer una presión de fondo que impida un flujo imprevisto de fluidos desde la formación hacia el pozo
Control Secundario: – Detener el flujo del pozo con el equipo de prevención y
control instalado, BOPE y recuperar el control primario al evacuar el influjo por circulación con el lodo original o con lodo pesado
Control Terciario:– Inducir una fractura en la formación más débil expuesta en
el hoyo abierto provocando un reventón subterráneo antes que permitir un reventón en la superficie. Aplicar técnicas especiales posteriores para controlar el flujo cruzado en el subsuelo y recobrar las condiciones del pozo
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Fórmula básica para control de pozos(unidades en el sistema inglés)
volumen:
1 galón
= 230.75 in3
Peso: 1 libra
Si D = 10 lpg: P = 10 lb. = 0.52 psi = 0.052 x 1019.23 in2
Si la Densidad = 1 lb/gal:
Presión = 1 lb. = 0.052 psi = P1PIE
19.23 in2
Cambio de presión por pie = 0.052 psi/pie = Grad. de 1lpg
altu
ra: 1
pie
=12
pulg
área: 19.23 in2
Presión sobre el fondo = (fuerza) / (área)
P1PIE = 0.052psi = presión de un pie de fluido de 1lb/gal
Gradiente de fluido de densidad D = 0.052 x D
G = (0.052)x(D) => psi/pie Presión de un pié de fluido
Cambio de presión por pie = 0.052 ( psi/pie) x D(lb/gal)
Gradiente = cambio de presión = 0.052 psi / pie
101
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Fórmula básica para control de pozos
D = 10 lb/gal
Prof
undi
dad-
pies
G = (0.052) x (D) = 0.52 psi/pie(psi/pie) (lb/gal)
Pres
ión
–psi
0
1
2
3
0
0.52
1.04
1.56
H: Sólo se toma en consideración la profundidad vertical TVD, nó la profundidad medida MD
Presión Hidrostática de fondo: HP
Gradiente de Presión: G
HP = (0.052) x (D) x (H) : psi
HP = Grad. x altura de columna en pies
HP = (G) x (H) : psi/pie x pie = psi
P(H)PIES = 0.052 x D x H : psi
[psi] [lb/ gal] [pies ]
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Fórmula básica para control de pozos(unidades en sistema métrico)
Volumen: 1 litro =
1000 cm3 Si MW = 10 kg/lt: P1METRO = 10 kg. = 0.1 x 10 kg/ cm2
10 cm2
P = 1 kg. = 0.1 kg/ cm2 = P1METRO
10 cm2
Gradiente = cambio de presión = 0.1 kg/ cm2 / m
altu
ra: 1
met
ro.
área: 10 cm2
Si la Densidad = 1kg/lt: Presión sobre el fondo = (fuerza) / (área)
P1METRO = 0.1 kg/cm2 = presión de un metro de fluido de 1 kg/lt
Cambio de presión por metro = 0.1 kg/cm2 = Grad. de 1kg/l
Cambio de presión por metro = 0.1 (kg/cm2 ) x D(kg/lt)
Gradiente de fluido de densidad D = 0.1 x D
G = 0.1 x (D) => kg/ cm2 / mPresión de un metro de fluido
kg/ cm2 = 14.21 psi
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Fórmula básica para control de pozos
D =1.2 kg/lt
D = 10 lb/gal
Prof
undi
dad-
met
ros
G = 0.1 x (D) = 0.12 kg/ cm2 /m(kg/ cm2) (kg/lt)
Pres
ión
–kg/
cm2
0
1
2
3
0
0.12
0.24
0.36
H: Sólo se toma en consideración la profundidad vertical TVD, nó la profundidad medida MD
Gradiente de Presión: G
[Kg/cm2] [kg/ lt ] [ m ]1lb/gal = 0.12 gr/cc
1 psi = 0.0703 kg/ cm2
Presión Hidrostática de fondo: HP
HP = Grad. x altura de columna en metros
HP = (G) x (H): (kg/cm2/m) x m = kg/cm2
HP = (0.1) x (D) x (H) : kg/cm2
P(H) METROS = 0.1 x D x H : kg/cm2
1 kg/ cm2 = 14.21 psi
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Cómo versus por qué
Datos:
• Se produce un influjo de gas mientras se perfora a 6000 pies y se cierra el pozo
• Se leen las presiones de cierre SICP y SIDPP (en la TR y la TP, respectiv.)
• Peso del lodo corriente (MW)= 10 lpg
• Peso del lodo de matar (KMW) =?
O sea, HPKMW = Pform
SIDPP = 600 psi
SICPP = 900 psiBomba
Estrangulador
MW = 10 lpg
H = 6000 pies
Pform = ?
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Cómo versus por quéCómo calcular KMW:
KMW = 10 + 1.923 = 11.923 lpg
Por qué KMW es 12 lpg:Glodo = 0.052 x 10 = 0.52 psi/pie
HPlodo = Glodo x H=0.52 psi/pie x 6,000 pie
HPlodo = 3,120 psi
Pform = HPlodo + SIDPP = 3120 + 600Pform = 3,720 psi
KMW = MW +H x 0.052
SIDPP_
KMW = 10 +6,000 x 0.052
600____
KMW = 11.923 lpg è12 lpg Pform = Gform x (H)
Gform = (Pform ) / (H) = (3,720) / (6,000)
Gform = 0.62 psi/pie = 0.052 x KMW
KMW = (0.62) / (0.052)
KMW = 11.923 è12 lpg
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Cómo versus por qué
¿Cuál es el significado de un valor de SIDPP de 600 psi?
¿Por qué se utilizó, para el cálculo, la presión indicada por el manómetro de la tub. de perforación y no la de SICP?
¿Por qué redondeamos hasta 12 lpg para el lodo de matar?
SIDPP
SICP
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Cómo versus por qué (sistema métrico)
Datos:
• Se produce un influjo de gas mientras se perfora 1,829 m (6,000 pies) = H
y se cierra el pozo
• Se leen las presiones de cierre SICP y SIDPP (en la TR y en la TP, respectiv.)
• Peso del lodo corriente:
(MW)= 1.2 gr/cc = (10 lb/gal).
• Peso del lodo de matar (KMW)= ?
O sea, HPKMW = Pform
SIDPP = 600 psi = 42.22 kg/cm2
SICPP = 900 psi = 63.33 kg/cm2
Bomba
(Estrangulador)
H = 1,829 m = 6000 pies
Pform = ?
108
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Cómo versus por qué
Cómo calcular KMW: Por qué KMW es 1.44 gr/cc:
KMW = MW + (SIDPP)(0.1) x (H)
KMW = 1.2 +(0.1) x (1,829.3)
42.22
KMW = 1.2 + 0.2308 = 1.4308
KMW = 1.4308 è 1.44 gr/cc
Glodo = 0.1 x 1.2 = 0.12 kg/ cm2 /m
HPlodo = Glodo x H=0.12 kg/cm2 /m x1,829 m
HPlodo = 219.48 kg/cm2 = 3,119 psi
Pform = HPlodo + SIDPP = 219.48 + 42.22
Pform = 261.7 kg/cm2 = 3,719 psiPform = Gform x (H)
Gform = (Pform ) / (H) = (261.7) / (1,829)
Gform = 0.14308 kg/cm2 /m= 0.1 x KMW
KMW = (0.14308) / (0.1) = 1.4308
KMW = 1.4308 è1.44 gr/cc
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Cómo versus por qué
¿Cuál es el significado de un valor de SIDPP de 42.22 kg/cm2 ?
¿Por qué se utilizó, para el cálculo, la presión de cierre en la tubería de perforación y no la presión SICP?
¿Por qué redondeamos hasta 1.44 gr/cc para el lodo de matar?
SIDPP = 600 psi = 42.22 kg/cm2
H = 1,829 m = 6000 pies
Pform = ?
SICPP = 900 psi = 63.33 kg/cm2
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Principio del tubo en “U”
Disposición de dos tubos o columnas de fluidos que se encuentran comunicados por su parte inferior
Presión en el punto A = Presión en el punto B
A B
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El pozo como tubo en “U”
El tubo en “U” puede ser:
• Estático• Dinámico
Bomba
Estrangulador
¿Qué factores contribuyen con la presión?
Factores que contribuyen con la presión:Presión de bombaPerdidas de Presión en la superficiePérdida de presión por fricción en la tubería de perforaciónPérdida de presión en mechaPérdida de presión anular (ECD)Contrapresión del estrangulador
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Tubo en “U” estáticoSIDPP = 500 psi
SICP = 700 psi
P1 = P2
Datos:•Cierre después del influjo de gas•Profundidad: 10.000 pies ( pozo vertical)•MW: 10 lpg•Herramienta de fondo: DC de 6-3/4” x 450 ftCalcular:•BHP: ? (Presión en el fondo del pozo)•Grad. promedio del fluido en el anular: ?•EMW: ? (Peso de lodo Equivalente a BHP)•Magnitud o tamaño del Influjo?
BHP = ?
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Tubo en “U” estáticoBHPDS = SIDPP + HPDS
BHP = 500 + (0.052 x 10 x 10,000)BHPDS = 500 + 5,200 = 5,700 psiBHPA = SICP + HPA
HPA = BHP – SICP = 5,700 – 700 = 5,000 psi HPA = (GA ) x (H)
SIDPP = 500 psi
SICP = 700 psi
P1 = P2 = BHP
GA = HPAH =
5,00010,000 = 0.5 psi/pie
GA = (0.052) x (EMWA)
EMWA = GA0.052 = 9.615 lb/gal
HPA = (0.052)x(EMWA)x(H) = 0.052x9.615 x10MHPA = 5,000
BHPA = 700 + 5,000 = 5,700 psi
BHPDS = BHPA = 5,700 psi
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Tubo en “U” estático
Altura del influjo =Glodo - Ginflujo
Influjo de gas: < 0.2 psi/pie Influjo de agua: > 0.4 psi/pie
Peor escenario: suponer influjo de gas => Ginflujo = 0.1 psi/pie
Hi =
Altura del influjo = 476.2 pies (TVD) = 476.2 pies (MD): Pozo vertical
Tamaño del influjo = altura de influjo (MD) x volumen anular (450 pies de DC de 6-3/4” en hoyo de 8-1/2”)
= 476.2 pies x 0.0259 bls/pie
Vinflujo = 12.4 bls = Tamaño del Influjo
SICP - SIDPP =(10 lpg x 0.052) - Ginflujo
700 - 500
(10 lpg x 0.052) - Ginflujo
700 - 500=
(0.52) – 0.1200
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Tubo en “U” estático (sistema métrico)SIDPP = 35 kg/cm2
SICP = 50 kg/cm2
P1 = P2
Datos:•Cierre después del influjo de gas•Profundidad: 3,000 metros ( pozo vertical)•MW: 1.2 gr/cc•Herramienta de fondo: DC de 6-3/4”x 150 mCalcular:•BHP: Presión en el fondo del pozo•GA : Grad.promedio del fluido en el anular•EMW: Peso de lodo Equivalente a la BHP•Magnitud o tamaño del Influjo? BHP = ?
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Tubo en “U” estático
HPA = BHPA – SICP
HPA = 395 – 50 = 345 kg/cm2
SIDPP = 35 kg/cm2
SICP = 50 kg/cm2
P1 = P2
BHPDS = SIDPP + HPDS
BHPDS = 35 + (0.1 x 1.2 x 3,000)BHPDS = 35 + 360 = 395 kg/cm2
BHPA = SICP + HPA
HPA = (GA ) x (H)
GA = H = 3453,000 = 0.115 kg/cm2 / m
GA = (0.1) x (EMWA)
EMWA =0.1
= 0.115 / 0.1 = 1.15 gr/cc
HPA = (0.1)x(EMWA)x(H) = 0.1x1.15 x3,000HPA = 345 kg/cm2
BHPA = 50 + 345 = 395 kg/cm2
HPA
GA
BHPDS = BHPA = 395 kg/cm2
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Tubo en “U” estáticoAltura del influjo =
Glodo - Ginflujo
Influjo de gas: < 0.046 Influjo de agua: > 0.092 en kg/cm2 / m
Peor escenario: suponer influjo de gas => Ginflujo = 0.1 psi/pie
Hi =
Altura del influjo = 154.8 m (TVD) = 154.8 m (MD): Pozo vertical
Tamaño del influjo = altura de influjo (MD) x volumen anular (450 pies de DC de 6-3/4” en hoyo de 8-1/2”)
= 154.8 m x 0.0849 bls / m
Vinflujo = 13.14 bls = Tamaño del Influjo
SICP - SIDPP =(0.1 x 1.2 gr/cc) - Ginflujo
50 - 35
(0.1 x 1.2) - (0.1)x0.230815 =
(0.12) – 0.0230815
psi/pie = 3.28 psi/m
psi = 0.07037 kg/cm2
psi/pie = 0.2308 kg/cm2 / m
kg/cm2 / m = 4.33 psi/pie
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Tubo en “U” dinámico
Interrogantes:
• ¿Qué mide la presión de circulación en la tubería, PCTP?
• ¿Cómo se calculan las pérdidas de presión en la tubería de perforación, dPTP?
• ¿Cómo se calculan las pérdidas de presión anular, dPanular?
PCTP
PCTR
dPanular
dPTP
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Pérdidas de presión por fricción en la tubería de perforación, dPT
• Paso 1: Obtener los siguientes parámetros dimensionales–ID tub. de perf. ddp – pulgadas–Longitud tub. de perf. Ldp – pies–ID portamechas ddc – pulgadas–Longitud portamechas Ldc – pies–Viscosidad plástica PV – centipoise–Punto de cedencia YP - lb/100ft2
• Paso 2: Calcular la velocidad promedio del fluido (pies/seg):–Portamechas: Vdc = GPM/(2,448 x ddc
2)–Tub. de perforación: Vdp = GPM/(2,448 x ddp
2)
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Pérdidas de presión por fricción en la tubería de perforación, dPT
• Paso 3: Calcular la pérdida de presión por fricción:
– Portamechas: PLdc = [(PV x Vdc x Ldc)/(1500 xddc
2)] + [(YP x Ldc)/(225 x ddc)]
– Tubería de perforación: PLdp = [(PV x Vdp x Ldp)/(1500 xddp
2)] + [(YP x Ldp)/(225 x ddp)]
• dPT = PLdc + PLdp
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Tubo en “U” dinámicoCTP = 2000 psi
PCTR = 500 psiDatos:•Profundidad: 10,000 pies•MW: 10 lb/gal•Pr. de circ.en la tubería, PCTP = 2,000 psi•Pr. de circ. en anular, PCTR= 500 psi (Contrapresión con el estrangulador)•Pérdida presión tub. perf. dPTP = 1,300 psi•Pérdida presión anular: dPanular = 200 psi•Calcular la presión de fondo circulandoó BHP dinámica
BHP = ?
P1 ≥ P2 : flujo
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Tubo en “U” dinámico
BHPanular = PCTR + HPanular + dPanular
= 500 + (0.052 x 10 x 10,000) + 200BHP = 5,900 psi
BHPTP = PCTP + HPTP - dPTp
BHP = 5,900 psi= 2,000 + (0.052 x 10 x 10,000) – 1,300
P1 ≥ P2
PCTP = 2,000 psi
PCTR = 500 psi
Usando la columna del Anular:
Usando la columna de la Tubería:
Usando la columna de la Tubería:
PCTP = dPTP + dPanular + PCTR
(1)
(2)
(3) BHP =5,900 psi= 1300 + 200 + 500 = 2000 psi
123
Schlum
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Tubo en “U” dinámico (sistema métrico)
P1 ≥ P2 : flujo
CTP = 141 psi
CCP = 35 psi
Datos:•Profundidad: 3,000 m•MW: 1.2 gr/cc•Pr. de circ.en la tubería, PCTP = 141 kg/cm2
•Pr. de circ. en anular, CCP = 35 kg/cm2
(Contrapresión sobre el fondo con el estrangulador)
•Pérd.presión en tub. perf.: dPTP = 91 kg/cm2
•Pérdida presión anular: dPanular =15 kg/cm2
•Calcular la presión de fondo circulando ó BHP dinámica
BHP = ?
124
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Tubo en “U” dinámico (sistema métrico)
BHP = PCTR + HPanular + dPA
= 35 + (0.1 x 1.2 x 3,000) + 15BHP = 410 kg/cm2
BHP = PCTP + HPTp - dPTP
BHP = 410 kg/cm2= 141 + (0.1x 1.2 x 3,000) - 91
CTP = 141 kg/cm2
CCP = 35 kg/cm2Usando la columna del Anular:
Usando la columna de la Tubería:
Usando la columna de la Tubería:
CTP = dPTP + dPanular + CCP
(1)
(2)
(3)
= 91 + 15 + 35 = 141 kg/cm2
P1 ≥ P2
BHP = 410 kg/cm2
125
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Problema # 1
El tubo en “U”1 hora
126
Schlum
berger Private
10 9.7
+350
156
0
SICP = 0 psi (tubo en U con sobrebalance)
BHP = SICP + HPAnu.= 0 + (0,052 x 10 lpg x 10.000 pies)
BHP = 5200 psi
SITP = BHP - HPTub= 5200 – (0,052 x 9,7 lpg x 10.000 pies)
SITP = 156 psi
Sobrebalance zonal = BHP – presión zonal= 5200 – 4850 psi
Sobrebalance zonal = 350 psi
Problema # 1
127
Schlum
berger Private
+650
156
370
CTP = 156 psi (se mantiene constante)
CCP = dPAnu+ dPTub= 300 + 70
CCP = 370 psi
BHP = CCP + HPAnu - dPAnu= 370 + 5200 – 70
BHP = 5500psi
Sobrebalance Zonal = BHP – presión zonal= 5500 – 4850 psi
Sobrebalance Zonal = 650 psi (300 psi por encima cierre)
Problema # 1
128
Schlum
berger Private
+623
0
370 L
CTP = 0 lppc (tubo en U balanceado)(estrangulador completamente abierto)
CCP = dPAnu + dPTub= 300 + 70
CCP = 370 psi (pérdida de presión en tubo en U)
Volumen de 9,7 ppgAu = Volumen de 10 lpg TubL x CapacidadAnu = (10.000 – L) x CapacidadTubL x 0,0986 = (10.000 – L) x 0,02
= 200 – L x 0,020,1186L = 200L = 1686 pies10.000 – L = 8314 pies
BHP = CTP + HP9.7 + HP10 + dPT= 0 + (0,052 x 9,7 lpg x 1686 pies) + (0,052 x 10 lpg x 8314 pies) + 300= 0 + 850 + 4323 + 300
BHP = 5473 psi
Sobrebalance Zonal = BHP – presión zonal= 5473 – 4850 psi
Sobrebalance Zonal = 623psi
Problema # 1
129
Schlum
berger Private
+650
0
402 L
CTP = 0 lppc (HPTub mayor que HPAnu)(estrangulador completamente abierto)
BHP = CTP + HPT + dPT = 0 + 5200 + 300
BHP = 5500 psi
Sobrebalance Zonal = BHP – presión zonal= 5500 – 4850psi
Sobrebalance Zonal = 650psi
Volumen de 9,7 ppgAnn = volumen de 10 lpg TubL x CapacidadAnn = 10.000 x CapacidadTubL x 0.0986 = 10.000 x 0,02L = 2028 pies10.000 – L = 7972 pies
BHP = CCP + HP9.7 + HP10 - dPAnuCCP = BHP - HP9.7 - HP10 + dPAnn
= 5500 - (0,052 x 9,7 lpg x 2028 pies) - (0,052 x 10 lpg x 7972 pies) + 70= 5500 - 1023 - 4145 + 70
CCP = 402psi
Problema # 1
130
Schlum
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0
526
+650
CTP = 0 psi (HPTub mayor que HPAnu)(estrangulador completamente abierto)
BHP = 5500psi (igual que (#4))
Sobrebalance Zonal = 650 psi (igual que (#4))
CCP = BHP – HPAnu + dPAnu= 5500 - (0,052 x 9,7 ppg x 10.000 pies) + 70 = 5500 - 5044 + 70
CCP = 526psi
Problema # 1
131
Schlum
berger Private
+494
0
370
CTP = 0 psi (tubo en U balanceado)(estrangulador completamente abierto)
CCP = 370 psi (pérdida de presión en tubo en U)
BHP = CTP + HPTub + dPTub= 0 + 5044 + 300
BHP = 5344 psi
Sobrebalance Zonal = BHP – presión zonal= 5344 – 4850 psi
Sobrebalance Zonal = 494 psi
Problema # 1
132
Schlum
berger Private
0
100
200
300
400
500
600
0 1 2 3 4 5 6
370402
526
370
156
CTP
/ CCP
-ps
i
Volumenes de tubería de producción bombeados
Problema # 1
0 00
370
133
Schlum
berger Private
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0 1 2 3 4 5 6
Volumenes de tubería de producción bombeados
650
623
494
Sobr
reba
lanc
e -p
si
Problema # 1
650650
134
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Sección 4
Causas, Prevención y Detección de Influjos
135
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Sección 4• Causas y Prevención de Influjos• Influjos durante los viajes de tubería• El Tanque de Viaje • Influjos durante la perforación• Tolerancia al influjo• Verificación del flujo• Pozos con espacio anular reducido• Pozos Horizontales• Pozos de Alta Presión y Temperatura• Control al correr los revestidores
136
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Causa única para los influjos:
Existe UNA SÓLA condición que permite que se presente flujo desde la
formación hacia el pozo:
cuando la presión dentro del pozosea menor que la presión de la formación
P1 < P2
137
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Causas y prevención de influjosCausa: Mejor prevención con:
Máscomún
Menos común
1. No mantener el agujero lleno con fluido del peso adecuado
Medir y controlar el volumen de llenado en los viajes
2. Perforar en zonas de presión conocida con peso insuficiente del lodo
Buenos procedimientos de ingeniería y de op.en los pozos y actitud alerta e inquisitiva por parte del Supervisor de Pozo
Estudiar el Programa del pozo
3. Perforar en formaciones de alta presión anormal inesperada
Ingeniería cuidadosa, diseño apropiado del pozoEstudio de los pozos vecinos
Programa de densidad del lodo y usar el Tanque de viaje!!
138
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Causas y prevención de influjos Causa: Mejor prevención con:
Más común
Menos común
Ingeniería cuidadosa, diseño adecuado del pozo,
Sellar o revestir pronto la zona con pérdida de circulación
5. Descargar el lodo al sacar el ensamblaje embolado
Medición y control del volumen de llenado al sacar la sarta de perforación –
Uso del Tanque de viaje!!
6. Peso de lodo suficientemente alto para perforar pero no para viajes
4. Pérdida de circulación
(el nivel de fluido, no la tasa de pérdida, es lo crítico en control de pozos)
Medición y control del volumen de llenado al sacar la sarta de perforación –
Uso del Tanque de viaje!!
139
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Causas y prevención de influjosFluído de perforación de baja densidad
Causas:
• Dilución accidental de los fluidos de perforación con agua o base de aceite añadidos en los tanques de superficie o adición de fluidos livianos de formación a la columna de lodo
• Asentamiento del material densificante (barita)
Prevención:
• Diligencia en las presas de lodo (medición y control)• Investigar toda reducción en el peso del lodo durante la
circulación y tomar las acciones correctivas del caso• Mantener buenas propiedades del lodo
140
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Causas y prevención de influjosFluido de perforación de baja densidad
Causas:
• Corte por gas – la presencia de grandes volúmenes de gas en el lodo que retorna del pozo puede causar una caída de la densidad promedio y reducir la presión hidrostática del fluido de perforación
• Corte por crudo o agua de formación – El crudo y/o agua salada contenidos en los ripios cortados y/o succionados por el efecto de pistón también pueden invadir el pozo y reducir la densidad promedio de la columna de lodo hasta causar una caída apreciable de la presión hidrostática del lodo contra la formación.
141
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Causas y prevención de influjosFluido de perforación de baja densidad
Reducción de presión (psi)
105519720,000ft
95488610,000ft
8241725000ft
6031511000ft
18 ppg – 9 ppg18 ppg – 16.2 ppg10 ppg – 5 ppgProf.
Efecto del lodo cortado por gas sobre la presión de fondo
142
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Causas y prevención de influjosZonas de alta presión
Causas:
• Una barrera impermeable o la deposición rápida de sedimentos pueden evitar que el agua de formación se escape con lo cual se crean zonas de alta presión anormal (presión atrapada)
• Fallas– una zona de presión normal que sea deslizada hasta una posición elevada se convierte en una zona de mayor presión que la presión normal a esa nueva profundidad (presión anormal)
• Cambios de profundidad y estructura dentro del yacimiento
Prevención:
• Recopilar toda la información sobre zonas de presión anormal• Estudiar datos sísmicos y de pozos vecinos referenciales• Graficar dexp, detección y control de las presiones de poro
143
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Causas y prevención de influjosEfecto de émbolo (swabbing)
Causas:• Ensamblaje de fondo “embolado” o “embotado”
• Sacar tubería demasiado rápido
• Propiedades deficientes del lodo o elevada resistencia gel
• Formaciones expansivas o desmoronables
• Herramientas de gran OD con poco espacio anular
Prevención:• Mantener el lodo en buenas condiciones
• Sacar la tubería a velocidad razonable
• Utilizar lubricante e hidráulica efectiva para reducir embolamiento
144
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Causas y prevención de influjosEfecto de Embolo (swabbing)
Prevención
• Utilizar PowerPlan 3.0 Hydraulics para estimar las presiones de succión/surgencia
• Medir y observar la ECD y la ESD
• Observar prop. del lodo
• Observar llenado del pozo con el Tanque de Viaje
ç
ç
è
è
145
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Causas y prevención de influjosNo mantener el pozo lleno
Causas:• No se miden ni se controlan en forma correcta los
volúmenes de desplazamiento en los viajesPrevención:• Uso de unidad de registro geológico (Mud Logging)• Contador de emboladas o golpes de la bomba• Medición del volumen activo de lodo (Sistema PVT)• Uso adecuado del tanque y hojas de viaje• Uso del medidor de flujo diferencial en la línea de
retorno (variaciones en el flujo de retorno)• Medidor de nivel del fluido en el anular
146
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Causas y prevención de influjosPérdida de circulación
Causas:• Tipo de formación:
– Formaciones no consolidadas, de baja presión o altamente permeables.
– Fracturas naturales– Formaciones cavernosas
• Elevado peso del lodo• Presiones de surgencia altas
– Bajar la tubería demasiado rápido en lodos de alta resistencia gel, en especial con sartas de alto DE.
• Elevada densidad equivalente de circulación, ECD, especialmente en anulares estrechos.
147
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Causas y prevención de influjosPérdida de circulación
Prevención:
• Mantener peso y propiedades correctas del lodo
• Seguir los procedimientos adecuados para los viajes de tubería
• Incorporar en el lodo materiales para control de pérdidas, LCM
• Correr y cementar un revestidor de protección para resolver problemas severos de pérdida de circulación
• Observar los volúmenes reales de desplazamiento con el Tanque de Viaje y compararlos con los teóricos esperados
• Medir y registrar el nivel del fluido anular con Ecometer
148
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Causas y prevención de influjosDurante los viajes
Estadística: Entre el 75% y el 85% de los incidentes de control han ocurrido mientras se hacían viajes de tubería
– Causas:• Pérdida de presión en el anular (al eliminarse la ECD)• Efecto de pistón al sacar la sarta embolada o de alto DE en
hoyos con anular reducido lo cual reduce la BHP de manera significativa (Swabbing)
• Reducción de la presión de fondo, BHP, al mover la sarta hacia arriba a través del fluido de perforación (adherencia del fluido)
• Fractura de una formación débil por bajado rápido de la sarta enhoyo estrecho o con lodo viscoso (presión de surgencia)
• Reducción de la BHP por no llenado del pozo o por uso inapropiado del tanque y hoja de viaje
149
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Causas y prevención de influjosDurante los viajes
¿Cuál es la mejor medida de prevención de influjos de la formación durante los viajes?
Para evitar influjos durante los viajes, el Tanque de Viaje es el dispositivo de control de pozos más importante en el equipo!
Si el pozo no se deja llenar, el uso de un medidor de nivel de fluido en el anular es el mejor dispositivo para control del desplazamiento
150
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Tanque de viaje• Definición: Compartimiento independiente (o aislado)
del sistema activo de fluidos en superficie, con 30 a 100 bls de capacidad (4.8 a 15.9 m3), calibrado y provisto de equipos para medición y lectura remota de su volumen que se utiliza para controlar el volumen de desplazamiento de la tubería que sale o que entra en el pozo.
• Tipos: a) Recirculante – b) De llenado por gravedad• El estándar IPM-ST-WCI-003 establece que:
el uso del tanque de viaje es obligatorio• Especificaciones del API – RP53
151
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Tanque de viaje recirculante
12 108 6 4 2 Piso del equipo
Bomba centrífuga
Hacia las presas
Según el API RP-53:El Tanque de viaje debe tener
100 bls o menos de capacidad,con dimensiones para detectar variaciones de ½ barril. (aprox. 80 litros)
Medidor del Volumen de llenado
152
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Tanque de viaje recirculante
Piso del taladro
(“planchada”)
Mesa rotatoria
Desviador de flujo
Línea de llenado del hoyo
Drenaje
Bomba del tanque de viaje
Viene de bombas
Retorno a
zarandas
Válvula de retención
Tubo conductor
Junta telescópica
Línea de flujo
Indicador de nivel de tanque de viaje
Válvula de control remoto
Hacia exterior
153
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Tanque de viaje recirculante (continuación)
Práctica Recomendada API– RP53• Un tanque de viaje es un tanque de poco volumen [100 barriles
(15,9m3) o menos], calibrado, que se puede aislar del resto del sistema superficial de fluido de perforación y utilizar para controlar con precisión la cantidad de fluido que entra o sale del pozo por efectos del desplazamiento del metal de la tubería.
• Un tanque de viaje es aceptable de cualquier geometría siempre y cuando sea posible leer el volumen contenido con variaciones de por lo menos ½ bbl (79.5 litros)
• La lectura puede ser directa o remota, preferiblemente ambas. • El tamaño y configuración del tanque deben ser tales que, si
ocurren cambios de volumen de un orden de medio barril (ó 79.5 litros), los mismos puedan ser fácilmente detectados por el dispositivo de lectura.
154
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Tanque de viaje de llenado por gravedad
2 4 6 8
10 12 piso del equipo
Sólo se puede utilizar para sacar tubería del pozo!!!
Tanque de viaje elevado
155
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Causas y prevención de influjosHojas de Viaje
Preguntas:
• ¿Se utiliza la “Hoja de Viaje” en los equipos?
• ¿Qué datos se registran en la Hoja de Viaje?
• ¿Quién registra la información en ella?
• ¿Con base en qué información de la Hoja de Viaje se consideraría regresar la sarta al fondo?
• ¿Se archivan las Hojas de Viaje en el sitio del pozo?
• ¿ Durante cuánto tiempo se archivan?
156
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Causas y prevención de influjosHOJA DE VIAJES
RAZON DEL VIAJE: ____________________________________________________________________ Número de paradas a sacar antes de tener el BHA una parada por debajo de los preventores: ____________ Tick Desplazamiento: DC1 DC2 OTROS TP PESADA TP1 TP2 SACADO EN: ü Tamaño TRIPLES brl/pies o
SENCILLOS brl/parada DOBLES x pie o paradas ÷ 1000 = Vol. ( brl )
PARADA
No Medidor Tanque
Llenado Hoyo (brls)
Llenado Hoyo (brls) Medido
Discrepancia Observaciones
Viaje Calculado por incremento
por Incremento
Acumulado por Incremento
Acumulado
1 2 3 4 5 6 7 8 0
157
Schlum
berger Private
Pérdida de presión hidrostática al si no se llena el pozo
17 psi27 pies54 psi88 pies5-1/2”, 21.9#
15 pies
19 pies
24 pies
Reducción altura de
fluido (seco)
22 psi
36 psi
45 psi
Pérdida presión
(húmedo)
9 psi35 pies3.5”, 13.3#
12 psi58 pies4.5”, 16.6#
15 psi72 pies5”, 19.5#
Pérdida presión (seco)
Reducción altura de
fluido (húmedo)
Tamaño tub. de perf.
Efecto de sacar 5 paradas de tub. de perf. de un hoyo de 12-1/4” ID con peso de lodo de 12 lpg, sin llenar el pozo para compensar el desplazamiento
158
Schlum
berger Private
Pérdida de presión hidrostática al si no se llena el pozo
1.2 kg/cm21.9 kg/cm23.79 kg/cm226.8 m5-1/2”, 21.9#
1.05 kg/cm2
1.34 kg/cm2
1.69 kg/cm2
Reducción altura de
fluido (seco)
1.55 kg/cm2
2.53 kg/cm2
3.16 kg/cm2
Pérdida presión
(húmedo)
0.63 kg/cm210.7 m3.5”, 13.3#
0.84 kg/cm217.7 m4.5”, 16.6#
1.05 kg/cm221.9 m5”, 19.5#
Pérdida presión (seco)
Reducción altura de
fluido (húmedo)
Tamaño tub. de perf.
Efecto de sacar 5 paradas de tub. de perf. de un hoyo de 12-1/4” ID con peso de lodo de 1.44 gr/cc, sin llenar el pozo para compensar el desplazamiento
159
Schlum
berger Private
Prueba previa al viaje
Cuando se perfora en “casi balance” (near balance)• Al perforar cerca del balance, la siguiente prueba
previa al viaje puede ser muy útil para evitar influjos inducidos por suabeo durante el mismo:– Detener la(s) bomba(s) – Reciprocar la sarta de perforación (máximo recorrido)
varias veces a la velocidad de viaje– Arrancar las bombas, circular fondos arriba y verificar
la lectura del “gas de conexión”– Ajustar el peso del lodo si se considera necesario
160
Schlum
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Detección de influjos durante la perforación
indicio cómo verificar Más temprano
Muy tarde
1. Aumento en los retornos del pozo por línea de flujo
Detener las bombas y PROBAR FLUJO
2. Aumento del volumen de lodo activo en la superficie
3. Aumento en la velocidad de la bomba, SPM, y disminución de la presión de circulación
Detener las bombas y PROBAR FLUJO
Detener las bombas y PROBAR FLUJO
161
Schlum
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Detección de influjos durante la perforación
indicio cómo verificar:Más temprano
Muy tarde
Detener las bombas y PROBAR FLUJO (Circular los fondos?)
5. Cambio en la tendencia del exponente ‘d’
6. Lodo cortado por agua óaumento en la salinidad (lodos de base agua dulce)
Detener las bombas y PROBAR FLUJO
4. Variación repentina en la tasa de penetración, ROP
Detener las bombas y PROBAR FLUJO (Circular los fondos?)
7. Lodo cortado por gas Detener las bombas y PROBAR FLUJO
162
Schlum
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Indicadores positivos del influjo
PRIMER indicio confiable:
• Aumento en los retornos del pozo por la línea de flujo
SEGUNDO indicio confiable:
• Ganancia no explicada del volumen de fluido en las presas
TERCER indicio confiable:
• Manifestación de flujo del pozo
Otros indicios (NO CONFIABLES):
• Aumento en la velocidad de la bomba y disminución en la presión de bombeo, etc.
163
Schlum
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Otros indicativos del influjo (NO CONFIABLES)
• Varación repentina en la tasa de penetración, ROP– Una variación brusca en la velocidad de perforación que
no se deban a cambios en el peso sobre la barrena y RPM también puede ser causado por un cambio en el tipo de formación
• Cambio en la tendencia del exponente ‘d’– La frontera entre un régimen de presión normal y otro de
alta presión (zona de transición) puede a veces identificarse por un cambio en la tasa de penetración que afecta en forma directa el valor del exponente “d”
d = log(R/60N) / log(12W/10 exp6 x D)Donde, R = ROP,N =RPM, W = WOB, D = diam. mecha en pulg – La confiabilidad depende del espesor de la zona de
transición, la diferencia en la presión de poro entre los dos regímenes de presión.
164
Schlum
berger Private
Otros indicativos del influjo (NO CONFIABLES)• Lodo “cortado” por agua/aumento en la salinidad
– La invasión del agua de formación se puede detectar en el lodo de perforación por reducción en la densidad promedio o por el aumento en la salinidad del lodo que retorna.
• Lodo “cortado” por gas– No es útil para la detección temprana de un influjo
debido al tiempo de circulación que ha transcurrido para ser detectado, pero es una buena señal de advertencia.
– Puede indicar penetración de lutitas sobrepresurizadas o arenas delgadas y de grano fino que con frecuencia se superponen a una zona de arena con suficiente presión y productividad como para causar un influjo.
165
Schlum
berger Private
Otros indicativos del influjo (Alertas)
• Elevadas lecturas de gas en el lodo– Gas de perforación, gas de conexión y gas de viaje
– Puede indicar sobrepresión en formaciones superpuestas a una zona con potencial de arremetida
• Nueva tecnología (CONFIABLE)– Annular Pressure While Drilling (APWD)
(Presión/Densidad Anular mientras se perfora)– Quick Event Detection (QED)
(Detección Temprana de Eventos)ØDependen de los equipos utilizados en cada pozo
166
Schlum
berger Private
Otros indicativos del influjo (Confiables)
• Annular Pressure While Drilling (APWD)– Identificación, observación continua y toma de decisiones en
tiempo real
Caída de ECD
Aumento brusco en tasa de penetración
167
Schlum
berger Private
Otros indicativos del influjo
• Annular Pressure While Drilling (APWD)Influjo de gas
Reducción en la presión de bombeoReducción en la ECD o pérdidas por fricción anular
168
Schlum
berger Private
Sistema QED = Quick Event DetectionDetección Temprana de Eventos
Bombas de lodo
Tanques de lodo
Medidor del flujo de entrada
Roca
well head
Medidor del flujo de salida
motor toturn pipe
Sistema para la Detección Temprana (casi inmediata) de eventos en el subsuelo
169
Schlum
berger Private
Servidor de datos WITS
(TCP/IP ethernet)
Adquisición de datos /Sensores del equipo
QED pc
Amplificador de video
Pantalla del perforador
Interfaz de serie (RS232)
Unidad de alarma (en el piso del equipo)
Archivo automático de datos (zip)
ModemLink Internet
Instalación típica del sistema QED
170
Schlum
berger Private
Esquema del modelo QED para detección la temprana
Modelos de arremetidas
Modelos de eventos
Raw data
Calcular probabilidades,
normalizar y sumar
Probabilidad de arremetidas
Otros eventos(estado del
taladro)
Modelo de ruido
• Se calcula un coeficiente de ajuste para cada modelo• Los coeficientes se normalizan para obtener
probabilidades• Se suman las probabilidades de los grupos de
modelos
171
Schlum
berger Private
Datos flujo entrada Modelo flujo entradaDatos flujo salida Modelo flujo salida
1500 1520 1540 1560 1580 1600 1620 16400.034
0.035
0.036
0.037
0.038
0.039
0.04
0.041
0.042
0.043
Tiempo (segundos)
Tas
a de
fluj
o (m
3 /s)
Arremetida
Sistema para detección temprana de influjos - QED
Análisis QED - probabilidad de un influjo
172
Schlum
berger Private
Pantalla de salida del QED
173
Schlum
berger Private
Pantalla de salida del QED
174
Schlum
berger Private
Tolerancia al influjo (Kick Tolerance)• Tolerancia al Influjo: Volumen máximo de influjo que se puede
circular hacia afuera del pozo sin fracturar la formación más débil(que se supone ubicada debajo de la zapata del último revestimiento, si no hay otra información disponible).
• Intensidad del Influjo: Aumento en la densidad del lodo requerido para balancear la presión de formación. También se puede definir como la diferencia entre la presión de poro de la formación y la densidad del lodo en el pozo.
• Umbral o nivel mínimo de detección del equipo: Es el mínimo volumen de influjo que se puede detectar con el sistema de detección instalado, de acuerdo con las pruebas de campo más recientes delmismo, conducidas por el personal en el equipo de perforación.
• Margen de Influjo: La diferencia entre la resistencia de la formacióny el gradiente máximo de presión dentro pozo cuando se maneja un influjo.
175
Schlum
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Tolerancia al influjo en SLB – IPMNorma IPM-ST-WCI-011• La tolerancia al Influjo debe ser por lo menos tres veces la
capacidad de detección (de las variaciones en el volumen de superficie) del equipo, con un margen de seguridad de al menos 0.5 ppg. a favor de la formación más débil.Tolinf > 3 veces el cambio de volumen que se puede detectar (bbls) y que se pueda evacuar sin fracturar la formación más débil considerando un margen mínimo de 0.5 ppg (0.06 gr/cc) a favor dela P. de fractura en la zapata (obtenida con la prueba de fuga, LOT)
(Se estima que el volumen total del influjo que entra hasta cuando finalmente se cierra el pozo es aprox. tres veces el volumen de influjo inicialmente detectado)
• Si el volumen de influjo registrado al cerrar el pozo es de 25 bls, el nivel mínimo de detección para el equipo debe ser de 8,33 bls.(1.3 m3)
• Toda Tolerancia al influjo debe ser > 25 Bls (4 m3)
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Tolerancia al influjo
La máxima presión ocurre cuando el tope de la burbuja de gas llega a la zapata
El máximo volumen de influjo que se puede manejar ocurre cuando la presión en la burbuja es igual a presión de fractura en la zapata del revestidor
Determinar: Qué volumen debe tener dicha burbuja en el fondo antes de ser circulada hasta la zapata de revestidor?
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Procedimiento para el cálculo:
• Suponer un influjo de gas seco en la zapata
• Suponer una presión del influjo 0.5 ppg por encima del peso del lodo en el pozo (intensidad del influjo)
• Calcular el tamaño de la burbuja en la zapata que tenga una presión igual a la prueba de fuga, con un margen de seguridad de 0.5 ppg (o sea EMW – 0.5) .
• Extrapolar dicha burbuja al fondo del pozo para determinar qué volumen tenía el influjo al entrar = KTNota: se supone que el influjo entra desde el fondo del pozo y que la formación débil está en la zapata.
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TD = 15,000 ft
Tamaño del hoyo: 8-1/2”
Se supone influjo de gas seco con:
(Grad gas) = 0.1 psi/ft
Peso del lodo en el hoyo = 14.0 ppgGradiente del lodo: Grad lodo = 0.728 psi/ft
DC de 6-3/4”: 1,500 pies
Ejemplo de cálculo de tolerancia al influjo
Intensidad del influjo: = 0.5 ppgè Densidad del influjo: = 14.5
Datos del pozo e información prelimiar
Tubería de 5” hasta la superficieProf del revestidor: 10,000 pies
LOT @ zapata = 16.5 ppg (EMW)(se supone LOT de 16.0 por seguridad)
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V1
Calcular la altura del influjo en la zapata H2
Calcular el Volumen del influjo en la zapata V2
V2 = H2 x Capacidad anular
P1 x V1 = P2 x V2
P2 x V2
P1
Cálculo del tamaño de influjo permisible
GasPzpata = P2
Pform = P1
Lodo
H2V2
V1 =
Calcular Volumen del Influjo en el fondo, V1
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Paso 1: Calcular la máxima longitud de la burbuja
Pzapata = Pform– Plodo – PGas
Pzapata = Pform – Gradlodo(TD – zap – H2) – Gradgas(H2)
Pzapata
Pform
H2 = Pzapata – Pform + Gradlodo(TD –Hzapata) Gradlodo – Gradgas
H2 = 8,320 – 11,310 + 0.728(15,000-10,000)
0.728 – 0.1H2 = 1,035 ft
Gas2
Mud
H2
Pzapata = 16 x 10,000 x 0 .052 = 8,320
Una burbuja con más de 1035 pies tendrá suficiente presión para fracturar la zapata
Pform = 14.5 x 15,000 x 0.052 = 11,310 psi
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Paso 2: Calcular el máximo tamaño de la burbuja
V2 = H2 x Annular capacity= 1,035 x .0459 bbl/ft= 47.5 bbl
Gas2
Lodo
H2
El volumen de la burbuja depende de la altura y de la capacidad anular
Capacidad Anular tubería 5” x hoyo de 8.5” = 0.0459 bbl/ft
Una burbuja de 1035 pies de altura tendrá una presión en el tope igual a la presión de fractura ó resistencia en la zapata.
Con una tubería de 5” OD en el hoyo de 8 ½” dicha burbuja de 1035 pies ocupará un volumen de 47.5 bbls en la zapata
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Paso 3: “trasladar” la burbuja al fondo
P1 V1 = P2 V2 (ley de Boyle para gases ideales)
V1 = 34.9 bbls = “Tolerancia al influjo”
= Máximo volumen de influjo que se puede circular sin fracturar la zapata
P1 = Pform = 14.5 x 15,000 x .052 = 11,310 psi
Gas1
Pzapata
Pform
lodo
P2 = Pzapata = 16 x 10,000 x .052 = 8,320 psi
V1 = P2x V2
P1
8,320 psi X 47.5 bbl11,310 psi
Un influjo de 34.9 bbls en el fondo se expandirá hasta 47.5 bblscuando sea circulado hasta la zapata y tendrá una presión igual a la presión de fractura de la formación en la zapata
Volumen de la burbuja en el fondo antes de ser circulada a la zapata
=
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ConclusionesUn influjo de 35 bbls con una intensidad de 0.5 ppg por encima del lodo en el pozo, es el máximo volumen que se puede circular afuera del pozo en condiciones seguras
V1 = 35 bbls que supera el mínimo de 25 bbls requerido en el Std
Los sistemas de detección instalados en el equipo deberán ser capaces de detectar la entrada de un influjo de 11.6 bls (34.9bbls/3) [ó 1.85 m3 = (5.56 m3/3)] para cerrar el pozo con un volumen tal que no fracture la formación en la zapata al ser circulado (estimando el volumen del influjo al cerrar el pozo en 34.9 bbls)
El estándar IPM-ST-WCI-011 sobre la Tolerancia al Influjo establece una tolerancia mínima de 25 bbls
En consecuencia, para las condiciones particulares del pozo (geometría y tamaño de tubulares):
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Tolerancia al Influjo en pozos de desarrollo
•Los regímenes de presión están bien definidos y conocidos
•La intensidad del influjo es cero (Es decir, no se espera la ocurrencia de un influjo). El lodo balancea la formación en todo el intervalo a perforar (BHP > Pform.)
•El cálculo anterior para la Tolerancia al Influjo no tiene significación para pozos de desarrollo
•La Tolerancia al Influjo en Pozos de desarrollo es:
El máximo volumen de gas succionado que justamente se puede circular sin causar fallas en la zapata
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Tolerancia al Influjo en pozos de desarrollo
• Se supone influjo de gas succionado y de gradiente conocido
• Se supone conocida la presión del influjo succionado (presión de formación, de menor densidad que el lodo en el hoyo)
• Se calcula el tamaño (volumen) del influjo en la zapata que tendrá una presión igual al la presión de fuga al ser circulada hasta ese punto
• Se extrapola o “traslada” la burbuja a la profundidad total para determinar el tamaño del influjo (que será propiamente la Tolereancia al Influjo)
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Profundidad revestidor =10,000 pies
TD = 15,000 pies
LOT @ zapata = 16 ppg
Max Presión de formación = 13.5 ppg= 10,530 psi
Tamaño del hoyo: 8-1/2”
Tubería de 5” OD hasta la superficie
Gradiente del gas conocido: GradGas = 0.18 psi/pie
Peso del lodo en el hoyo = 14.0 ppg
Gradiente del lodo = 0.728 psi/pie
Lastrabarrenas de 6-3/4”: 1,500 pies
Tolerancia al Influjo en pozos de desarrollo
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Paso 1: Calcular la máxima longitud de la burbuja
Pzapata = Pform – Plodo – Pgas
Pzapata = Pform – Gradlodo(TD – Hzapata – H2) – Gradgas(H2)
Pzapata
Pform
Pzapata – Pform + Gradlodo(TD – Hzapata) Gradlodo – Gradgas
8,320 – 10,530 + 0.728(15,000-10,000)
0.728 – 0.18H2 = 2,610 pies
Gas2
lodo
H2Pzapata = 16 x 10,000 x .052 = 8,320
Una burbuja succionada con una altura mayor de 2,610 pies cuando llegue a la zapata tendrá suficiente presión para fracturar la formación en la zapata
H2 =
Pform = 13.5 x 15,000 x .052 = 10,530
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Paso 2: Calcular el máximo tamaño de la burbuja
V2 = H2 x Capacidad anular = 2,610 x .0459 bbl/ft= 119.8 bbl
Gas2
Lodo
H2
El volumen de la burbuja depende de la altura y de la capacidad anular
Una burbuja de 2,610 pies de altura tendrá una presión en el tope igual a la presión de fractura ó resistencia en la zapata.
Con una tubería de 5” OD en el hoyo de 8 ½” dicha burbuja de 2,610 pies ocupará un volumen de 119.8 bbls en la zapata
Capacidad Anular tubería 5” x hoyo de 8.5” = 0.0459 bbl/ft
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Paso 3: “Trasladar” la burbuja al fondo
P1 V1 = P2 V2 (ley de Boyle para gases ideales)
V1 = 91 bbls = “Tolerancia al influjo”
= Máximo volumen de influjo que se puede circular sin fracturar la zapata
P1 = Plodo = 14.0 x 15,000 x .052 = 10,920 psi
Gas1
Pzapata
Pform
lodo
P2 = Pzapata = 16 x 10,000 x .052 = 8,320 psi
V1 = P2x V2
P1
8,320 psi X 119.8 bbl10,920 psi
Un influjo de 91 bbls succionado en el fondo se expandirá hasta 119.8 bbls cuando sea circulado hasta la zapata y tendrá una presión igual a la presión de fractura de la formación en la zapata
Volumen de la burbuja en el fondo antes de ser circulada a la zapata
=
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Ejercicio # 1 Cálculo de la Tolerancia al Influjo
45 minutos
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Prof del revestidor =10,000 pies
TD = 15,000pies
LOT @ zapata = 16 ppg (EMW)
Tamaño del hoyo: 8-1/2”
Tubería de 5” OD hasta superficie
Asumir gradiente de gas:
Grad Gas = 0.1 psi/pie
Peso del lodo = 14.0 ppg
Gradiente del lodo: Grad loso = 0.728 psi/ft
Ejercicio sobre tolerancia al influjo
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Ejercicio sobre tolerancia al influjo
1. La presiön vista por la “válvula de seguridad” (zapata del revestidor) será la Máximacuando el tope de la burbuja esté frente a la zapata del revestidor
2. Para el caso mostrado, calcular la máxima presión que se puede aplicar en superficie sin causar ruptura de la zapata del revestidor
Psuperficie = (Pres de fractura @ zapata)- ( Pres hidrostática del lodo)= 16 x 0.052 x 10,000 –14 x 0.052 x 10,000= 1,040 psi
3. De acuerdo con el estándar de IPM, la tolerancia mínima al influjo debe ser de 25 bls con una intensidad de _0.5 ppg a favor de la presión de fractura de la formación
4. Para cumplir con el estándar de IPM en este pozo , Qué volumen de influjo se puede tomar a 15,000 pies y a qué presión de poros (EMW) se tiene qué manejar?
25 bbls de influjo desde una formación con 14.5 ppg de presión de poros
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Ejercicio sobre tolerancia al influjo5. En el ejemplo mostrado, suponiendo que el pozo fué cerrado y que no entró más
influjo entonces,
Pformaión = Presión de cierre en superficie más la suma de todas las presiones hidrostáticas en el pozo
Escriba una ecuación CON PALABRAS (sin números) para lo anteior, mostrando todas las presiones en el ejemplo que deben ser iguales a la presión de formación
Presión de superficie + Hidrostática del lodo arriba de la burbuja + Hidrotática de la burbuja de gas + hidrostática del lodo debajo de la burbuja = presión de formación
Psuperficie + P lodo arriba + PGas + P lodo debajo = Pformación
6. Reorganice la ecuación en palabras para mostrar a qué es igual la presión en el tope de la burbuja cuando ella se encuetre justo al frente de la zapata del revestidor como se muestra (sugerencia: en equilibrio, las presiones en el tope de la burbuja deben ser iguales a las presiones debajo de ella)
Presión en superficie + hidrostática de lodo arriba de la burbuja = Presión de formación –Hidrostática de lodo debajo de la burbuja – Hidrostática de la burbuja
Psuperficie + P lodo arriba = Pformación - P lodo debajo - PGas
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Ejercicio sobre tolerancia al influjo
7. El máximo tamaño de burbuja posible que podemos manejar ocurrirá cuando se cumplan cuáles condiciones?…(en palabras)
La presión en superficie más la hidrostática del lodo igualen la presión de fractura en la zapata del revestidor
8. Si la burbuja en el ejemplo tiene 500 pies de longitud y si la presión de poros a 15,000 pies es de 14.5 ppg:
a) Cuál es la presión de formación? 14.5 ppg x 0.052 x 15,000 ft = 11,310 psi
b) Cuál es la longitud de la columna de lodo entre el fondo del pozo y el fondo de la burbuja? (en palabras y con números)
Col de lodo = Prof total – Prof de la zapata – Longitud e la burbuja= 15,000 pies - 10,000 pies - 500 pies = 4,500 pies
c) Cuál es la presión en el fondo de la burbuja? Pres de formación menos hidrostática entre el fondo del pozo y la burbuja
= Pformación - Plodo debajo = 11,310 - (4,500 pies x 0.052 x 14.0 ppg) = 8,034 psi
(el lodo de matar no ha llegado todavía a la barrena)
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Ejercicio sobre tolerancia al influjod) Cuál es la presión en el tope de la burbuja?
Pres en tope = Pres en el fondo de la burbuja menos hidrostática de la burbuja= 8,034 – 500 pies x 0.1 psi / pie= 7,984 psi
e) Qué presión hisdrostática soporta el tope de la burbuja? Hidrost sobre tope de la burbuja = 10,000 pies x 0.052 x 14 ppg = 7,280 psi
f) Cuál debe ser la presión en superficie si no se deja fluir el pozo? Cuál es la presión total en la zapata como EMW?
Pres en superficie = Pres en el tope de burbuja menos hidrost sobre el tope
Psuperficie = 7,984 psi – 7,280 psi = 704 psi
Pzapata = 7,984 psi / 10,000 ft /0.052= 15.4 ppg (EMW)
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Ejercicio sobre tolerancia al influjo9. Si la presión de superficie fuera igual a la presión de fractura calculada en el paso 2, y
si la presión de la formación fuese 0.5 ppg arriba del peso del lodo:
a) Cuál sería la presión en el tope de la burbuja? Pres en el tope de burbuja = 16ppg x 0.052 x 10,000pies = 8,320 psi
b) Cuánta presión ejercerían en el fondo del pozo la hidrostática sobre la burbuja y la presión en superficie?
Pres en el tope de la burbuja = 8,320 psi
c)Si la burbuja tiene H pies de altura, Qué hidrostática ejerce sobre el fondo del pozo?
Hidrostática de la burbuja = H pies x 0.1 psi / pie = 0.1(H) psi
d) Cuál es la longitud de la columna de lodo debajo de la burbuja de altura H ? Columna de lodo debajo de burbuja = prof total – prof zapata – altura burbuja
= 15,000 pies - 10,000 pies - H pies
e) Qué hidrostática ejerce en el fondo el lodo debajo de la burbuja?
hidrost lodo debajo = (TD – prof zapata- long burbuja) x 0.052 x 14 ppg= (15,000 - 10,000 - H ) x 0.052 x 14= 15,000 x 0.052 x 14 – 10,000 x 0.052 x 14 – H x 0.052 x 14= 3,640 psi - H x 0.728 psi
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Ejercicio sobre tolerancia al influjo
f) Si presión de formación = suma de todas las presiones en el hoyo arriba de ella, escriba una ecuación con las respuestas ya calculadas (sugerencia: ver pregunta 5)
Psuperficie + Plodo arriba + PGas + Plodo debajo = Pformación
1,040 psi (pregunta 2) + 7,280 psi {pregunta 8(e) } + H x 0.1 {pregunta 9(c) } + (3,640 psi – H x 0.728 psi) = 11,310 {pregunta 8(a) }
1,040 + 7280 + H x 0.1 + 3,640 – H x 0.728 = 11,310 psi
g) Resolver esta expresi’on para H ….Cuál es la longitud de la burbuja cuando está en la zapata y tiene una presión igual a la presión de fractura de la zapata?
H x 0.1 – H x 0.728 = 11,310 – 1,040 –7,280 –3,640Multiplicando ambos lados por (– 1):
H x 0.7280 – H x 0.1 = 7,280 + 3,640 + 1,040 – 11,310H x (0.728-0.1) = 650
H = 650/ 0.628H = 1,035 pies
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Ejercicio sobre tolerancia al influjoh) Si la capacidad de un hoyo de 8.5” es 0.0702 bbl/pie, y si la de uno de 5” es 0.0243
bbl/ft, Cuánto gas contiene la burbuja en la zapata?Volumen = Altura x Capacidad
= 1,035 x (Cap hoyo abierto – Volumen ocupado por la tubería)= 1,035 x ( 0.0702 – 0.0243 )= 47.5 bbl
i) Qué tamaño tenía la burbuja original antes de que comenzáramos a circularla hacia afuera? (sugerencia: P1 V1 = P2 V2 )
P1 V1 = P2 V2V2 = P1 V1 / P2
= (Presión @ zapata) x (Volumen @ zapata) / (Presión @ TD) = 16 x 0.052 x 10,000 )x (47.5) / (11,310) = 34.9 bbl
Si la presión de la formación es 0.5 ppg mayor que la densidad columna de lodo a TD, y se toma un influjo de gas de 34.9 bbl, con 1.923 ppg de densidad, cuando el tope de la burbuja que se está circulando justamente alcance la zapata, tendrá un volumen de 47.5 bbl, una altura de 1,035 pies, y una presión en el tope de ella igual a LA RESISTENCIA DE LA FORMACIÓN EN LA ZAPATA
Esto se conoce como la TOLERANCIA AL INFLUJO. En este caso LA TOLERANCIA AL INFLUJO es de 34.9 bbl y tiene una intensidad de 0.5 ppg a favor de la formación.
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Tolerancia a un influjo que se haya succionadoSignifica esto que un LIMITE DE DETECCIÓN de 120 / 3 = 40 bbls es aceptable?
Qué significa, entonces?
El equipo de detección instalado en el taladro deberá estar calibrado para detectar un influjo de 8.5 bbls a fin de tenerse una tolerancia al influjo de por lo menos 25 bbls
No
La Tolerancia al influjo succionado se calculó, para un pozo de desarrollo, en 91 bbls lo cual significa que la “válvula de seguridad” en la zapata es más que capáz de soportar un influjo succionado de 25 bbls que es el mínimo que debe manejar en condiciones seguras
200
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Tolerancia al influjo – conclusiones
EN POZOS EXPLORATORIOS
• Tiene intensidad de 0.5 ppg
• Tiene un volumen mínimo de
25 bbls
• Define el la capacidad de la
“válvula de seguridad” en la
zapata
• Se recalcula periodicamente
a medida que se perfora
EN POZOS DE DESARROLLO
• Tiene intensidad de 0 (es succionada hacia el pozo)
• Tiene qué ser mayor que la capacidad de detección para 25 bls de influjo
• Garantiza que la capacidad de la “válvula de seguridad” en la zapata es suficientemente alta
• Se calcula sólo una vez para cada sección del hoyo, usualmente como parte del diseño
201
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Influjos en hoyos con espacio anular reducido (Slim Holes)
Efecto de émbolo o succión (“Swabbing”)
• La presión hidrostática se reducirá siempre cuando se están sacando las herramientas de alto calibre. Esto es más significativo en hoyos reducidos donde el espacio anular es menor.
Pérdida de circulación (fractura inducida)
• Las pérdidas por fricción anular son mucho mayores que en la perforación convencional lo cual aumenta la Densidad Equivalente de Circulación (ECD) y con ella inducir pérdidas de circulación en áreas donde la perforación convencional no tendría este efecto.
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Peso de lodo insuficiente
• Una mayor ECD puede ocultar la penetración de una sección sobrepresurizada y evitar el influjo de hidrocarburos siempre y cuando las bombas estén en funcionamiento. Cuando están detenidas, la ECD desaparece y puede ocurrir un influjo.
Aumento en presión de circulación/dismunución en lasemboladas
El influjo de gas causará que el fluido en el anular sea más liviano y el pozo actuará como un tubo en U. El perforador puede observar un aumento de presión y una disminución en las emboladas de la bomba, contrario al caso convencional
Influjos en hoyos con espacio anular reducido (Slim Holes)
203
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Observar más cuidadosamente el flujo en hoyos reducidos!!
984 pies
4921 pies
ConvencionalVol. del influjo: 7,5 bls
Tiempo detección: 9 min
Hoyo reducido
Vol. influjo: 1-2 bls.
Tiempo detección: 2-3 min.
El Delta Flow (*) es unindicador PRINCIPAL
(*)Medidor de flujo Diferencial)
Influjos en hoyos con espacio anular reducido (Slim Holes)
Un hoyo de 17.5 x 5 tiene una capacidad anular de 0.272 bbl / pie = 4 pies por bbl. Uno de4.75 x 2.875 de 0.014 bls/pie = 71 pies / bbl (columna 19 veces más larga)
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Observar más cuidadosamente el flujo en hoyos reducidos!!
300 m
1500 m
ConvencionalVol. influjo: 7,5 bls (1.2 m3)
Tiempo detección: 9 min
Hoyo reducido
Vol. influjo:1-2 bls (0.16 – 0.32 m3)
Tiempo detección: 2-3 min.
El Delta Flow (*) es unindicador PRINCIPAL
(*)Medidor de flujo Diferencial
Influjos en hoyos con espacio anular reducido (Slim Holes)
Un hoyo de 17.5” x 5” tiene una capacidad anular de 141.85 lts./ m = 7 mts/m3. Uno de 4.75” x 2.875” de 7.30 lts./ m = 136 mts/m3 (columna 19 veces más larga)
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Control de pozos horizontalesA los pozos horizontales y altamente desviados se aplican los mismos principios básicos que a los hoyos verticales o desviados. Los pesos equivalentes del lodo se calculan utilizando la profundidad vertical verdadera, como siempre.
Existen varios puntos adicionales a considerar:
•La velocidad del flujo serán considerablemente mayor para un pozo perforado horizontalmente a través del yacimiento.•Las presiones de cierre pueden ser idénticas aunque se haya producido un influjo grande. Esto dependería de la longitud del tunel horizontal.•El potencial de producir succión por movimiento de la tubería es mayor al tener expuesta un área mayor del yacimiento.
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Control de pozos horizontales• Cuando se saca la tubería del pozo, se debe realizar una prueba
de flujo una vez que la barrena salga de la sección horizontal.
• Es bastante posible que la sección horizontal quede llena con fluidos del yacimiento y aún así el pozo esté muerto. Se debe tener entonces extrema precaución cuando se regrese con la sarta a esa sección de yacimiento.
• Nuevamente en el fondo, se recomienda efectuar una prueba de flujo después de la circulación parcial, pues un influjo puede estar lo suficiente alto en el pozo como para ser detectado.
• En el caso de un influjo durante los viajes puede no ser posiblesoltar o bombear la válvula tipo dardo, dependiendo del ángulo del hoyo. Se recomienda instalar una válvula tipo Gray para poder regresar la sarta al fondo con presión en el pozo.
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Se deben considerar los procedimientos siguientes (aplicables sólo cuando se perfora una zona de alta presión) y el supervisor del pozo debe impartir instrucciones específicas a la cuadrilla.
• Limitar la velocidad de perforación ROP de tal manera que:
fondos arriba (hrs.) x ROP (pies/hr ó m/hr) = 30 pies (9,14 m)
es decir, ROP (en ft/hr) = 30 / (tiempo para fondos arriba en horas)
• Si se perfora con Top Drive, utilizar 90 pies en lugar de 30 (27,43 metros en vez de 9.14) en la fórmula anterior.
• Considerar verificar el flujo en todas las conexiones.• Colocar una conexión para válvula tipo dardo en la sarta. • Considerar la posibilidad de soltar el dardo antes de salir del
fondo (excepto para un viaje corto).
Prevención de influjos en pozos HP/HT
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• El Supervisor de pozo debe estar presente en el piso del equipo mientras se saca la tubería en hoyo abierto.
• Efectuar una circulación de los fondos arriba a través del estrangulador si se sospecha que se ha succionado un influjo.
• Tener lista una parada de tubería de perforación con válvula de seguridad de apertura total en el fondo (TIW), si se perfora con Top Drive System,TDS, para permitir la fácil desconexión e instalación de un ensamblaje de control a nivel del piso de la mesa rotaria .
• El personal de supervisores debe recibir entrenamiento especial en control de pozos HP/HT antes de iniciar la perforación.
• Limitar los intervalos para toma de núcleos a 30 pies (10 m) y circular varias veces mientras se sale del hoyo para limitar el riesgo deinflujos debido al gas de núcleos que se separa de la solución.
Prevención de influjos en pozos HP/HT
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Prevención de influjos bajando el revestidor• BOP superficial: Instalar los arietes para el revestidor y probarlos
con presión al igual que las compuertas de la BOP.
• Tener listos la cabeza para circular a través del revestidor y una combinación (Cross Over) pre-instalada en la tubería que permita conectarla al revestidor y forzarla con presión en el pozo (stripping)
• BOP Submarino: Tener instalada una combinación en la base de una parada de tubería de perforación para conectarla al revestidor ycolgar la sarta sobre el cabezal del pozo si se juzga necesario
• Llenar el revestidor con lodo limpio y prevenir la caída accidental de objetos extraños por su interior
• Observar los retornos por el anular a medida que se baja el revestidor y controlar los volúmenes de llenado y desplazamiento
• Calcular la velocidad de bajada para lograr una velocidad de fluido aceptable y una surgencia limitada en el hoyo abierto.
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Prevención de influjos bajando el revestidor
• Registrar el nivel inicial de lodo en las presas y verificar el aumento en volumen calculado debido al desplazamiento
• En caso de presentarse un influjo, si no puede levantarse la zapata por encima de los arietes de corte/ciegos, se deben cerrar los arietes de tubería (con BOP superficial) o el preventor anular (con BOP submarino).
• Antes de hacerlo, se debe instalar la cabeza de circulación en el revestidor en caso de que falle el equipo de flotación.
• Debido al tamaño de la sarta, el peso del revestidor puede no superar la fuerza que lo empuja hacia afuera. En tal caso el cabezal de circulación debe encadenarse a la subestructura, si es necesario.
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Causas y prevención de influjos – conclusión ¿Quién es la persona más importante para prevenir un
influjo?
• El perforador – Es el primero que puede ver los indicios– Es el primero que debe reaccionar para cerrar el pozo– El supervisor de pozo debe orientar y suministrar
entrenamiento al perforador y concederle autoridad¿Por qué es importante minimizar el volumen del influjo?
• Para permitir mayor tolerancia al influjo (KTOL)• Para facilitar el control del pozo en forma segura
El Objetivo: limitar el volumen de influjos en el pozo a un máximo de 5 bls.(no más de 0.8 m3)!!!
Condición: Disponer de equipos de alta sensibilidad y personal entrenado para detectar 1.7 bls (0.27 m3)!!!
212
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Prueba de flujo positiva
Si el pozo continúa fluyendo después de parar las bombas, entonces es necesario:
CERRAR EL POZO
Hay otras razones que pueden causar el flujo del pozo:
– Tubo en “U” con desbalance
– Retorno del flujo desde las fracturas creadas por la mayor presión en el pozo cuando se circulaba (efecto de balonamiento de las lutitas o efecto globo)
Se recomienda CERRAR EL POZO, hasta verificar que el flujo NO es causado por desbalance de presiones
213
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Sección 5
Diseño del pozo para control de influjos
214
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Sección 5• Criterios convencionales para diseño de pozos
• Generación y propagación de fracturas
• Relación de esfuerzos horizontal y vertical
• Mecanismo de ruptura en el subsuelo y comunicación a la superficie
• Procedimiento de IPM para la prueba de fuga
• Procedimiento para la prueba de fuga extendida
• Nuevos criterios de diseño en función del control del pozo
215
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Criterios para el diseño convencional de los pozos
Superficie
Se supone formación débil sin integridad
No se diseña para contener presión
Desviación en caso de influjo (venteo)
Profundidad - ???
Rocas de resistencia conocida (supuesta?)
Se diseña el pozo para contener presión
Se puede cerrar el pozo en caso de influjo
216
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Criterios para el diseño convencional de los pozos
Superficie
Se supone formación débil sin integridad
No se diseña para contener presión
Desviación en caso de influjo (venteo)
Profundidad - ???
Rocas de resistencia conocida (supuesta?)
Se diseña el pozo para contener presión
Se puede cerrar el pozo en caso de influjo
??
Peligro de Ruptura!!!
¿Qué tan legítimo es este temor?
217
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Criterios para el diseño convencional de los pozos
Superficie
Se supone formación débil sin integridad
No se diseña para contener presión
Desviación en caso de influjo (venteo)
Profundidad - ???
Rocas de resistencia conocida (supuesta?)
Se diseña el pozo para contener presión
Se puede cerrar el pozo en caso de influjo
??
¿Qué tan Resistentes son
estas rocas?
218
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Diseño teórico de pozo No.1
250’350’
800’
600’450’
1050’
1400’
1850’
2500’ 9 sartas hasta 2500’ !!!
Criterios:1. Comenzar con conductor a 250’ BML2. Cerrar en todas las arremetidas3. Gradiente de fractura = 0,6 psi/pie4. Presión de formación = 0,45 psi/pie5. Hoyo lleno de gas (evacuación total)6. Gradiente de gas = Cero7. Esfuerzo en la zapata hasta llegar a la presión de fractura
Línea de lodo
219
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Diseño teórico de pozo No.1
76.22 m106.71m
243.9 m
182.93 m137.20 m
320.12 m
426.83 m
564.02 m
762.20 m 9 sartas hasta 762.2 m (2500’) !!!
Criterios:1. Comenzar con conductor a 76.22 mts. BML2. Cerrar el pozo en todas los influjos3. Grad. de fractura = 1.38 gr/cc (0.6 psi/pie)4. Presión de formación (PP) = 1.04 gr/cc5. Hoyo lleno con gas (evacuación total)6. Gradiente del gas = 0 (supuesto)7. Esfuerzo en la zapata hasta la llegar a la presión de fractura
Línea de lodo
Grad de fractura dado en: lb/gal, gr/cc, psi/pie, psi/m
(lb/gal) x 0.052 = psi/pie; (gr/cc) x (0.433) = psi/pie
(psi/pie) x 3.28 = psi/m.
220
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Diseño teórico de pozo No.2
Línea de lodo
250’
1250’
550’
2500’ 4 sartas hasta 2500’!!!
Criterios:
1. Igual que No. 1, excepto
gradiente de fractura = 1 psi/pie
Grad de fractura dado en: lb/gal, gr/cc, psi/pie, psi/m
(lb/gal) x 0.052 = psi/pie; (gr/cc) x (0.433) = psi/pie
(psi/pie) x 3.28 = psi/m.
221
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Diseño teórico de pozo No.2
Línea de lodo
76.22 m
381.1 m
167.68 m
762.2 m 4 sartas hasta 762.2 m (2500’)
Criterios:
1. Igual que No. 1, excepto
gradiente fractura = 2.3 gr/cc (1.0 psi/pie)
Grad de fractura dado en: lb/gal, gr/cc, psi/pie, psi/m
(lb/gal) x 0.052 = psi/pie; (gr/cc) x (0.433) = psi/pie
(psi/pie) x 3.28 = psi/m.
222
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Diseño teórico de pozo No.3
Línea de lodo
250’
1250’
620’
3900’
(520’)
(1070’)
(2220’)
Criterios:
1. Comenzar con sarta 250’ BML2. Cerrar en todas las arremetidas3. Gradientes de fractura = 0,8 psi/pie4. Gradientes PP = 0,5 psi/pie (9,6 ppg)5. Gradiente de fluido del hoyo
con pozo cerrado = 0,3 psi/pie
( ) Prof. zapata si gradiente de fluido=0,22 psi/pie
Pres. fractura en zapata
Pres. de poro de fondo
Pres. estática de columna de fluido bajo zapata
= -
Prof. zapata x 0,8 = TD x 0,5 – (TD – Prof. zapata) x 0,3
TD = 2,5 x prof. zapata
223
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Diseño teórico de pozo No.3
Línea de lodo
76.22 m
381.1 m
189.02 m
1189.02 m
(158.54 m)
(326.22 m)
(676.83 m)
Criterios:1. Comenzar con sarta 76.22 m BML2. Cerrar el pozo en todos los influjos3. Gradiente de fractura = 1.85 gr/cc (0,8 psi/pie)4. Presión de formación (PP) = 1.15 gr/cc (0,5 psi/pie)5. Gradiente de fluido dentro del hoyo
con pozo cerrado = 0.69 gr/cc (0.3 psi/pie)
( ) Prof. Zap.si grad. fluido= 0.51 gr/cc (0,22 psi/pie)
Pres. fractura en zapata
Pres. de poro de fondo
Pres. estática de columna de fluido bajo zapata
= -
Prof. zapata x 0.185 = TD x 0.115 – (TD – Prof. zapata) x 0.069
TD = 2,5 x prof. zapata
224
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La ubicación de la segunda zapata
1ra. zapata
2da. zapata
Mayor exposición:
- Mayor posibilidad de- Más tiempo
encontrar gas
Disminuiye resistenciaa fractura (menor gradiente)
Es la CLAVE para el control de pozos superficiales
225
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Pruebas de resistencia en formaciones superficiales(Grad. de Fractura a partir de pruebas LOT efectuadas)
2.54 – 4.20
2.31 – 2.54
1.85 – 2.31
Intervalo del gradiente de
fractura (gr/cc)
1,1 – 1,82
1,0 – 1,1
0,8 – 1,0
Intervalo del gradiente de
fractura(psi/pie)
21.2 – 35.0
19.2 – 21.2
15.4 – 19.2
Intervalo del gradiente de
fractura(lb/gal)
1318
1419
7399
% del
total
Número de LOT
Total = 136
Utilizado con autorización de Unocal Worldwide Operations
226
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Fracturas y su propagaciónEl menor esfuerzo principal se debe superar
para iniciar la fractura
la orientación de la fractura es normal a la dirección del menor esfuerzo principal
Y
SHSH
SV
SV
SH (esfuerzo horizontal)Debe ser superado para que ocurra esta fractura vertical
SV (esfuerzo vertical)Debe ser superado para que ocurra esta fractura horizontal
227
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Generación y propagación de fracturas
Fv supera la resistencia vertical del cubo y se genera una fractura horizontal
Fractura Horizontal Fractura Vertical
Fv
Fh supera la resistencia horizontal del cubo y se genera una fractura vertical.
Fh
228
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Relación del esfuerzo horizontal efectivo
al esfuerzo vertical efectivo
PFrac = Fs (S – P) + Pdonde:
PFrac = presión de fracturaFs = relación del esfuerzo horizontal efectivo
al esfuerzo vertical efectivo
S = presión de sobrecarga
P = presión de poro
229
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Relación del esfuerzo horizontal efectivo al esfuerzo
vertical efectivo
Si: Fs = 1
PFrac = 1 (S – P) + P
PFrac = 1 psi/pie (2.3 gr/cc)
Si: Fs = 1/3
PFrac = 1/3 (S – P) + P= S = 1/3 S + 2/3 P
PFrac = 0,61 psi/pie (1.41 gr/cc)
PFrac = Fs (S – P) + P
230
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Relación del esfuerzo horizontal efectivo
al esfuerzo vertical efectivo
Fs
Límite de diseño estimado (formaciones quebradizas)
Prof
undi
dad
(pie
s)
Límite superior
(formaciones plásticas)
(en función de profundidad)
(en función de profundidad)
(en función de la profundidad)
231
Schlum
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Relación del esfuerzo horizontal efectivo
al esfuerzo vertical efectivoPo
rf. b
ajo
el le
cho
mar
ino
(pie
s)
Promedio
Nro. de pozo Símbolo
232
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Mecanismos de ruptura y comunicación a superficie
• El avance de la fractura es retardado por la fuga del fluido fracturante hacia la formación que esta siendo fracturada, lo que se cuantifica como “Coeficiente de Fuga”.
• El Coeficiente de Fuga es proporcional a (presión de fracturamiento – presión de poro), a la permeabilidad, a la porosidad y a la compresibilidad de la formación, pero inversamente proporcional a la viscosidad.
• El gas es el peor fluido para fracturar propagar fracturas en las rocas
233
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• Para llegar a la superficie el gas debe ser capaz de cargar cada sección de roca, sobrepresionarla, fracturarla y propagar la fractura en forma vertical para llegar a la sección siguiente y fracturarla.
• El proceso de cargado (sobresaturación) y fractura de cada nivel de rocas con gas se deberá repetir hasta llegar a la superficie.
• Pero el gas no es un fluido fracturante.
• El único camino para llegar es por atrás del revestidor!
• Un BUEN TRABAJO DE CEMENTACION PRIMARIA es crítico
Mecanismos de ruptura y comunicación a superficie
234
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Diseño y operaciones recomendadas
1. Diseñar el pozo pensando en el cierre
2. Ubicar las zapatas de la tubería de revestimiento en formaciones de máxima integridad
• Siempre frente a una Lutita
3. Cementar adecuadamente la tubería de revestimiento
4. Medir los gradientes de fractura en las zapatas
5. Si se obtiene LOT menor a esperado, asegurar que la razón no sea un trabajo de cementación deficiente
• Determinar el valor de la presión de fractura y la ubicación de la fractura o canal de fuga.
235
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Procedimiento para la prueba de Fuga (LOT) en IPM1. Perforar el cuello flotador, el cemento dejado dentro del revestidor entre el
cuello y la zapata y 3 metros adicionales (10 pies) de hoyo nuevo.
2. Circular y acondicionar el lodo hasta que su peso sea uniforme entrando y saliendo del hoyo.
3. Ubicar la barrena dentro del revestidor, justo por encima de la zapata, para evitar pega de la sarta durante la prueba.
4. Instalar una bomba de alta presión y bajo volumen, tal como una bomba de cementación. Las bombas del equipo no son apropiadas para realizar pruebas de fuga y no se recomiendan.
5. La presión máxima de prueba no debe exceder 80% de la resistencia interna en el segmento más débil de la sarta de revestimiento o la presión de prueba del revestidor.
6. Cerrar BOP (colgar sarta en unidades flotantes). Cuando sea posible, abrir espacio anular entre el último revestidor y la sarta de revestimiento anterior para evitar la acumulaciones de presión.
236
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Procedimiento para la prueba de Fuga (LOT) en IPM
7. Bombear en forma continua por la tubería de perforación (y por el anular)con una tasa lenta (entre 0.1 y 0.3 BPM, [16 y 48 litros/min] con un máximo de 0.5 BPM [80 lts/min] ) registrando la presión y el volumen bombeado
8. Controlar la presión anular como una verificación de la presión de fricción en la línea superficial, si no se pudiese bombeando por ambos lados.
9. Graficar la presión de bombeo contra el volumen acumulado
10. Repetir los pasos 7, 8, y 9 hasta que la tendencia de la curva de presión de bomba se desvíe de la recta de presión estática. La presión en función del volumen acumulado bombeado debe ser una relación lineal*, hasta que se obtenga fuga.
11. Cuando la tendencia de la línea graficada se desvíe de la línea recta proyectada, se DEBE DETENER el bombeo, pues ya se ha obtenido la fuga y de continuar bombeando se puede fracturar la formación
237
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Procedimiento para la prueba de Fuga (LOT) en IPM
12. Si se obtiene fuga, cerrar el pozo y registrar la caída de presión para cada uno de los primeros 10 minutos después de detener la operación de bombeo o hasta que se observe presión estabilizada (esto permite verificar si hay fugas).
13. Purgar la presión abriendo el tanque de retorno y registrar el volumen que se ha drenado y cualquier fluido que se perdió hacia la formación.
14. Los resultados de la prueba de fuga expresados en Peso Equivalente de Lodo (EMW), presión máxima, peso de lodo y profundidad de zapata se reportarán en el informe diario de perforación y el reporte IADC. Una copia del gráfico de la prueba de fuga se enviará a la oficina local.
238
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Procedimiento para la prueba de Fuga (LOT) en IPM
*Nota – Una técnica de bombeo similar a la del paso 7 anterior se debe emplear para someter el revestidor a prueba antes de seguir perforando. La curva resultante presión-volumen establecerá la tendencia normal de la expansión volumétrica del sistema y la compresión del sistema de lodo. Durante la prueba de integridad en el paso 10, la curva del hoyo revestido orientará sobre cuándo se ha iniciado la desviación con respecto a la línea normal.
239
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Procedimiento para la prueba de fuga (LOT) en IPM
Tiempo (min) ó Volumen (en bls ó litros)
Pres
ión
(psi
)
Presión de fuga Se debe detener el bombeo
10 minutos
240
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Prueba de fuga extendida
Tiempo (min) ó Volumen (en bls o en litros)
Pres
ión
(psi
)
Presión de fractura
Presión de inyección estabilizada
Presión de cierre instantáneo (ISIP) (igual a la Presión de reapertura)
241
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Sección 6
Equipos para Control de Pozos
242
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Sección 6
• Equipos de alta y de baja presión
• Configuración de los arreglos para instalaciones de supeficie y submarinas
• Pruebas de presión y de funcionamiento
• Diseño de los acumuladores y pruebas de los mismos
• Múltiples de flujo y estranguladores
• Criterios para diseño y operación del separador de gas / lodo
243
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Ejercicio # 2: Equipos para control de pozos
– diseño y mantenimiento –
ALTA presiónBAJA presiónBomba
Tanque de viaje
Estrang.
Acum.
Separadorde gasDesgasifSucción
Depósitode lodo
Mezclade lodo PVT
Conjuntode BOPCabezalde pozo
DP
A bomba
Revest.
244
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Ejemplo de configuración para un conjunto de BOP
Instalación Superficial
Línea de estrangular
HCR
Arietes superiores
Arietes ciegos
BOTTOM RAMS
ANULAR
Arietes inferiores
Línea de matar
Tapón VR en cabezal de revestidor
Sustituir con doble compuerta (arietes de tubería-ciegos) en casos seleccionados
245
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Ejemplo de configuración de un conjunto de BOPInstalación submarina
BLIND RAMS
BOTTOM RAMS
ANULAR SUPERIOR
ARIETES INFERIORES
BOTTOM RAMS
ARIETES CENTRALES
BOTTOM RAMS
ARIETES SUPERIORES
BOTTOM RAMSARIETES DE CORTE
ANULAR INFERIOR
LMRP CON
Conector inferior del BOP
Válvulas Hidráulicas“Failsafe”
Línea del Estrangulador y/o de Matar
(intercambiables)
Línea del Estrangulador y/o de Matar
(intercambiables)Válvulas Hidráulicas“Failsafe”
Válvulas Hidráulicas“Failsafe”
Válvulas Hidráulicas“Failsafe”
246
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Pruebas de presión y de funcionamiento
Las pruebas de presión de todos los BOP, los componentes de cabezal de pozo y sus conexiones, acumulador, múltiple de estrangulamiento, líneas de estrangular y matar, múltiple del “stand pipe”, junta “kelly” y sus válvulas, válvulas de seguridad y vávula BOP interna deberán realizarse:
•cada dos semanas o durante el 1er. viaje después del intervalo de 14 días, con un intervalo máximo de 21 días o cuando el organismo normativo así lo indique.
•Antes de su instalación, cuando sea posible
•Después de instalar el cabezal del pozo y el conjunto de BOP y antes de iniciar la perforación de la sección siguiente
•Cuando se cambie algún componente del conjunto
247
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Pruebas de presión y de funcionamiento
• Antes de perforar en una zona que se sospecha es de alta presión.
• En cualquier momento cuando así lo solicite el Representante de la compañía operadora
• Después de realizar reparaciones en el BOPE
• Antes de la apertura inicial de la herramienta para conducir pruebas de producción con la tubería de perforación, DST.
• Cuando se hayan cambiado los arietes para correr el revestidor, se deben también probar con presión.
248
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Válvulas de seguridad
ESPECIFICACION:
Las válvulas de contraflujo deben utilizarse al perforar y abrirel hoyo antes de cementar la tubería de revestimiento superficial o en cualquier momento cuando el plan definido consiste en desviar el flujo. También se pueden utilizar en secciones más profundas del hoyo.
Estas válvulas: •Evitan un influjo repentino hacia la sarta de perforación•Evitan que el retorno de ripios desde el anular tapone los orificios de la barrena.•Pueden tener o nó orificio para igualación de presiones.
249
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Diseño del acumulador
Vejiga Interna sellada para almacenar la precarga de nitrógenoContenedor cilíndrico
en acero sin costura
Ensamblaje del orificio para admisión de fluido
hidráulico
Válvula de contención de la vejiga
Tapa y conexión para medir presión y carga de nitrógeno
250
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Dimensionamiento del acumulador
PRECARGAVOLUMEN A LA PRESION
DE OPERACION DEL ACUMULADOR
PRES. DE OPERACION MIN. 200 psi SOBRE PRES. PRECARGA
Volumen de fluido Usado
LA MAYORIA DE LOS ACUMULADORES USADOS EN EL CAMPO
TIENEN UNA PRESION DE OPERACIÓN DE 3000 psi.
Gas
Nitr
ógen
o
No
Infla
mab
le
1200 psi1000 psi
Flui
do H
idrá
ulic
o pr
esur
izad
o e
n el
acu
mul
ador
3000 psi
UV
UV:Volumen Usable
Gas (N2) comprimido
251
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Dimensiones del acumulador
Cálculo del volumen utilizable, UV por cada cilindro:
1,676,670Vol. líquido
10.00010.00010.000P x V
8,333,3310Vol. gas
120030001000Presión
Sistema OperadoPre-cargaCondición
UV = 6,67 – 1,67
UV = 5
1 2 3
Nitr
ógen
o
No
infla
mab
le3000 psi 1200 psi
1000 psi
Flui
do d
e ac
umul
ador Volumen
Usado
Vol. Usado, UV:Sistema Cargado
252
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Dimensiones del acumuladorNorma de SLB
Especificación:
El volumen del acumulador para operar las BOP debe ser dimensionado para almacenar una presión de por lo menos 1380 kPa (200 psi) por encima de la pre-carga después de realizar las operaciones siguientes (con las bombas de precarga aisladas):
En un conjunto de BOP Superficial:
•Cerrar todas las funciones (arietes y anular) y abrir las HCR•Abrir todas las funciones (arietes y anular) y cerrar las HCR•Cerrar el preventor anular•Abrir la válvula HCR en la línea del estrangulador
253
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Dimensiones del acumuladorNorma de SLB
Ejemplo:
Equipo BOP: 1 anular + 3 arietes + válvula HCR
Volumen de cierre (CV) 10 + (3 x 5) + 1 = 26 gal
Volumen de apertura(OV) 10 + (3 x 5) + 1 = 26 gal
Cierre de la BOP anular (CV) 10 = 10 gal
Válvula de línea estran. abierta (OV) 1 = 1 gal
Volumen utilizable (UV): = 63 gal
Volumen nominal (NV): 2 x UV = 126 gal
Número de cilindros: 12
254
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Bombas para carga del acumulador Especificación:
El acumulador incluirá una (1) bomba eléctrica y dos (2) bombas de aire como respaldo para la carga del acumulador.
Con el banco de acumuladores aislado, las bombas deben ser capaces de:
•Cerrar el BOP anular (excluyendo el desviador de flujo) en la tubería de perforación de tamaño mínimo utilizada
•Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangular
•Obtener una presión mínima de 1380 kPa (200 lppc) por encima de la presión de precarga del acumulador en dos (2) minutos o menos.
255
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Múltiple de flujo y estrangulación / Múltiple del “stand pipe”
Se deben tener, al menos, tres rutas de flujo con capacidad para llevar los retornos del pozo a través de conductos de 76,14mm (3”) de diámetro nominal o más. Al menos una de estas rutas del flujo:•Debe tener un estrangulador ajustable, controlado a distancia y operado por presión. En los equipos livianos con conjuntos de 2M ó 3M psi se aceptan múltiples de estrangulamiento simplificados sin estrangulador de operación remota. •Debe tener un estrangulador ajustable de operación manual.• Debe permitir que los retornos regresen directamente al tanque, al múltiple de descarga o a otra tubería corriente abajo sin pasar a por el estrangulador. Esta ruta debe tener dos válvulas de compuertacon máxima presión de trabajo.
256
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Separador de gas/lodo
Viene del estrangulador
Plac
a de
ch
oque
Placas deflectoras
1. Diámetro y logitud determinan presión en separador
2. Altura, diámetro y diseño interno determinan eficiencia de separación
Línea de drenaje con válvula
Línea de venteo Sin válvulas!!
LodoG
AS
3. Altura de tubo en “U” (D) y distancia desde fondo del separador hasta parte superior del tubo en “U” (d) determinan nivel de fluido y evitan que el gas salga por el fondo
Rom
pedo
r de
efec
to s
ifón
D
dSin
válv
ulas
!!
Lodo
257
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Ejercicio # 3 - diseño del separador de gas
Tanque de desgasificador vacío
Tapa de inspección
Tubería hacia el sistema de lodo
258
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EJEMPLO:Profundidad de pozo: 10.000’
Hoyo/tamaño de tub. revestimiento (12-1/4” x 13-3/8”): 0,125 bls/pieTubería de perforación (5”, 19,5#): 0,025 bls/pie
Peso de lodo: 12 ppg Peso de lodo de matar: 14 ppg
Volumen del influjo: 50 bls
Tasa de matar: 3 BPM
Se aplica el Método del PerforadorPres. del revestidor cuando el gas llega a la superficie: 1987 psiPres. del revestidor cuando sale el gas: 1057 psi
Tasa promedio de gas durante 1er. minuto de venteo: 3.202 MPC/DTasa promedio de gas durante último minuto de venteo : 1.722 MPC/DTasa promedio de gas durante venteo : 2.462 MPC/D
Ejercicio # 3 - diseño del separador de gas
259
Schlum
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0 5 10 15 20
Pérdida de presión en 100 pies
0 5 10 15 20
5
10
1
5
20
25
30
Tasa de flujo del gas – MMPCN/D
Pres
ión
corr
ient
e ar
riba
–lp
pc
4” ID 6” ID
8” ID10” ID
12” ID
Temp. gas = 75º F
Pres
ión
atm
osfé
rica
corr
ient
e ab
ajo
Ejercicio # 3 - diseño del separador de gas
260
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Sección 7
Desviadores de Flujo
261
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Sección 7
• Ejemplo de Configuración de un Sistema Desviador
• Especificaciones de SLB para Desviadores de Flujo
• Procedimientos con el Desviador
• Problemas Asociados con los Desviadores
• Caso Histórico con uso del Desviador
• Evacuación del Personal durante la Desviación
262
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Ejemplo de configuración de un desviador
Superficie
Zapata del Conductor
Tubo conductor
Desviador = Preventor Anular
Entrada del influjo
Líneas de Alivio o de desvío
Línea para retornos del pozoSarta de perforación
Venteo del Influjo
Válvula de alivio (de apertura plena)
Hoyo de superficie
263
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Especificaciones de SLB para los desviadoresEn tierra firme, gabarras de pantano y plataformas auto-elevables
Sistema desviador:• Es una preventora anular de gran tamaño que se instala sobre
el tubo conductor de superficie (tamaños comunes de la BOP son 18-5/8”, 21 ¼”, 29”). Al cerrar la BOP anular, los retornos del pozo se desvían por una o dos líneas conectadas al conductor por debajo de ella, llamadas líneas de alivio.
Líneas de alivio:• Al menos dos líneas de alivio se instalan para permitir el
venteo hacia lados opuestos del equipo de perf. (costa afuera)– En tierra firme: se permite una sola línea de venteo
• La línea de alivio debe tener al menos 8” de diámetro (203 mm)• No se deben conectar otras líneas entrando o saliendo de las
líneas de alivio o del cuerpo del desviador
264
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Operación del sistema de alivio
• Debe tener un número mínimo de codos y todas las líneas deben estar bien aseguradas. Cada línea de alivio del desviador debe tener una válvula sin restricciones de apertura total, operada a distancia. La secuencia de operación del desviador será como sigue:
–Abrir la válvula de alivio seleccionada–Cerrar el desviador de flujo
• Estas dos funciones deben estar interconectadas. Se debe incluir un mecanismo para cambiar el flujo de un venteo a otro sin cerrar el sistema.
Especificaciones de SLB para los desviadoresEn tierra firme, gabarras de pantano y plataformas auto-elevables
265
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Operación del sistema de alivio – continuación:• Se debe tener cuidado especial para proteger de la erosión los
codos de las tuberías. Esto puede incluir:– Utilizar codos de radio grande– Espesor adicional del metal en los codos– No utilizar conexiones tipo camisa de acople para conectar
las líneas de alivio (“dresser sleeves”)– Se debe instalar una válvula de potencia para detener de
manera automática el retorno de lodo a los tanques cuando está cerrado el desviador, si la línea de retorno del lodo y la salida de alivio del desviador desde el pozo son una misma, o si la línea de retorno del lodo se conecta por debajo del cabezal del desviador.
Especificaciones de SLB para los desviadoresEn tierra firme, gabarras de pantano y plataformas auto-elevables
266
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Al primer indicio de influjo:
• No detener la operación de bombeo
• Abrir la línea de alivio para desviar el flujo y cerrar el desviador (ambas funciones deben estar interconectadas).
• Aumentar las emboladas de bomba hasta el máximo (sin exceder la velocidad máxima de la bomba o la presión máxima permitida por la válvula de alivio)
• Cambiar la succión de las bombas de lodo hacia el lodo pesado en el tanque de reserva.
• Llevar a cero el contador de emboladas.
Procedimiento de desviación de un influjo de gas perforando
267
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Procedimiento de desviación de un influjo de gas perforando
• Dar la alarma y anunciar la emergencia utilizando el sistema de altoparlantes y/o informar al superintendente del equipo. Asignar observadores para emanaciones de gas en la superficie (equipos autoelevables, gabarras de pantanos). Activar las alarmas de “halon” en el equipo
• Si el flujo se detiene después que se ha desplazado el lodo pesado, parar las bombas y observar el pozo.
• Si el pozo continúa fluyendo, continuar el bombeo desde el sistema activo y preparar para bombear agua y/o considerar la posibilidad de preparar un tanque con lodo más pesado.
• Cuando se haya consumido todo el lodo, cambiar la succión de las bombas para continuar bombeando agua hacia el pozo.
• No dejar de bombear mientras el pozo esté fluyendo.
268
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Procedimiento de desviación de un influjo de gas mientras
se hace un viaje con la tuberíaAl primer indicio de flujo:
• Suspender el viaje, colocar la sarta espaciada sobre las cuñas en la mesa rotaria
• Abrir la línea de alivio para desviar el flujo y cerrar el desviador (ambas funciones deben estar interconectadas)
• Conectar la junta “kelly” o el “top drive”
• Comenzar a bombear a la máxima velocidad de bomba sin superar la presión máxima permitida por la válvula de alivio
• Cambiar la succión en las bombas de lodo hacia el lodo pesado en el tanque de reserva.
• Llevar a cero el contador de emboladas
269
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Procedimiento de desviación de un influjo de gas mientras
se hace un viaje con la tubería• Dar la alarma y anunciar la emergencia con el sistema de
amplificadores y/o informar al superintendente del equipo. Activar las alarmas de “halón” instaladas en el equipo
• Si el flujo del pozo se detiene después que se ha desplazado el lodo pesado, parar las bombas y observar el pozo.
• Prepararse para regresar al fondo.
• Si el flujo continúa después que se ha bombeado el lodo pesado, seguir bombeando desde el sistema activo y prepararse para bombear el agua de los tanques y/o considerar la posibilidad de preparar un tanque con lodo más pesado.
• Una vez que se haya consumido todo el lodo, cambiar la succión de las bombas para comenzar a bombear agua.
• No dejar de bombear mientras continúe el flujo del pozo.
270
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• Diseñado para dirigir el flujo NO CONTROLADO lejos del personal y del equipo.
• Debilidades principales del desviador de flujo:Taponamiento:Gran número de partículas de este tamaño: pueden obstruir estas rutas del flujo:
Erosión:Mezclas de gas/arena a través de las líneas del desviador que pueden erosionar el acero a una tasa de 8”/hora.Para mezclas con agua la tasa de erosión es de 16”/hor
Problemas asociados con el desviador de flujo
8” 12”
1/4 -1/2”
NO EXISTE UN METODO CONFIABLE PARA ELIMINAR ESTOS PROBLEMAS...!
271
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Caso histórico – Plataforma de Steelhead
Espacio del pozo
Zapata 20” 766 pies RKB / 421 pies BMLHoyo 17-1/2” con revest. 13 3/8” 2265 pies RKB / 1920 pies BML
- Peso del lodo 9,4 ppgDesviador instalado en revestidor de 20”
- Operación: cementaciónrevestidor 13-3/8”
Salida del desviador 10”
Brida del tubo conductor
272
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Caso histórico-Plataforma SteelheadLección aprendida
• La zapata de 13-3/8” había sido llevada a 75 pies más de profundidad por decisión del agente de tierras según sugerencia de la Comisión O&G de Alaska, pues la TD del pozo era más profunda que en los dos pozos anteriores.
• Este cambio en el diseño del revestidor NO se comunicó a la gente que conocía las consecuencias.
• Este era el tercer pozo perforado en la plataforma y los dos anteriores no habían tenido problemas con el preflujo de agua utilizado en la cementación.
• El preflujo de 200 bls de agua causó desbalance.
273
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Evacuación del sitio durante la desviación
El uso del desviador NO conduce al control de pozo
• Se puede requerir cuando no exista mejor alternativa para evitar el reventón en superficie
• Su función principal se limita a ganar tiempo para la evacuación del personal fuera del sitio.
• La evacuación del personal no esencial debe iniciarse de inmediato, al detectar el influjo.
274
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Sección 8
Procedimientos para cerrar el Pozo
275
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Sección 8
• Procedimientos de Cierre - Mientras se está perforando- Mientras se hace un viaje con la tubería
• Cierre Duro Vs. Cierre Blando
• Simulacros de Control de Pozos
276
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Ejercicio # 4 - cierre del pozo
277
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Procedimiento para cierre DURO - perforandoEl estrangulador y todas las rutas en el múltiple permanecen CERRADASpara el cierre DURO. Válvula HCR cerrada. Válvula de flotación instalada
1. Detener la perforación2. Levantar la sarta hasta posición de cierre y espaciarla (si el tiempo lo permite)3. Detener las bombas y verificar flujo (en caso de duda y si el tiempo lo permite)
Si el pozo fluye, proceder sin demora con el paso siguiente4. Cerrar el BOP esférica / abrir la válvula (HCR) en línea del estrangulador5. Notificar a la persona a cargo.6. Leer y registrar las presiones de cierre en la tubería y en el anular.7. Medir y reportar la ganancia de volumen de fluido en las presas.
Notas: 1. Una vez cerrado el pozo y registradas las presiones, no abrir de nuevo para verificar el flujo o para medir la tasa de flujo!
2. Decidir con anticipación si se va a mover la tubería a través de la BOP cerrada y tipo de movimiento (reciprocación o rotación lenta) así como la presión hidráulica para cerrar la BOP esférica.
278
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Procedimiento para cierre DURO – haciendo un viaje
El estrangulador y todas las rutas en el múltiple permanecen CERRADAS para el cierre DURO. Válvula HCR cerrada. Válvula de flotación instalada en la sarta.
1. Detener el viaje y asentar la sarta espaciada sobre las cuñas en la mesa rotaria Verificar flujo si el tiempo lo permite. Si el pozo fluye continuar sin demora con el paso 2.2. Instalar en la sarta una válvula de seguridad de apertura plena en posición abierta 3. Cerrar la válvula de seguridad4. Cerrar el BOP esférica / abrir la válvula (HCR) en la línea del estrangulador.5. Notificar a la persona a cargo.6. Conectar la junta “kelly” o el “top drive” y abrir válvula de seguridad instalada en 2.7. Leer y registrar las presiones de cierre de la tubería de perforación y en el anular8. Medir y reportar la ganancia de volumen de fluido en las presas
Notas: 1. Una vez cerrado el pozo y registradas las presiones, no abrir de nuevo para verificar el flujo o para medir la tasa de flujo!
2. Decidir con anticipación si se va a mover la tubería a través de la BOP cerrada y tipo de movimiento (reciprocación o rotación lenta) así como la presión hidráulica para cerrar la BOP esférica.
279
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Procedimiento para cierre BLANDO - perforandoEl estrangulador y todas las rutas en el múltiple permanecen ABIERTAS para el cierre blando. Válvula HCR cerrada. Válvula de flotación instalada en la sarta.
1. Detener la perforación2. Levantar la sarta hasta posición de cierre y espaciarla (si el tiempo lo permite)3. Detener las bombas y verificar flujo (en caso de duda y si el tiempo lo permite).
Si el pozo fluye, proceder sin demora con el paso siguiente4. Abrir la válvula (HCR) en línea del estrangulador y desviar flujo al separador.5. Cerrar la BOP esférica6. Cerrar el estrangulador 5. Notificar a la persona a cargo.6. Leer y registrar las presiones de cierre en la tubería y en el anular.7. Medir y reportar la ganancia de volumen de fluido en las presas.
Notas: 1. Una vez cerrado el pozo y registradas las presiones, no abrir de nuevo para verificar el flujo o para medir la tasa de flujo!
2. Decidir con anticipación si se va a mover la tubería a través de la BOP cerrada y tipo de movimiento (reciprocación o rotación lenta) así como la presión hidráulica para cerrar la BOP esférica.
280
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Procedimiento para cierre BLANDO – en un viajeEl estrangulador y todas las rutas en el múltiple permanecen ABIERTAS para elcierre blando. Válvula HCR cerrada. Válvula de flotación instalada en la sarta
1. Detener el viaje y asentar la sarta espaciada sobre las cuñas en la mesa rotaria (flujo?)2. Instalar en la sarta una válvula de seguridad de apertura plena en posición abierta 3. Cerrar la válvula de seguridad4. Abrir la válvula HCR en la línea del estrangulador y desviar el flujo al separador5. Cerrar la BOP esférica.6. Cerrar el estrangulador.7. Notificar a la persona a cargo.8. Conectar la junta “kelly” o el “top drive” y abrir válvula de seguridad instalada en 2.9. Leer y registrar las presiones de cierre de la tubería de perforación y en el anular10. Medir y reportar la ganancia de volumen de fluido en las presas
Notas: 1. Una vez cerrado el pozo y registradas las presiones, no abrir de nuevo para verificar el flujo o para medir la tasa de flujo!
2. Decidir con anticipación si se va a mover la tubería a través de la BOP cerrada y tipo de movimiento (reciprocación o rotación lenta) así como la presión hidráulica para cerrar la BOP esférica.
281
Schlum
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cierre duro Vs. cierre blando
Curvas de presión en la zapata
Influjo detectado
Cierre del pozo
Migración de gas Inicio de la circulación
Peso del lodo de matar en la
zapata
Tiempo (min)
Pres
ión
en la
zap
ata
(psi
)
282
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cierre duro vs. cierre blando
Cierre duro: Estrangulador cerrado. Cerrar BOP anular y abrir la válvula HCR.
Ventajas:• El influjo se detiene en el tiempo más breve posible• Procedimiento rápido y sencillo
Desventajas:• Pulsación de presión o “golpe de ariete” que se piensa
causa daño a la formación
283
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cierre duro vs. cierre blando
Cierre blando: Rutas del estrangulador abiertas. Abrir la HCR, cerrar la BOP anular, Cerrar el estrangulador.
Ventajas:
• Se reduce la pulsación de presión sobre la formación
Desventajas:
• Se produce un influjo mayor debido a la demora en cerrar completamente el pozo
• Más complejo debido al requerimiento de verificar la alineación de válvulas antes de cerrar BOP
284
Schlum
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cierre duro vs. cierre blando
Resultados con influjos simulados
Ganancia de fosa (bls)
0 10 20 30 0 10 20 30 Tiempo (min) Tiempo (min)
Presión del estrangulador (psi)
6
12
18
200
400
60060 lppc
Suave
duro
Suave
duro
285
Schlum
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T
cierre duro vs. cierre blando
pozo de prueba
P
P
Presión y temperatura
Presión y temperatura
Cuellos 6-1/2” (270’)
Mecha tricónica 8-1/4” Empacadura
tubería de perforación 5”
BOP – 10.000 psi
revestidor colgante 9-5/8” Inyección de N2 con sarta de coiled tubing 1”
2322’ MD / 2304’ TVD (medido desde la rotaria)
4700’ MD / 4640’ TVD (medido desde la rotaria)
T
286
Schlum
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cierre duro vs. cierre blando
mediciones de la presión superficial
0
100
150
50
Pres
ión
(psi
)
110 120 130 140 150Escala expandida (segundos)
Pres
ión
(psi
)
Estrangulador cerrado
Brusco
Suave
Pulsación de presión
BOP cerrado
Suave
BruscoPulsación de presión
BOP cerrado
287
Schlum
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cierre duro vs. cierre blando
mediciones de las presiones de fondoEn la Zapata
En la barrena
1250
1150
1050
2150
2050
1950
0
0
300
300
Tiempo (segundos)
Pres
ión
(psi
)Pr
esió
n (p
si)
Duro
Suave
(Estrangulador es cerrado)
Golpe de ariete
Para las bombas
Suave
(Estrangulador es cerrado)
Duro
Cierra BOPGas entra al anular
288
Schlum
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cierre duro vs. cierre blando
efecto del “golpe de ariete”
Cierre instantáneo Cierre normal
PINS = ρcu1
∇
PMAX = PINS
∇ ∇ tr
Tc
flujo
289
Schlum
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cierre duro vs. cierre blando - conclusiones
Cierre blando– Poca mejoría en la reducción del “golpe de ariete” – Efecto significativo sobre las presiones anulares causado
por el influjo adicional
Cierre duro– Efecto del ‘golpe de ariete’ menor que aumento de la presión
debido al mayor volumen admitido por el cierre blando – Formación va a estar expuesta a menor presión neta
El análisis favorece al Cierre Duro por estas razones:
Confusión mínima, menor volumen de influjo, menor presión anular,mayor seguridad del personal y equipos, sin riesgo para el pozo
290
Schlum
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Alineación del múltiple para el cierre duro
Pres. de operación máxima
Pres. reducida de operación permitida
En el conjunto de BOPs
En múltiple
Válvula abiertaVálvula cerrada
Estrangulador
Operación remota
Al separador de gas, tanques de lodo, fosa de quema o fuera de borda
Línea de purga a la fosa de quema o fuera de
borda
Al separador de gas, tanques de lodo, fosa de quema o fuera de borda
291
Schlum
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Alineación del múltiple para el cierre blando
Pres. de operación máxima
Pres. reducida de operación permitida
En el conjunto de BOPs
En múltiple
Válvula abiertaVálvula cerrada
Estrangulador
Operación remota
Al separador de gas, tanques de lodo, fosa de quema o fuera de borda
Línea de purga a la fosa de quema o fuera de
borda
Al separador de gas, tanques de lodo, fosa de quema o fuera de borda
292
Schlum
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Prácticas de cierre del pozo
• Se realizarán prácticas de cierre del pozo por detección de un influjo en superficie, en forma semanal o con mayor frecuencia, si el superintendente del equipo lo considera necesario. Las mismasse registrarán en el informe diario de perforación IADC.
• Las prácticas deben estar diseñadas para familiarizar a cada miembro de la cuadrilla con sus funciones en el evento de un cierre real, de manera tal que pueda cumplir con dicha función en forma oportuna y eficiente.
• Para cada miembro de la cuadrilla se preparará un plan de ejercicios para cierre del pozo, indicando las asignaciones que debe cumplir durante el mismo y el tiempo determinado para su culminación.
• Las prácticas se llevarán a cabo cuando las actividades en el pozo no impliquen riesgo de atascamiento de la tubería ni ponganen peligro la seguridad del pozo o del personal.
293
Schlum
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Prácticas de cierre del pozo
• En cada una de las prácticas el tiempo de reacción se debe medir hasta el punto donde la persona designada está en posición para iniciar la secuencia de cierre del preventor.
• También se debe medir el tiempo total para que la cuadrilla complete todo el ciclo de cierre y ocupen sus respectivas posiciones.
• La persona a cargo debe dar comienzo a todas las prácticas.
• Se deben organizar prácticas de cierre que cubran una amplia gama de operaciones diferentes:
- perforación o circulación en el fondo y haciendo viajes
Así mismo, se deben efectuar prácticas que simulen las actividade para el control real del pozo (kick drills)
294
Schlum
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Prácticas de cierre del pozos
• Para cada equipo / pozo se prepararán prácticas de desviación de flujo y que debe incluir lo siguiente:
- Simular la desviación del flujo según los procedimientos (incluyendo la alineación de las bombas hacia el lodo pesado).
-Todo el personal esencial en sus posiciones pre-asignadas.
- Todo el personal no esencial en el lugar de concentración o en la posición asignada en el plan para emergencias.
- Simular la acción de “prepararse para desconexión y abandono de la locación” en el caso de BOP submarinos.
295
Schlum
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Ejercicio # 5 - tiempo de preparación para matar el pozo
296
Schlum
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Sección 9
Control de Pozos Con Lodos a Base de Aceite (OBM)
297
Schlum
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Sección 9
• Características de los Lodos a Base de Aceite, OBM (Oil Base Mud)
• Solubilidad del gas en Lodo a Base de Aceite• Detección de Influjos en OBM.
- Ganancia de Nivel con OBM y con WBM (Lodo Base Agua)
- Resultados de las pruebas de flujo con Lodos OBM y WBM
- Circulación del Influjo de gas en OBM y WBM.
• Ventajas del Lodo Base Aceite en el Control del Pozo
298
Schlum
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Características de lodos a base de aceite (OBM)
• Aplicaciones :– Pozos de Alta Presión y Temperatura, HP/HT– Formaciones reactivas (Ej. – lutitas y arcillas
expansivas)– Prevención del atascamiento diferencial– Reducción del daño de formación
• Composición:– Aceite base (orgánico o mineral)– Emulsificante– Agente humectante – Material densificante – Viscosificante
-Dispersante-Materiales para pérdida de fluido-Control de alcalinidad
299
Schlum
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Solubilidad de gas en OBM
Un influjo de gas en el lodo de base aceite no se comportará igual como en un lodo de base agua, debido a la capacidad del gas de disolverse en un lodo de base aceite.
Esto tiene consecuencias para:
•La detección temprana del influjo y de su volumen
•La posibilidad que tiene el gas de migrar o nó en el lodo
300
Schlum
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Solubilidad de gas en OBM
La solubilidad del gas aumenta a medida que:
• Aumenta la presión de fondo
• Disminuye la temperatura de fondo
• Aumenta la densidad del gas
• Aumenta el % de aceite base en el lodo
• Disminuye el contenido de sólidos, el % de emulsificante y/o de agua salada
301
Schlum
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Efectos de la solubilidad y la suspensión del gas
• Cambia la relación del gas libre al disuelto • Cambia las características del aumento de la presión de cierre • Cambia las magnitudes y tiempos de las presiones y volúmenes• Cambia la velocidad de la migración de gas • Cambia la relación del gas en el hoyo a la ganancia de fosa • Se pueden crear píldoras livianas• Importante, incluso en lodos de base agua, especialmente a
elevados caudales de bomba • Tasas de producción de gas fuertes y breves en la superficie,
provenientes de pequeños influjos succionados. • La migración de gas se reduce y puede llegar a detenerse por
completo
302
Schlum
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Solubilidad del gas- Punto de Burbujeo
303
Schlum
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Detección de influjos en OBM
Con frecuencia se expresan dos enunciados contradictorios:
•El influjo de gas se disuelve en un lodo de base aceite y se dificulta la detección del influjo.
Y
•La solubilidad del gas en el lodo no tiene efectos sobre la detección del influjo.
¿Cuál enunciado es correcto?
304
Schlum
berger Private
Detección de influjos en OBM
Ambos enunciados son correctos!!
• El efecto de solubilidad en el lodo depende de la presión de fondo del pozo.
• Al aumentar la presión de fondo, aumenta la solubilidad del gas en OBM
• La presión de fondo aumenta con la profundidad.
• Por lo tanto, el efecto de la solubilidad cambiará a medida que cambia la profundidad del pozo.
305
Schlum
berger Private6.0003.0003
4.5002.0002
3.0001.5001
9.0004.0004
12.0008.0005
15.00010.0006
TVD (pies) Zapata (pies)Pozo Nº
Pozos simulados
Ganancia de nivel en las presas :
Comparación entre OBM y WBM
306
Schlum
berger Private
Ganancia de nivel en las presas - perforando
Comparación entre OBM y WBM
0
2
4
6
8
10
0 4 8 12 16
Volumen inyectado
9000 ft OBM
9000 ft WBM
Volumen del Influjo (bls)
Gana
ncia
de
Volu
men
(bls
)
307
Schlum
berger Private
0
2
4
6
8
10
0 4 8 12 16
Volume Injected
3000 ft OBM
3000 ft WBM
4500 ft OBM
4500 ft WBM
6000 ft OBM
6000 ft WBM
9000 ft OBM
9000 ft WBM
15,000 ft OBM
15,000 ft WBMVolumen del Influjo (bls)
Gana
ncia
de
Volu
men
(bl
s)Ganancia de nivel en las presas - perforando
Comparación entre OBM y WBM
308
Schlum
berger Private
Presión de fondo (psi)
Fact
or d
e ga
s ad
icio
nal
1
2
3
4
1000 2500 4000 5500 7000 8500 10000
Ganancia de nivel en las presas - perforandoComparación entre OBM y WBM
309
Schlum
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Detección de influjos en OBM - Perforando
Conclusiones• La cantidad de gas en un pozo con lodo de base aceite con
presión de fondo de 4.000 psi o menos puede ser más que el doble de la cantidad esperada con base en los indicios de la ganancia de nivel en los tanques.
• La cantidad de gas en un pozo con lodo de base aceite con presión de fondo de 6.000 psi o más tiende a ser similar a la indicada por las ganancias de volumen en los tanques.
• La detección de influjos en pozos profundos no debería ser un problema mayor en lodo base aceite, OBM, en comparación con lodo base agua, WBM. En los pozos someros la detección puede llevarse más tiempo en un OBM que en un WBM.
310
Schlum
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Detección de influjos en OBM
El gas NO PUEDE entrar en el pozo sin causar algún cambio en el volumen de lodo en la superficie
Ganancia de8 – 10 bls
Ganancia en los tanques 7,5 – 8,5 bls
Ganancia en los tanques> 8,5 bls.
Bomba apagada
Ganancia de5 – 6 bls.
Intervalo de presión media
10 ppg entre 5000’ -10000’
Ganancia de 10 bls.
Ganancia de 7 - 8 bls.
Bomba activaCirculando
Intervalo de alta presión
7500 psi o más
Intervalo de baja presión
10 ppg sobre 5000’ Influjo de10 bls
311
Schlum
berger Private
¿Hay indicación de flujo en OBM cuando hay ganancia de volumen de lodo las presas?
• Hemos analizado la influencia de la solubilidad del gas en nuestra capacidad de detectar un influjo tomado mientras se está perforando.
• Ahora queremos analizar cómo cambia el comportamiento de un influjo de gas entre un OBM y un WBM tomado mientras se hace un viaje.
• En esta simulación, el influjo se consideróocasionado por “suabeo” y no causado por desbalance a favor de la formación.
312
Schlum
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Prueba de flujo en WBM y OBM haciendo un viaje
influjo de 2 bls (suabeados). pozo de 6000 pies (presión media)
Tiempo (minutos)
Gana
ncia
de
Volu
men
(bls
)
WBM
OBM
313
Schlum
berger Private
Gana
ncia
en
los
tanq
ues
(bls
.)
Tiempo (minutos)
Prueba de flujo en WBM y OBM haciendo un viaje
influjo de 10 bls (suabeados). Pozo de 6000 pies (presión media)
314
Schlum
berger Private
Gana
ncia
de
fosa
(bls
)
Tiempo (minutos)
Prueba de flujo en WBM y OBM haciendo un viajeinflujo de 10 bls (suabeados). Pozo de 15.000 pies (presión alta)
315
Schlum
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Detección de influos en OBM haciendo un viajeConclusiones
Si el pozo no ha presentado desbalance pero sí se presentó suabeo del influjo durante un viaje, entonces:
• En un lodo de base aceite, la prueba de flujo arrojará un resultado negativo.
• En un lodo de base agua, en el caso de un influjo pequeño en un pozo somero, o un influjo significativo en un pozo profundo, la prueba de flujo resultará positiva pero muy pequeña.
• En un lodo de base agua, para un influjo grande en un pozo somero, el chequeo del flujo resultará positivo.
• El gas disuelto en un lodo de base aceite no migra.
316
Schlum
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Procedimientos de cierre con OBMSi el perforador encuentra indicios principales de influjo en el pozo:
-Aumento de flujo que retorna del pozo-Ganancia de volumen de lodo en las presas o en el tanque de viaje
La Acción inmediata deberá ser: CERRAR EL POZO
Si el perforador encuentra indicios secundarios de un influjo:Aumento brusco en la tasa de penetraciónDisminución en la presión de bomba y/o aumento de emboladas, etc.
La acción a seguir será: VERIFICAR EL FLUJO Y/O CERRAR EL POZO
Aunque una prueba de flujo no sea concluyente
No necesariamente significa que no se haya producido un influjo.
Se recomienda que, una vez que se haya cerrado el pozo, se realice una circulación fondos arriba a través del estrangulador completamente abierto a una tasa de circulación lenta pre-seleccionada.
317
Schlum
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Circulación de influjos de gas en OBM
• Todo el gas se disuelve y sube por el anular.
Idea original
• A cierta profundidad donde la presión (y temperatura) son menores, el gas comienza a separarse de la solución (liberación instantánea del gas)
318
Schlum
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Circulación de influjos de gas en OBM
Condiciones reales•Dividir el paquete del influjo en secciones. Cada sección tiene su propio contenido de gas•Si la cantidad de gas en una sección es más que la cantidad que se disolverá: esa sección tendrá gas libre•A medida que se circula el paquete hacia arriba, más gas sale de la solución, porque disminuye la cantidad de gas que se disolverá en el aceite del lodo.•Este es un proceso de liberación gradual. No es un proceso instantáneo que ocurra a cierta profundidad o al mismo tiempo.
319
Schlum
berger Private
Gana
ncia
de
volu
men
en
supe
rf ( b
bls)
Tiempo (minutos)
Circulación de un influjo de gas: comparación entre WBM y OBM
influjo de 10 bls. en pozo de 6000 pies(presión media)- Perforando
320
Schlum
berger Private
Gana
ncia
de
vol.
en s
uper
f.(bb
ls.)
Tiempo (minutos)
Circulación de un influjo de gas: comparación entre WBM y OBM
influjo de 10 bls. en pozo de 15.000 pies(presión alta) - Perforando
321
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Ganancia de volumen de lodo en las presas con OBM por influjo tomado mientras se perfora
Conclusiones
En comparación con la misma ganancia de volumen en las presas al cerrar el pozo cuando se utiliza WBM:
• El influjo en OBM llegará más tarde a la superficie.
• El influjo en OBM causará una ganancia de volumen en presas menor cuando llegue a la superficie.
• La ganancia en las presas en OBM aumentará más rápido una vez que el influjo llegue a la superficie.
322
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Ventajas del OBM para el control de pozos
1. Más conveniente en viajes cuando se perfora en condiciones de casi balance a través de zonas de baja permeabilidad.- No hay migración si el gas está disuelto
2. Más fácil ocuparse del pozo mientras se espera para circular
– No hay migración si el gas está disuelto.
3. Menores presiones de revestidor y de zapata– La presión máxima puede ser la presión de cierre
4. Menores probabilidades de atascamiento de sarta de perforación.
323
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Desventajas del OBM para el control de pozos
1. Mayor dicultad para detectar el influjo comparado con el lodo base de agua.- Solubilidad parcial. Prueba de flujo negativa
2. Más probabilidad de daño en las partes de caucho y empacaduras
3. Mayor riesgo de incendio y contaminaciones ambientales
4. Costos de reposición más elevados en caso de pérdidas de circulación.
324
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Sección 10
Efectos de la Migración del Gas sobre el Control del Pozo
325
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Sección 10
• Velocidad de Migración del Gas: Problema
• Discusión del problema
• Cálculos de la tasa de migración de gas
326
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Problema #2
Migración de Gas½ hora
327
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Problema # 2: velocidad de migración del gas
La tasa de migración de gas a través del fluido de perforación es aproximadamente: •500 pies/hr (150 m/hr) ?•1000 pies/hr ( 300 m/hr) ?•3000 pies/hr (1000 m/hr) ?•5000 pies/hr (1500 m/hr) ?•10.000 pies/hr (3400 m/hr) ?¿En qué tipo de mediciones /observaciones se ha basado gran parte de esta opinión?
328
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Tasa de migración de gas
pies/hr Fuente Fecha Documento 1000 Louis Records 1960s
2000-5760 LSU/Conoco/IADC 1975 SPE 4552 3543 Senter for Inustriforskining 1987 “All About Blowouts”
6372-vert Schlumberger Cambridge 1990 SPE 20431
5760 Schlumberger Cambridge 1991 SPE Drilling, Dic ‘91
9612-desv
3183 Rogaland Research 1992 SPE 245805900-7200 Schlumberger Cambridge 1993 SPE 263316000 Schlumberger Cambridge 1994 SPE 274997396-10000 BP Exploration 1995 IADC Euro WCC
4132 Mining U. Leoben, Austria 1995 SPE 27878
329
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Cálculo de la tasa de migración de gas a partir del cambio en la presión de cierre en la TR
(POZO CERRADO)
SICP inicial= Presión en burbuja – Presión hidrostática inicial porencima de la burbuja
La presión en la burbuja NO CAMBIA. No hay expansión. El pozo permanece cerrado
SICP posterior = Presión en burbuja – Presión hidrostática por encima de la burbuja de ladespués migración
330
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Cambio en hidrostática = Cambio en SICP
Ecuación 1: ∆(HP) = ∆(SICP)
Distancia de migración = ∆(HP) / Gradiente del lodoEcuación 2: D = ∆(HP) = ∆(SICP)
G GVelocidad de migración = Distancia de migración
Tiempo
Ecuación 3: V = D = ∆(SICP) T TG
Tasa de migración de gas a partir del cambio en la presión de cierre de la tubería de revestimiento
331
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Tasa de migración de gas
PRINCIPALES factores que afectan la tasa de migración:
1. Angulo de hoyo- más rápido desde 15 hasta 30 grados - después de 45 grados se reduce la tasa de migración- no hay migración de gas en pozos de 90 grados
2. Geometría- forma de S, horizontal- desviaciones pequeñas en el pozo pueden mantener el gas
atrapado
3. Reología- la solubilidad del gas en cualquier tipo de lodo es afectada
por la reología del lodo
332
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Tasa de migración de gas Problema complejo: requiere simulador dinámico
Lodo no contaminado
Gas libre
Lodo saturado de gas
Escape de gas
Solución de gas
Vgas
Vmud
Expansión de gas
Densidad del gas
Densidad del lodoReología del lodo Vmud
Suspensión de gas
Separación de gas
Presión hidráulica
Temperatura
333
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Sección 11
Control Secundario Métodos Convencionales
Presión de Fondo Constante
334
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Sección 11
• Control Secundario – Resumen de los métodos de control• Métodos convencionales • Método del Perforador• Método de Esperar y Densificar• Variaciones de presión en el anular• Comparación de los dos métodos• Indicación superficial de problemas durante el control del pozo• Máxima Presión Anular Permisible en Superficie, MAASP• Problema sobre la MAASP. Discusión.• Simulador de Influjos, “SIDEKICK”
335
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Control Secundario.Métodos para controlar el pozo cerrado con presión:
A. Con tubería en fondo y opción de circular el pozo:
• Perforador (dos circulaciones) – BHP CONSTANTE
• Esperar y Densificar (una circulación)–BHP CONSTANTE
B. Con tubería arriba del fondo o afuera del pozo y el influjo migrando en forma continua:
• Método Volumétrico Estático (Sarta estacionaria): Ascenso del influjo con expansión controlada hasta la superficie (o por encima de la barrena para terminar de evacuarlo circulando, si hay opción de circular) – BHP CONSTANTE
• Método de Lubricación y Purga: (Sarta estacionaria, Gas en el tope del anular): Inyección de lodo al anular, tiempo para segregación y liberación de gas del anular en forma alternada – BHP CONSTANTE
336
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Procedimiento común para todos los métodos:
1. Evacuar el influjo del pozo y,
2. Desplazar fluido del pozo con fluido pesado
MANTENIENDO CONSTANTE LA PRESIÓN DE FONDO, BHP.
C. Con tubería arriba del fondo o afuera del pozo (no hay circulación)
• Forzamiento (Stripping) - No hay migración: Regreso forzado de la sarta con presión en el pozo manteniendo BHP CONSTANTE
• Forzamiento y Volumétrico Combinado – Hay migración del influjo: Expansión controlada del influjo en ascenso y forzamiento simultáneo de la sarta en el pozo manteniendo la BHP CONSTANTE
Control Secundario.Métodos para controlar el pozo cerrado con presión:
337
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D. Métodos aplicados en hoyos revestidos (para ops de Work – Over)
• Regreso (inyección) del influjo a la formación (Bullheading): En pozos de baja presión (con pérdida de fluido o circulación parcial)
• Forzamiento (Stripping):Meter la sarta forzada con presión en el pozo (influjo no migra) manteniendo BHP CONSTANTE
• Forzamiento y Volumétrico Combinado: Migración del influjo y forzamiento simultáneo de la sarta con BHP CONSTANTE
• Control Mecánico: Instalación de Válvulas de Contrapresión en elcolgador (BPV) o Tapones Puente (BP) en el revestidor.
• Uso de Fluido de Control desde el Anular (Packer Fluid) + S.S.
• Control con Sarta concéntrica: Tubería continua enrollada (Coiled Tubing) o forzado de tubing delgado (snubbing)
Control Secundario.Métodos para controlar el pozo cerrado con presión:
338
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Métodos Convencionales (Tubería en fondo y circulación posible)
• Método del Perforador
- Paso 1: Circulación con lodo original para sacar el influjo- Paso 2: Circulación con lodo pesado para sobrebalance
• Método de Esperar y Densificar
- Paso Unico: Circulación con lodo pesado para sobrebalance y evacuación del influjo en forma simultánea
339
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Paso 1: Sacar el influjo de gas circulando el pozo con el lodooriginal, manteniendo constante P. de Circ.Tub. (y así la BHP)
P1 > P2
Método del Perforador
Bomba
Estrangulador
Zona P2
P.C.
Primera Circulacióncon el lodo original.
PC = Constante hasta que el influjo salga del pozo
340
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Método del PerforadorPrimera Circulación con lodo originalpara evacuar el influjo:
• Primero se arranca la bomba y luégo se abre el choke
• Mientras se lleva la bomba a la velocidad reducida:
-Mantener constante la presión de la tubería de revestimiento en el valor de cierre manipulando el estrangulador
- Las pérdidas de presión anular (ECD) se suman a BHP
- La BHP tendrá así un factor de seguridad que la hace mayor que la presión de formación para evitar nuevo influjo.
• Se continúa circulando manteniendo constante la presión de circulación en la tubería, PC (manipulando el estrangulador) hasta que todo el influjo sea circulado a la superficie y evacuado del pozo.
341
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Método del Perforador
Ejemplo:
725 psi
1225 psi
500 psi
(3) SIDPP: Presión de cierre en la tubería
(2) PR: Presión de Circulación a Velocidad Reducida antes del cierre = Pérdidas de presión por fricción en el anular
(1) PC: Presión de Circulación en la Tubería cuando la bomba alcanza la velocidad de matar
(1)
(2)(3)
Cómo se establece la presión de circulación, PC?
PC = SIDPP + PR
342
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Método del Perforador
Haciendo lo siguiente:Mantener constante el peso del lodo en el valor que tenía cuando se produjo el influjo(OMW).Mantener constante la lectura del manómetro que registra la presión de circulación en la tubería (PCT) la cual incluye la SIDPPMantener constante la velocidad de la bomba en la tasa de matar seleccionada
Presión hidrostática
Se mantienen constantes los tres componentes de la BHP:
Presión estática (de cierre) en tubería de perforación (SIDPP)
Presión para empujar el lodo hacia arriba por el anular, dPA
(perdidas por fricción anular)
Cómo mantener constante la BHPBHP = HPT + SIDPP + dP A
343
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Método del Perforador
Cómo se para la bomba sin dejar caer la BHP
• Primero se comienza a cerrar el choke mientras se desacelera la bomba hasta pararla
• Mientras se apaga la bomba:– Se mantiene constante la presión de la tubería de
revestimiento manipulando el estrangulador
– Al parar el bombeo se eliminan las pérdidas de presión anular, ECD.
– BHP regresa a su valor de cierre.– Ahora las presiones de cierre en la tubería y en
el anular deben ser iguales.
344
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Método del PerforadorPaso 2: Circular el pozo con lodo de matar manteniendo la BHP
constante (mayor que la presión de la formación)
P1 > P2
Bomba
Estrangulador
Segunda Circulación con fluido pesado.
•PC disminuye desde PIC hasta PFC (mientras el fluido pesado llena la tubería)
•PFC sigue constante hasta que el fluido pesado retorne a la superficie
PIC
PFC
345
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Método del Perforador
Segunda circulación con lodo pesado para sobrebalance
• Primero se arranca la bomba y luégo se abre el choke
• Mientras se lleva la bomba a la velocidad de matar:
-Mantener constante la presión de la tubería de revestimiento en su valor de cierre manipulando el estrangulador.
- Las pérdidas de presión anular se suman a la BHP
- La BHP tendrá un factor de seguridad que la hace mayor que la presión de formación para evitar nuevo influjo.
• Se miden el volumen, los golpes en la bomba o el tiempo para llenar la tubería con lodo pesado y se registra la Presión Final de Circulación en ese momento, PFC.
346
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Método del PerforadorCirculando el pozo con lodo pesado
Mientras se llena el anular con lodo pesado:
• Mantener constante la PFC manipulando el estrangulador, hasta que el lodo de matar regrese a la superficie
Para Parar la bomba:
• Comenzar a cerrar el choke antes de desacelerar y apagar la bomba para evitar caída de la BHP
• Apagar la bomba y cerrar el pozo• Verificar que SIDPP y SICP sean ambas nulas (0 psi)• Abrir el pozo y verificar el flujo
347
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Método de Esperar y DensificarPaso Unico: Circular el pozo con lodo de matar manteniendo la BHP
constante (mayor que la presión de la formación)
Mientras se llena la Tubería:
• Seguir el Programa de Bombeo, reduciendo la Presión de circulación en la tubería con el estrangulador desde la PIC (presión inicial de circulación) hasta la presión final de circulación (PFC)
Mientras se llena el anular:• Leer la presión final de circulación (PFC) cuando la sarta de
perforación está llena de lodo de matar (lodo pesado en la barrena)• Mantener esta PFC constante operando el estrangulador, hasta que
el lodo pesado regrese a la superficieApagar la bomba y observar el pozo:• Apagar la bomba y cerrar el pozo• Verificar que SIDPP y SICP sean CERO• Abrir el pozo y verificar el flujo
348
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Circular el pozo con lodo de matar al mismo tiempo evacuar el influjo de gas manteniendo la BHP constante
P1 > P2
Método de Esperar y Densificar
Una sóla irculación con fluido pesado.
•PC disminuye desde PIC hasta PFC (mientras el fluido pesado llena la tubería)
•PFC sigue constante.
PIC
PFC
349
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Cambios de presión anular en superficie
3 cosas pueden hacer cambiar la presión en el tope del anular (presión del
revestidor):
1. Pérdida de la presión hidrostática entre la superficie y el fondo del hoyo- Causada por el gas que se expande y desplaza el lodo
Se compensa con un aumento continuo en la presión del anular en la superficie hasta que el gas llegue a la superficie
2. Aumento de la presión hidrostática entre la superficie y el fondo del hoyo- Causado por el gas que sale del pozo (se ventea) y es substituido por lodo
Se compensa con una reducción en la presión del anular en superficie equivalente.
3. Aumento de la presión hidrostática entre la superficie y el fondo del hoyo- Causado por el lodo liviano (original) desplazado por el más pesado (lodo de
matar)
Se compensa con una reducción adicional en la presión anular en superficie cuando el lodo pesado ingresa al anular
350
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Cambios de presión en el anular
Método del Perforador1ra. circulación
Esperar y Densificar(sin migración de gas)
Caso 1 Caso 2 Caso 3
Esperar y Densificar(con migración de gas)
351
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Comparación de los dos métodos (casos teórico y real) Pr
esió
n de
l rev
estid
or, p
si
Tiempo
1) Método del Perforador teórico
2) Esperar y Densificar teórico
4) Método del Perforador real
3) Esperar y Densificar real(incluye tiempo de mezcla 2 horas)
860
680
352
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Cambios de presión en la zapata
Método del Perforadorprimera circulación
Esperar y Densificar(sin migración de gas)
Caso 1 Caso 2 Caso 3a Caso 3b
Esperar y Densificar
(con migración de gas)
353
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Comparación de los métodos (zapata a 1000 pies) Pr
esió
n en
la za
pata
, ps
i
Emboladas
GAS EN LA ZAPATALODO DE MATAR EN LA MECHA
LODO DE MATAR EN LA ZAPATA
Perforador Teórico
Esperar y Densificar RealEsperar y Densificar Teórico
354
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Comparación de los métodos (zapata a 4000 pies) Pr
esió
n en
la za
pata
, ps
i
Emboladas
GAS EN LA ZAPATA
LODO DE MATAR EN LA MECHA
LODO DE MATAR EN LA ZAPATA
Perforador Teórico
Esperar y Densificar RealEsp./Densif. Teórico
355
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En cada caso, el gas llegará a la zapata antes que el lodo de matar llegue a la barrena,aunque la tasa de migración de gas sea CERO
influjo de gas detectado a TDGeometría del hoyo: hoyo 8-1/2”, tub. de perf. 5” 19.5#
5000’ (1524 m)
8000’ (2439 m)
10.000’ (3049 m)
16.000’ (4078 m)
15.000’ (4573 m)
24.000’ (7317 m)
Posición del tope de gas según la geometría del hoyo
356
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Posición del tope de gas según la geometría del hoyo
Hoyo/tamaño revest. Profundidad total Tope de gas cuando el lodo de matar llega
a la barrena ___
17-1/2” – 20” 5000’ 510’
12-1/4” – 13-3/8” 7500’ 1753’
8-1/2” – 9-5/8” 7500’ Superficie
17-1/2” – 20” 3000’ Superficie
12-1/4” – 13-3/8” 5000’ 135’
12-1/4” – 13-3/8” 10.000’ 3614’12-1/4” – 13-3/8” 12.500’ 5450’
8-1/2” – 9-5/8” 10.000’ Superficie 8-1/2” – 9-5/8” 12.500’ 900’8-1/2” – 9-5/8” 15.000’ 2300’
357
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Posición del tope de gas según la geometría del hoyo
Hoyo/tamaño revest. Profundidad total Tope de gas cuando el lodo de matar llega
a la barrena ___
17-1/2” – 20” 1524 m 155 m
12-1/4” – 13-3/8” 2287 m 534 m
8-1/2” – 9-5/8” 2287 m Superficie
17-1/2” – 20” 915 m Superficie
12-1/4” – 13-3/8” 1524 m 41 m
12-1/4” – 13-3/8” 3049 m 1102 m12-1/4” – 13-3/8” 3811 m 1662 m
8-1/2” – 9-5/8” 3049 m Superficie 8-1/2” – 9-5/8” 3811 m 274 m8-1/2” – 9-5/8” 4573 m 701 m
358
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Método del Perforador – Conclusión Ventajas• Simplicidad- menos cálculos que el de “Esperar y Densificar”• Se puede iniciar circulación de inmediato. Se reduce el efecto de
migración del gas• Se remueve el influjo y se estabiliza la presión de pozo lo antes
posible• Opción viable si la cantidad de barita disponible es limitada• Si el influjo fué mecánicamente inducido (por suabeo) no se
requiere la segunda circulación. Sólo se requiere circular con lodo pesado cuando el influjo se debió a desbalance de presiones a favor de la formación (P.de form > BHP)
Desventajas• Requiere por lo menos dos circulaciones • Bajo ciertas condiciones, la presión en la zapata es más alta• Dos circulaciones pueden dañar el equipo de control
359
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Método de Esperar y Densificar – Conclusión Ventajas• En algunas circunstancias genera la menor presión sobre la
formación cerca del asiento del revestidor. • En una sección larga de hoyo abierto, es el método con menos
probabilidades de inducir pérdida de circulación.• Requiere una circulación menos y, por ende, causa menos daño a
los equipos de control de pozos • Método estándar “de facto” para la mayoría de los clientesDesventajas• Requiere mayor tiempo de espera antes de circular. Si se perfora
una porción significativa del hoyo antes de que ocurra el influjo, los ripios pueden sedimentarse y taponar el anular.
• La migración del gas es un problema mientras se espera para aumentar la densidad del sistema de lodo
• Método inapropiado y no requerido si el influjo fué suabeado
360
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Indicios superficiales de problemas y eventosdurante el control del Pozo
⇓⇓
⇑ ⇓
⇓
⇓ ⇑
⇑
Taponamiento estran. ⇑⇓
⇓⇑
Ruptura boquillas
⇑
Pre.tub. perf
Pres.reves.
Peso sarta perf Nivel
fosaSPM
Lavado destrangulador ⇓ ⇑ ⇑
Gas en superficie ⇓ ⇓ ⇓Pérdida circulación ⇓ ⇑
Orificio en sarta perf. ⇓Tubería rota ⇓ ⇑
Caída volumen bomba ⇓ ⇓
Entrada de gas ⇑ ⇑⇑ ⇓
Tapona. boquillas ⇑Derrumbe hoyo ⇑ ⇓
361
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Ejercicio # 6
Controlar el pozo con el método del perforador
solución y discusión en grupo
362
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Problema #3
Máxima Presión Anular Permitida en Supeficie(Maxium Allowable Annular Surface Pressure)
MAASP½ hora
363
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MAASP – Maximum Allowable Surface Pressure (Máxima Presión Anular Permitida en Superficie)
• Basada en la presión de fractura medida con la prueba de fuga (LOT)
MAASP
Pres. fractura = pres. reves. + (prof. x 0,052 x MW)
= 600 psi + (4000’ x 0,052 x 9,6 lpg)
Pres. fractura = 2600 psi
MAASP = Pres. fractura - (prof. x 0,052 x peso lodo)
MAASP = ________ psi con peso de lodo de 10,6 lpg ?
Pres. revest. = 600 psi
Zapata a 4000’
LOT
Pres.fract. zapata = 2600 psi
Peso lodo = 9,6 lpg
364
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MAASP – Maximum Allowable Surface Pressure (Presión Anular Máxima Permitida en Superficie)
• Basada en la presión de fractura medida con la prueba de fuga (LOT)
MAASP
Pres. fractura = pres. reves. + (prof. x 0.1 x MW)
= 42.18 + (1220 x 0.1 x 1.15)
Pres. fractura = 182.78 kg/cm2 = 1.5 gr/cc
MAASP = Pres. fractura - (prof. x 0.1 x peso lodo)
MAASP = ________ kg/cm2 con peso de lodo de 1.27 gr/cc ?
Pres. revest. = 42.18 kg/cm2
Zapata a 1220 m
LOT
Pres.fract. zapata = 182.78 kg/cm2
Peso lodo = 1.15 gr/cc
365
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MAASPMAASP – Presión Anular Máxima Permitida en Superficie
• Error básico: abrir el estrangulador para mantener la MAASP mientras se circula o migra el influjo
Pres. revest. = 600 psi
INFLUJO
LOT
Pres. zapata = ???
Peso lodo = 9,6 ppg
Pres.fract. zapata = 2600 psi
Pres. revest. = 600 psiPeso lodo
= 9,6 lpg
Zapata a 4000’
Zapata a 4000’
366
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MAASPMAASP – Presión Anular Máxima Permitida en Superficie
• Error básico: abrir el estrangulador para mantener la MAASP mientras se circula o migra el influjo
Pres. revest. = 42.18 kg/cm2
INFLUJO
LOT
Pres. zapata = ???
Peso lodo = 1.15 gr/cc
Pres.fract. zapata= 182.78 kg/cm2
Pres. revest. = 42.18 kg/cm2Peso lodo =
1.15 gr/cc
Zapata a 1220 m
Zapata a 1220 m
367
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MAASPCurva de presión del revestidor
Bls. Bombeados
Pres
ión
del r
eves
tidor
-ps
i
0
1 0 0
2 0 0
3 0 0
4 0 0
5 0 0
6 0 0
7 0 0
0 1 0 0 2 0 0 3 0 0 4 0 0 5 0 0 6 0 0 7 0 0
368
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El fiasco de MAASP
4000’
Lodo - 9,6 ppg
Gas - 1 ppg
Zona - 10,6 ppg
8000’
8000’
6000’
1312 psi
2208psi
BHP = 0,052 x 10,6 lpg x 8000 ft
BHP = 4400 psi
HPG = 0,052 x 1 lpg x 4000 ft = 208 psiHPM = 0,052 x 9.6 lpg x 4000 ft = 2000 psi
Pzapata = 2200 + 208 = 2408 psi
BHP = 4400 psiHPG = 0,052 x 1 lpg x 6000 ft = 312 psiHPM = 0,052 x 9,6 lpg x 2000 ft = 1000 psi
CP = 4400 – 1312 = 3088psiPzapata = 3100 + 208 = 3308 psi
CP = 4400 – 2200 = 2200 psi
Pzapata > Pfractura !!!
369
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El fiasco de MAASP
1220 m
Lodo - 1.152 gr/cc
Gas - 0.12 gr/cc
Zona - 1.272 gr/cc
2240 m
2240 m
1829 m
92.19
155.24 kg/cm2
BHP = 0.1 x 1.272 gr/cc x 2439 m
BHP = 310.24 kg/cm2
HPG = 0.1 x 0.12 x 1220 = 14.64 kg/cm2HPM = 01 x 1.152 x 1220 = 140.60 kg/cm2
Pzapata = 155 + 14.64 = 169.64 kg/cm2
BHP = 310.24 kg/cm2HPG = 0.1 x 0.12 lpg x 1829.27= 21.95HPM = 0.1 x 1.152 lpg x 609.76 = 70.24
CP = 310.24 – 92.19 = 218.05Pzapata = 218.05+ 14.64 = 232.69 kg/cm2
CP = 310.24 – 155.24 = 155 kg/cm2
Pzapata > Pfractura !!!!
370
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El fiasco de MAASPCurva de presión del revestidor
BLS. BOMBEADOS
Pres
ión
del r
eves
tidor
-ps
i
0
500
1000
1500
2000
2500
0 200 400 600 800 1000 1200
371
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Simulador de Influjos: SideKick
372
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Simulador de Influjos: SideKickaplicaciones y usos del simulador
• En la planificación de pozos: – Estudios HP/HT (alta presión/alta temperatura)– Control de pozos en aguas profundas– Validación del diseño del revestidor– Cáclulos y análisis de Tolerancia al Influjo– Dimensionamiento del desgasificador– Especificaciónes para la detección de influjos– Adaptación de procedimientos para control de pozos– Comparación de lodos base de aceite, OBM con lodos
base agua, WBM
373
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Simulador de Influjos: SideKickAplicaciones y Usos del Simulador
• Durante la perforación del pozo:– Actualización diaria de la tolerancia al influjo– Comparación de valores reales con los esperados en
caso de un influjo
• Análisis posteriores al evento:– Analizar del evento de flujo imprevisto y de los
métodos de matar aplicados• Para entrenamiento en escuela de Control de Pozos
– Demostración de los procedimientos convencionales y los métodos especiales de coontrol
– Excelente ayuda visual
374
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Tasa de migración de gas Problema complejo: requiere simulador dinámico
Lodo no contaminado
Gas libre
Lodo saturado de gas
Escape de gas
Solución de gas
Vgas
Vmud
Expansión de gas
Densidad del gas
Densidad del lodoReología del lodo Vmud
Suspensión de gas
Separación de gas
Presión hidráulica
Temperatura
375
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– Sub-modelos validados hasta 350 º F,15.000 psi
– Extrapolación fuera del rango físico realista
Características modeladas en SideKick
• Pérdida de presión hidráulica corregida por la rotación y excentricidad de tubería en hoyos convencionales y reducidos
• Velocidad de migración de gas a diferentes inclinaciones hasta 90 grados
• Suspensión del gas• Modelo realista del influjo
•Solubilidad del gas en lodos de base aceite y agua
•Efectos de la temperatura y presión–solubilidad del gas–reología del lodo–compresibilidad/
densidad del lodo
376
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Análisis con SideKickTasa de migración de gas
45 grados 60 gradosVertical 90 grados
Pozos simulados – Vertical, 15, 30, 45, 60, 75, 90
Zapata del revestidor de 9-5/8” a 5.000 pies (1524 m) MD/TVD
TD del hoyo de 8-1/2” a 15.000 pies(4573 m) Md con 10.000 pies (3048 m) de hoyo abierto
377
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Migración de gas – Pozo vertical: WBM
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Migración de gas – Pozo vertical: WBM
379
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Migración de gas – Pozo vertical: WBM
380
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Masa de gas – Pozo vertical: WBMgas disuelto y gas libre
Tiempo (min)
Gas
dis
uelto
: mas
a ac
tual
(lbs
)
Gas
libr
e: m
asa
actu
al (l
bs.)
381
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Masa de gas – Pozo vertical : WBMgas disuelto y gas libre
Tiempo (min)
Gas
dis
uelto
: top
e (p
ies)
Gas
libr
e: to
pe (p
ies)
382
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Migración de gas según ángulo del hoyo: WBMVertical, 15°, 30°, 45°, 60°, 75°, 90°
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
13000
14000
15000
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200
Vertical
15 Degrees
30 Degrees
45 Degrees
60 Degrees
75 Degrees
90 DegreesTope
de
gas
libre
Tiempo
15° / 30°
90°
75°
60°Vert / 45°
383
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Migración de gas según ángulo del hoyo: WBMVertical, 15°, 30°, 45°, 60°, 75°, 90°
Angulo de hoyo
Tasa
de
mig
raci
ón d
e ga
s
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
384
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Migración de gas en pozo vertical : OBM
385
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Migración de Gas Comparación entre OBM y WBM
386
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Masa de gas: Comparación entre OBM y WBM
387
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Restauración de presión durante el cierre
388
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SIDPP SICP
Hidostáticatub. de perf.
Hidrostáticalodo anular
Hidrostáticainflujo anular
SIDPP + Hidrostáticatub. de perf.
Presión de fondo
= Presión de formación en fondo
SICP + = Presión de formación en fondo
+ Hidrostáticainflujo anular
Efectos sobre la estabilización de presión
Hidrostáticalodo anular
•Influjo desde formación de baja permeabilidad•Influjo genera inestabilidad del pozo•Migración del influjo•Líneas superficiales o línea de estrangular submarina parcialmente obstruidas
389
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• SIDPP/SICP Perfil #1
Influjo + migración
Presión de la tub.de perf.
Tiempo
Cierre del flujo de formación
Migración
Fractura de formación
Efectos sobre la estabilización de presión
390
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• SIDPP Perfil #2
Influjo +migración
Presión de la tub.de perf.
Tiempo
Cierre del flujo de formación
Efectos sobre la estabilización de presión
391
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• SIDPP Perfil #3
Influjo + migración
Presión de la tub.de perf.
Tiempo
Cierre del flujo de formación
Migración
Sin migración
Efectos sobre la estabilización de presión
392
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Sección 12
Métodos de control para condiciones especiales o críticas del pozo
393
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Sección 12
Métodos Especiales de Control
• Método Volumétrico Estático – Migración de gas• Método de Lubricación y Purga – Evacuación del gas• Forzamiento de la sarta en el pozo cerrado (Stripping)• Reversado del influjo hacia la formación (Bullheading)• Control de H2S• Control de Pozos en work over (hoyo revestido)
394
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Método Volumétrico – Descripción resumida
1. A medida que migra el gas, mantener el pozo cerrado y permitir que la presión del revestidor aumente en una cantidad pre-seleccionada (se recomiendan 100 psi).
2. Mantener constante la nueva presión del revestidor mientras se purga por el estrangulador el volumen de lodo que ejerce una presión hidrostática igual al aumento anterior (cuando estaba dentro del hoyo).
Volumen a purgar (bls) = Aumento presión (psi)
Gradiente lodo (psi/pie)x Cap.anular tub perf./ revest (bbl/pie)
3. Cerrar nuevamente el pozo y repetir los pasos 1 y 2 según sea necesario hasta que el gas llegue a la superficie o se coloque por encima de la mecha y sea posible circular.
Se aplica cuando no sea posible circular el influjo desde el fondo y a la vez se presenta migración de gas (es decir, la presión del revestidor aumenta continuamente por encima de la presión de cierre inicial, SICP)
395
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Método Volumétrico•Utilizado sólo para traer el influjo a la superficie sin circulación
•Teoricamente el influjo de gas ascendería en forma de burbuja discreta en fluidos base agua
•En lodos base aceite el influjo entra en solución y no migra, por lo que no se puede aplicar con ellos el Método Volumétrico
396
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Método Volumétrico
Tiempo transcurrido-minutos0 100 200 300
5600
5700
5800
600
700
800
900
PurgarEstrangulador Abierto
BHP
–ps
i
CP -p
siPurgar
Estrangulador AbiertoEstrangulador cerrado
Purga
CierrePurga
397
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Método Volumétrico
Método Volumétrico BHP constante al circular (Método de Esperar y Densificar o Método del Perforador)
Tiempo
Pres
ión
de re
vest
idor
Pres
ión
de re
vest
idor
Bls Bombeados ó Tiempo
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Método Volumétrico Estático HAY comunicación Tubería–Anular: Migración con expansión controlada del influjo
1. Con el estrangulador CERRADO, permitir un aumento en la presión de cierre de la tubería de perforación entre 100 y 200 psi (700-1400 kPa) por encima de la presión de cierre inicial para crear una sobrepresión en el fondo como factor de seguridad o sobrebalance que impida la entrada de influjo adicional.
2. Mantener constante la nueva presión de la tubería de perforación purgando el lodo del anular, manipulando el estrangulador hasta que el influjo llegue a la superficie. Si se purga gas del anular en este momento, sin bombear lodo en el pozo, la BHP caerá por debajo de la presión de formación y se producirá otro influjo.
399
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Método Volumétrico Estático
1. Con el estrangulador CERRADO, permitir un aumento en la presión del revestidor de 100-200 psi (700-1400 kPa) por encima de la presión inicial de cierre para crear el sobrebalance.
2. Calcular la presión hidrostática ejercida por cada barril de lodo en el anular, dividiendo el Gradiente del lodo, GLodo, por la capacidad superior del anular o del hoyo.
Con tubería en el hoyo:
Hidrostática / barril =
NO HAY comunicación Tubería – Anular: Expansión Controlada del influjo
GLodo
Cap. anularCon tubería afuera:Hidrostática / barril = GLodo
Cap. de hoyo
psi
psi
bbl
bbl
en
en
400
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Método Volumétrico Estático (Caso 2 – cont.)NO HAY comunicación Tubería-Anular: Expansión controlada del influjo (cont.)
3. Controlar la presión del revestidor permitiendo que aumente 50-150 psi adicionales (350-1050 kPa). Si hay migración de gas, la presión aumentará rápidamente. (Estragulador SIGUE cerrado), Petapa
4. Calcular el volumen de lodo en el anular que aporta una presión hidrostática igual al anterior aumento de presión del revestidor.
5. Mantener constante la presión del revestidor hasta que la cantidad de lodo calculada se purgue totalmente hacia el tanque de viaje o un tanque calibrado. Llevar un registro del tiempo, presión y volumen purgado. (Estrangulador abierto)
Repetir pasos 3 a 5 hasta que el influjo llegue a la superficie
NO PURGAR GAS !!!
Presión de la etapa, psi
Hidrostática por barril,psi/bbl
Volumen a purgarpor etapa, en bbls. =
=Ó, Vetapa(bbls)
Petapa
Hbbl
401
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Método Lubricación y Purga NO HAY comunicación Tubería-Anular: Inyección de lodo y purga del gas
6. Bombear lentamente (lubricar) un volumen de lodo hacia el anular a través de la línea de matar (que puede ser el mismo Vetapa que se purgó anteriormente en cada etapa)
7. Cerrar el pozo y permitir que el lodo pase a través del gas por segregación gravitacional.
8. Abrir el estrangulador y purgar el gas segregado permitiendo que la presión del revestidor caiga una cantidad equivalente a la presión hidrostática del lodo que fue bombeado, Petapa
9. Repetir los pasos 6 a 8 hasta que se haya purgado todo el gas o se haya alcanzado la presión deseada en superficie.
NO PURGAR LODO !!!
402
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STRIPPING: Regreso de la sarta al fondo con presión en el pozo
Forzado de la sarta a través de la Preventora Anular – Preparación:
Registrar la presión de cierre anular y determinar el volumen de influjo.
Mientras se prepara para el regreso forzado de la sarta al fondo, permitir el aumento en la presión del anular hasta el valor dado por la expresión:
Pchoke = SICP + Pseg + Petapa Donde,
SICP = Presión de cierre inicial en el anular.
Pseg = sobre-presión de seguridad para compensar pérdida de hidrostática por estiramiento del influjo de gas al llegar ascender al rededor del BHA
Pseg = (Vinf/Cap OH/DC - Vinf/Cap OH) x (Glodo – Ginf)
Petapa = Incremento de presión en cada etapa del proceso, comunmente entre 50 y 150 psi
Vinf = Volumen del influjo. Cap OH/DC = Capacidad anular entre el hoyo y los DCs
Cap OH = Capacidad del hoyo abierto. Glodo = Gradiente del lodo. Ginf = Gradiente del influjo
403
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STRIPPING:Regreso de la sarta al fondo con presión en el pozo
Forzado de la sarta a través de la Preventora Anular. Procedimiento:
1. Con el estrangulador cerrado permitir a la presión anular llegar al valor Pchoke
2. Forzar tubería a través del preventor anular y simultáneamente purgar lodo del anular por el estrangulador, manteniendo la Pchoke constante.
Notas: La presión en exceso se reduce purgando lodo por la línea del choke al tanque de viaje (o al tanque de stripping si se tiene instalado)
Si el influjo es líquido, el volumen de lodo a purgar debe ser igual al desplazamiento de la tubería forzada con extremo cerrado (tubería “sólida”)
Si el influjo es gas o mezcla gas-líquido, el volumen drenado debe ser mayor que el de la tubería con extremo cerrado en razón de la expansión y migración del gas
3. Se continúa forzando la tubería manteniendo la Pchoke constante hasta que el volumen drenado al tanque exceda al de la tubería cerrada en el valor Vetapa, calculado como:
Vetapa = Petapa x Cap OH/DC / Glodo
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STRIPPING: Regreso de la sarta al fondo con presión en el pozo
Forzado de la sarta a través de la Preventora Anular. Procedimiento:
4. Cuando el volumen drenado en exceso iguala al valor Vetapa, se cierra el choke y se sigue forzando tubería para hacer subir la presión anular al valor
Pchoke2 =Pchoke1 + Petapa,
Notas: En esta fase NO se purga el volumen de despalazamiento de la tubería llena que es forzada.
Se recomienda forzar paradas completas en cada fase de la operación (bien sea mientras se incrementa la presión en Petapa o cuando se mantiene la presión Pchoke)
5. Se repiten los pasos 3 y 4 las veces que sea necesario hasta que se llegue a una de estas condiciones:
- La barrena o la tubería ha llegado al fondo- El gas del influjo ha llegado a la superficie- No es posible continuar el forzado de la sarta (alta presión, resistencia,
problemas con el BOPE, etc.)
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STRIPPING: Regreso de la sarta al fondo con presión en el pozo
Notas adicionales:
Al terminar el regreso forzado de la sarta al fondo o al punto de resistencia intentar efectuar un control convencional estableciendo circulación tubería/anular.
Durante el forzamiento se puede purgar lodo y gas via el separador gas/lodo al tanque de viaje de donde se purga después el volumen de desplazamiento de cada parada llena que sea forzada en el pozo, hacia un tanque auxiliar (o tanque de forzamiento). El volumen remanente se deja en el tanque de viaje para controlar el valor de la Petapa, o viceversa.
Forzamiento de la sarta a través de los arietes de tubería:
Sólo será permitido en arreglos de BOP de superficie (NO submarinas)NO será efectuado si sólo se tienen dos (2) preventoras de ariete en el arregloLa posición del acople de los tubos en la BOP se debe conocer todo el tiempoLa presión de operación será reducida al mínimo posibleEl procedimiento se describe en el Manual de Control de Pozos, secc.II.2.5.1
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Zapata 800 pies RKB / 600 pies BMLTVD hoyo: 4000 pies
Peso del lodo: 9 ppg
Caso Histórico – Método Volumétrico
Prof. del agua: 150 pies
Presión de poro: 1800 psi
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Caso Histórico – Método VolumétricoLecciones aprendidas:
• Se puede hacer pesca o control del pozo – No ambas cosas al mismo tiempo!
• Fracasó por seguir ciegamente un procedimiento que estaba en el Manual de Control de Pozos, pensando de buena fe que era seguro
• La tubería de perforación se convirtió en un túnel para conducir el gas de la formación hacia la vertical
– El gas se movió desde el fondo del tubo en U hasta el tope de la tub. de perforación cortada.
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Reversado del influjo a la formación (Bullheading)• Mitos y realidades sobre el “Bullheading”
Mito 1. Se debe aplicar el “Bullheading” cuando se presenta flujo de H2S o influjo de gas de alta presión que no puede ser manejado de manera segura por el personal y los equipos del taladro..
Realidad: Para reversar el influjo, la tasa de bombeo debe superar la velocidad de ascenso que es de 60 a 160 pies/min lo que usualmente se traduce en altas presiones en superficie o en la zapata
Quién asegura que se puede bombear hacia la formación que fluye y que ella es la zona que recibe fluido en forma preferencial?
Si el gas se disuelve en OBM, se tendrá que FRACTURAR la formación para ponerlo afuera del pozo
409
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Mito 2. Se debe aplicar el “Bullheading” cuando la circulación normal no es posible porque:
- La tubería se ha cortado o no hay tubería en el hoyo- La tubería está fuera del fondo- La tubería está bloqueada- La tubería está partida o tiene fugas
Realidad: Por qué hacer fallar los equipos para tener una condición peor?
Se debe aplicar el Método Volumétrico mientras se espera por los equipos apropiados para hacer el trabajo
Reversado del Influjo a la formación (Bullheading)• Mitos y realidades sobre el “Bullheading”
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Mito 3. Al aplicar el “Bullheading” se produce una situación combinada de arremetida y pérdidas (las tasas de bullheading en el anular hoyo abajo deben exceder la tasa de migración de gas para garantizar que la situación no continúe deteriorándose).
Realidad: Se describen condiciones como las de un reventón subterráneo y la situación ya bastante deteriorada…
Mito 4. Los cálculos para control del influjo muestran que la presión derevestidor durante las operaciones convencionales causará probablemente una situación perjudicial de control de pozo.
Realidad: No se hizo el diseño preventivo del pozo. Cómo se podría diseñar un pozo que tenga el revestidor como “válvula de seguridad”? Cómo se perfora en una formación con una tolerancia al influjo inadecuada?
Reversado del influjo a la formación (Bullheading)• Mitos y realidades sobre el “Bullheading”
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Consideraciones sobre bullheadingEl bullheading NO es un método de rutina para controlar pozos en
operaciones de perforación. Puede no ser posible empujar el influjo de regreso a la formación y podría crearse una situación de pérdida permanente por inducción de fractura.
Sin embargo, es un método rutinario de control en muchas operaciones de rehabilitación de pozos.
En cualquier caso, se deben considerar los siguientes factores:1. Permeabilidad de la formación2. Tipo de influjo3. Contaminación del influjo con lodo4. Posición del influjo5. Resistencia de la formación6. Resistencia del revestidor, cabezal de pozo y BOP al estallido
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Dónde se tiene control sobre los seis factores mencionados?
El “Bullheading” es al hoyo revestido
lo que
El Método del Perforador es al hoyo abierto
Consideraciones sobre bullheading
EN TRABAJOS CON HOYO REVESTIDO
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Consideraciones sobre bullheadingAdemás de la poca probabilidad de que se logre forzar el influjoexitosamente de regreso hacia la formación, el bullheadingtiene otras desventajas cruciales en el hoyo abierto:
•El fluido irá hacia la formación más débil que puede no ser la formación de donde provino el influjo. •Existe el riesgo potencial de fracturar la formación en cualquier lugar a lo largo de la sección de hoyo abierto, lo cual puede conducir a un reventón subterráneo. •Se tendrán que aplicar altas presiones a los equipos superficiales•Aunque sea posible forzar el influjo de regreso, quizás no se pueda matar el pozo completamente. Entonces se tendrán que utilizar otros métodos especiales de control de pozos.
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Procedimiento de bullheadingEn general, los procedimientos de bullheading sólo se pueden decidir considerando cada situación específica. Durante una operación de perforación, se preparará un procedimiento de bullheading con las siguientes pautas:
1. Calcular la presión en superficie que causará el fracturamiento de la formación durante la operación de bullheading.
2. Determinar la presión de estallido de la tubería de perforación y de revestimiento.
3. Calcular la presión estática de la columna de lodo en la tubería de perforación y en el anular durante la operación de bullheading.
4. Bombear el fluido lentamente hacia abajo por la tubería de perforación y el anular. Vigilar la presión de bombeo por la tubería y en elrevestidor durante toda la operación.
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Bullheading: consideraciones operativas
Las consideraciones operativas del “bullheading” incluyen:
1. Cuando se requiera aplicar altas presiones, se deberá utilizar la unidad de cementación para un mejor control operacional y para mantener las presiones nominales adecuadas.
2. Tener disponibles grandes volúmenes de lodo y píldoras LCM en caso de que se produzcan pérdidas importantes durante el la operación de reversado del influjo (bullheading).
3. Tener disponible una conexión en la línea de matar por encima de los arietes de tubería inferiores del conjunto de BOP para poder aislar el espacio anular si falla la línea de matar.
4. Se debe instalar una válvula de retención en la línea de matar.
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Sulfuro de hidrógeno – H2S Si se perforan zonas con presencia conocida de H2S, se debe considerar lo siguiente:
•Todas las sartas de tubería de revestimiento y producción deben ser en acero de baja resistencia, como los grados J-55, K-55, C-75, y L-80 o menores que son resistentes a los efectos de cristalización por el H2S
•El BOP y el cabezal de pozo también deberán estar construídos en material resistente al H2S
•Utilizar tubería de perforación grado E ó grado X-95 cuando sea posible y limitar o eliminar el uso de los grados ‘G’ o ‘S’
•Tratar el sistema de lodo para lograr un pH de 12 a 13, con sodacáustica y mantener en el sistema de lodo una concentración de 6 lb/bl de cal para protección contra la corrosión.
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Sulfuro de hidrógeno – H2S
Si se perforan zonas con presencia conocida de H2S, se debe considerar lo siguiente:
•Tratar el lodo con 5 a 8 lb/bl de excavador de H2S y agregando de 1,5 a 3 lb/bl de carbonato de zinc o químicos equivalentes para evitar fallas de la tubería de perforación.
•Evitar pruebas de producción utilizando la sarta de perforación a menos que sea con herramientas especiales
•Conocer y evitar la sobretensión máxima permitida en la sarta
•Considerar primero la opción de hacer un bullheading para controlar un influjo cuando se sospecha de la presencia de H2S
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Control de Pozos en Work Over
Condiciones Especiales en Completación y Work Over
1. Fluidos de trabajo limpios (SIN SÓLIDOS) y pérdida continua de fluido hacia la formación
2. Muchas operaciones empiezan por MATAR EL POZO
3. El gas de formación se presenta tanto en tubería como en anular
4. Se hacen muchos más viajes de tubería
5. No son frecuentes los kicks por DESBALANCE de presiones
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Control de pozos en “work over”
Condiciones Especiales en Completación y Work Over
6. Se tienen distintos procedimientos para control de influjos
7. Los tubulares con frecuencia están en malas condiciones (por corrosión o daño mecánico)
8. Por lo general hay poco o no hay hoyo abierto
9. Por lo general no se toman presiones de circulación a tasa lenta
10. Se tiene segura la presencia de Hidrocarburos
11. El equipo para controlar el pozo varía con el trabajo que se ejecuta
420
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Operaciones que pueden producir flujos
imprevistos del pozo (kicks)
• Liberación de obturadores (packers)• Cañoneo o disparo de nuevos intervalos (shooting)• Viajes de tubería con pérdida continua de fluido• Limpieza de rellenos y depósitos sobre las
perforaciones• Pruebas de formación (DST)• Operaciones de pesca (viajes frecuentes) • Falla de cierre en equipos de subsuelo (SSSV) o SS• Comunicación accidental de Tubería y anular que
contienen fluidos con diferente densidad
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Lineamientos para mantener o recuperar el Control
Primario del Pozo en “work over” • Verificar las presiones de tubería y anular antes de
intervenir el pozo• Conocer en detalle el estado mecánico del pozo• Acordar el método de control en forma anticipada• Desactivar los sistemas de inyección de fluidos en los
pozos vecinos• Instalar Válvulas de Contrapresión (BPV) y / o tapón
mecánico en la tubería antes de remover el cabezal• Instalar y probar las BOP con alta y baja presión• Mantener el pozo lleno o determinar el nivel de fluido• Disponer de la Válvula TIW con los X-Over
422
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Lineamientos para mantener o recuperar el Control
Primario del Pozo en “work over”
• Llevar a cabo prácticas de cierre del pozo (BOP drills)• Circular el pozo antes de soltar los obturadores
(Packers). Estar alerta por presiones debajo de ellos.• Controlar la velocidad al sacar la tubería (Swabbing)• Detectar pérdidas o ganancias imprevistas de fluido • Instalar lubricador con cabeza hidráulica y sellos para
las operaciones con cable (wire line operations)• Tomar precauciones al perforar intervalos (shooting) • Considerar condición de los tubulares y de las
herramientas de subsuelo (corrosión?, fuga?, etc)• Aplicar métodos especiales de control: bullheading,
lubricate & bleed, Kill fluid del anular, BPV,
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Ejercicio # 7 – Inspección de equiposde prevención y control en el sitio del pozo
424
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Sección 13ROPE:
Rig Operations Performance Execution
Verificación del Desempeño Operacional de los EquiposPrácticas Recomendadas para la Prevención de
Incidentes sobre Control de Pozos
425
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ROPE
• Rig Operations Performance Execution
• Documentos relacionados con control de pozos
– Listas de verificación del BOP
– Prevención de Incidentes en control de pozos
– Lista de verificación para control de pozos
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• Los pozos adecuadamente diseñados y mantenidos (debemos saber algo sobre el desgaste del revestidor!) casi siempre tendrán un revestidor capaz de soportar la presión en superficiesi los influjos se manejan correctamente.
• Las presiones de la tubería de revestimiento (especialmente en pozos de profundidad moderada: 10.000 – 12.000 pies) no son muy altas si el influjo se mantiene en un volumen razonablemente pequeño y se aplican métodos de BHP constante para controlar el pozo.
• Siempre se deberían cuestionar las presiones muy elevadas en superficie: existe la posibilidad de errores en la planificación y/o en la aplicación del procedimiento de control de pozos.
Integridad del Revestidor en la Superficie
427
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Desgaste del revestidor
•Desgaste por adhesión– Transferencia de material de una superficie a otra debido a
soldadura por presión. •Desgaste por corte
– Un saliente duro (banda de metal duro) en la superficie de la tubería de perforación actúa como una hojilla de acero y corta la superficie del revestidor produciendo tiras largas o virutas de acero.
•Pulimiento y esmerilado– Partículas duras quedan atrapadas entre la tubería de
perforación y de revestimiento y van raspando y desprendiendo la superficie de esta última.
428
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Desgaste del revestidor
Fdesgaste = 1 – desgaste %
100
• Resistencia al colapso en revestidor desgastado -Para el revestidor sometido a presión externa, con desgaste en forma de media luna, es razonable suponer que la resistencia al colapso es directamente proporcional al espesor de pared restante.
Un 10% de desgaste degrada al 90% la resistencia del revestidor nuevo
• Resistencia al estallido en revestidor desgastado–Considerando el desgaste del revestidor, la resistencia al estallido según API se debe reducir con base en elporcentaje de desgaste estimado. El factor de desgaste está dado por:
429
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Sección 14
Perforación sin conductor submarino(opcional)
430
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Sección 14
Perforación sin conductor submarino
• Perforación submarina en zona de Gas Superficial
• Análisis de riesgos operacionales
• Cálculo del sobrebalance en zonas someras
• Perforación con hoyo piloto: ventajas y desventajas
• Perforación sin hoyo piloto: ventajas y desventajas
• Ejercicio sobre inspección de BOPE
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Perforación Submarina en Zona de Gas Superficial
• Originalmente, el tubo conductor submarino se conectaba a la Guía Base antes de instalar las BOP.
• La finalidad era perforar el hoyo superior con retornos hacia lasuperficie y controlar el nivel de fluido.
• Los operadores deseaban verificar si tenían control del pozo.
• El gas somero encontrado al perforar de esta manera produjo numerosos accidentes graves, incluso cuando el operador estaba comprometido con una política de “desconectar y alejarse”.
432
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Perforación submarina en Zona de Gas Superficial
•No se puede desconectar rápida y fácilmente
en condiciones normales de operación.
•El gas se lleva a nivel de la cubierta del barco
o plataforma
•Se confía en QUE NO FALLEN los Desviadores
de Flujo
¿Por qué es peligrosa esta situación?
433
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Análisis de riesgos operacionales
El Riesgo: Tener un reventón de gas en una unidad flotante mientras se perfora el hoyo de superficie con conductor submarino antes de instalar el BOPE.
Mentalidad de“apostador”:
1) Sucederá?
2) Puede que no suceda...
3) No se requiere incluir en el diseño (CORRER EL RIESGO)
Análisis de riesgos:
1) Puede suceder
2) Evaluación de las consecuencias
3) Análisis de las probabilidades
4) Considerar planes en el diseño (ANALIZAR Y MITIGAR EL RIESGO)
434
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Análisis del Riesgo Operacional
Conclusión:
El gas superficial se debe contemplar en el diseño
Decisión:
Perforar SIN TUBO CONDUCTOR Submarino (Riser less)
Objetivo:
Arriesgar $$ - NO Arriesgar las personas!!
435
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Sobrebalance en zonas someras
Reves. 13-3/8” a 225 pies
Reves. 13-3/8” a 2000 pies
peso lodo = 9,6 ppgperforar con
sobreblance 1 ppgMD de la zona = 400 pies
MD = 3000 piesPres. formación = 8,6 ppgPres. formación = 179 psiBHP = 200 psiSobrebalance = 21 psi
Pres. formación = 8,6 ppgPres. formación = 1342 psiBHP = 1500 psi
Sobrebalance = 158 psi
436
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Perforación con Hoyo PilotoVentajas:
• Un anular pequeño causa caída de presión y mejora el control dinámico del pozo
Pero,• El anular debe ser realmente
pequeño para que esto sea significativo (5” x 8-1/2”) o menor
Además,• El anular se ensancha de inmediato
por erosión en formaciones blandas.
Conductor
437
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Perforación con Hoyo Piloto
Desventajas:• Mayor tiempo de exposición de
la formación• Más viajes (riesgo de pistoneo
o “swabbing”)• Mayor pérdida de presión de
fondo para un mismo tamaño de influjo de gas
438
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Perforación Sin Hoyo Piloto
Ventajas:
• Menos tiempo de exposición• Menos viajes• Menor pérdida de presión de fondo
para la misma entrada de gas
Conductor
439
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Sección 14
Manejo del Riesgo
Solución de Problemas y Toma de Decisiones
440
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Objetivos:• Identificar áreas de riesgos en las operaciones de
perforación y rehabilitación. • Evaluar el nivel de riesgo durante las operaciones. • Reducir el riesgo alto o medio a un nivel aceptable. • Suministrar información a la gerencia para la toma
de decisiones en las operaciones.
Sección 14
Manejo del Riesgo
441
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Manejo del riesgo
Definción:Proceso sistemático de identificar, analizar y responder a los riesgos asociados al proyecto. Objetivo: Maximizar la probabilidad y consecuencias positivas de los eventos favorables
Minimizar la probabilidad y consecuencias negativas de los eventos adversos al proyecto.
442
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SABEMOS QUE HAY COSAS QUE CONOCEMOS
PERO LO QUE NOS PREOCUPA ES NO SABER QUE HAY COSAS QUE NO SABEMOS
SABEMOS QUE HAY COSAS QUE NO CONOCEMOS
443
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Proceso tradicional para el manejo del riesgo
444
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Definiciones
• Peligro• Riesgo• ALARP• Riesgo residual• Riesgo aceptable• Matriz de riesgos
445
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Peligro • Cualquier objeto, condición física o efecto físico que tenga
el potencial de causar un incidente.
• Nota: un peligro puede existir por sí mismo sin presentar un RIESGO hasta que realicemos alguna actividad dentro de la zona de influencia del peligro.
• Por ejemplo, una serpiente en la hierba es un peligro pero no existe riesgo si no hay ninguna persona cerca de la serpiente.
446
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Riesgo
- La serpiente en la hierba es un peligro para las personas que caminan en el campo donde ella se encuentra. Esta actividad, en la cercanía del peligro, presenta un riesgo
- Si una segunda persona entra al campo el riesgo aumenta pues ahora la serpiente tiene dos oportunidades de picar. Se incrementó laprobabilidad de ocurrencia del incidente
- La severidad potencial permanece igual debido a que el peligro continúa siendo el mismo
• Medida de la probabilidad (exposición) de que suceda un incidente y la severidad potencial de las consecuencias.
447
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ALARPAs Low As Reasonably Practical:(“Lo más bajo que sea razonablemente práctico”)
• En términos comerciales es necesario tomar todas las medidas apropiadas y económicas para reducir (mitigar) el nivel de riesgo hasta el nivel más bajo posible.
• Lo apropiado de las medidas que se tomen se determina por el nivel de riesgo evaluado para la situación: Alto, Medio o Bajo.
• Aplicar la mitigación hasta que se considere que ya no es factible o práctico seguir mitigando, desde el punto de vista logístico o financiero.
448
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Riesgo residual
• El riesgo residual es el nivel de riesgo después que el mismo se ha reducido hasta su nivel ALARP.
• Cuando se llega a este nivel, es necesario tomar una decisión: ¿se acepta este riesgo remanente o se rechaza el mismo?.
• Si el nivel de riesgo residual aún es inaceptable, el trabajo deber ser modificado, sometido a mitigación ulterior o abandonado.
449
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Riesgo aceptable
• Es el nivel de riesgo que estamos dispuestos a aceptar en las operaciones.
• La experiencia y opinión nunca pueden substituir la política y las normas. Sin embargo, cuando existe una justificación, se pueden concederexcepciones (dispensaciones) de las normativas.
• El Supervisor de Pozo debe sentirse satisfecho con el nivel de riesgo que se ha asumido. De lo contrario, el trabajo debe detenerse y aplicar mitigación adicional.
• Si no se pueden lograr niveles de riesgo aceptables a través de acciones en el sitio del taladro solamente, el caso debe pasar a un nivel más alto para que se tomen las decisiones sobre aceptabilidad y responsabilidad/rendición de cuentas.
450
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Matriz de riesgos
Usamos la matriz de riesgos de dos maneras:• Para evaluar los niveles de riesgos asociados a las
operaciones (antes de iniciarlas) y para guiar la planificación operativa.
– Evaluación de riesgos y Revisión de Procesos– Evaluaciones del riesgo no mitigado
• Para determinar el nivel de riesgo asociado con los peligros, y los niveles de riesgo en el momento de un incidente, estableciendo un punto de partida para acciones de mitigación correctivas.
– Investigación de incidentes y acciones correctivas – Evaluaciones del riesgo mitigado
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Matriz para la clasificación de los riesgos según el estándar OFS-QHSE-S002
EOcurre más de una vez/semana en el lugar
D
C
B
A
Leve
Más de una ocurrencia al año
Puede ocurrir una vez al año en la locación
Se sabe que ha ocurrido en OFS
Ocurrencia desconocida en OFS B B B
BB
B
B
1 2 3 4 5
M
A
MM
MM
M
M
M
M
M M
A A
A
AAA
Ser
io
Cat
astró
fico
May
or
Mul
ti-C
atas
trófic
o
452
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Proceso para el manejo de riesgos
Pasos:• Identificar las actividades críticas de pozo• Identificar los peligros asociados a la actividad• Identificar las consecuencias potenciales
relacionadas con el programa de pozos• Evaluar/analizar el riesgo - alto, medio,bajo• Mitigar el riesgo - reducirlo hasta ALARP• Revisar el riesgo
453
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Proceso para el manejo de riesgos
Revisar el enfoquede las operaciones Identificar riesgos Analisis de riesgos
Mitigar los riesgoshasta ALARP
Non-Region
Probable
Raro
Muy Raro
Muy improbable
N L S M C
AcceptableAcceptableRegionRegion
Probabilidad
SeveridadN L S M CN L S M C
Region Aceptable
Proteccion
Prevencion
Region
Inaceptable
Respuesta aemergencias
PrepararRegistro de
riesgos
Monitoreo durante Las operaciones
Captura delecciones aprendidas
454
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Nivel de riesgo: alto-medio-bajo
• El nivel de riesgo está determinado por la combinación relativa de su posición sobre los dos ejes de la matriz de riesgo.– eje “X” => Severidad
– eje “Y” => Exposición
• Evaluar el nivel de riesgo utilizando su posición en la matriz.
455
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Eje de la severidad del riesgoLas consecuencias de un Incidente pueden ser:
RIESGO
L S M C XC
Gravedadpotencial
Bajo
Medio Reducir riesgo.
Alto. NOtomar el riesgo
Consultar OFS-QHSE-S002 para definiciones exactas de gravedad L-S-M-C-XC
L = Severidad Baja
Cierre no planificado de BOP pero sin arremetida o presión
S = Severidad Seria
Arremetida- influjo no planificado de fluidos de formación hacia el pozo
M = Severidad Mayor
Reventón subterráneo: flujo no controlado de fluidos de formación o pozo que entran o salen del pozo bajo la superficie.
C= Severidad Catastrófica
Reventón superficial o muerte violenta
XC = Severidad Multicatastrófica
Reventón con daños >1M o pérdida de múltiples vidas humanas
456
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Eje de la exposiciónal riesgoDeterminación del nivel de exposición
• La probabilidad de que un evento ocurra a la
• frecuencia de la tarea que se realiza en el sitio cuyo riesgo se evalúa.
VH DiariaVH
H SemanalH
M MensualM
L AnualL
VL < AnualVL
VL L M H VH
Muy
impr
obab
le
Impr
obab
le
Pue
de o
curr
ir
Pro
babl
e
Muy
pro
babl
e
Fre
cuen
cia
de
la t
area
Probabilidad del evento
Matriz de ExposiciónEl nivel de exposición está determinado por una combinación de:
457
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Eje de la exposición al riesgo
• Tome el nivel de exposición que determinó utilizando la Matriz de Exposición y utilice esto para identificar la posición en el eje ‘Y’ o eje de la Exposición en la Matriz de Riesgos
Muy alta
Alta Alta
Media Media
Baja Baja
Muy baja
Exposición
458
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Mitigación = reducción del riesgoSe deben reducir los riesgos altos y medios
Procedimiento:
• Identificar medidas de prevención (eje de Probabilidad)– Controles gerenciales o con equipos (políticas, prácticas
y procedimientos, entrenamiento, supervisión, inspecciones gerenciales, análisis de trabajo seguro-ATS
• Identificar medidas de control (eje de Severidad)– Dispositivos para control de daños como BOP,
desviadores de flujo, barreras para derrames , EPP, Plan de Respuesta a Emergencias, SCP
459
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Mitigacion
M M A A A
B M M A A
B M M M A
B B M M A
B B B M M
ALARP
460
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Problemas sobre evaluación de riesgos
Se está perforando un pozo usando cañones corridos con guaya. El asistente del perforador indica que el pozo comienza a fluir…Qué se debe hacer?
Construir un Flujograma de decisiones para enfrentar el incidente
Describir los eventos con decisiones críticas y las acciones respectivas
Reducir los riesgos identificados al nivel ALARP
461
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Incidente de control de pozo - cañoneandoUsar doble sello
o lubricador
Ir al punto "B" delFlujograma
Pozo Fluyendo NoReanudar
Operaciones
Lubicador desuficientelongitud?
Se puede sacar laguaya con el pozo
fluyendo?
Parar las ops conguaya, cerrar laBOP de guaya
RIH para detener lafuga hidráulica
Bajar líneaadicional paradetener la fuga
hidraulica
Sacar guaya ycerrar las BOP
No
Doble Sello
SI
Matar pozo concañones dentro o
afuera
DENTROSacar los
cañones delhoyo y cerrarlos arietes de
corte
AFUERA
Los arietes decorte contienen
la presión?
Continúe el Controlen el punto "A"
Instalar cabezahidráulica y equipoinyector de grasa
No
Se sostienepresión?
SI
NoAbandonar intento yllamar especialistas
Lubricador
SI
No
NO
SI
Activar losarietes de corte
Arietes decorte
contienen lapresión?
SI
NO
SI
Continuar opsde Control @
Punto "A"
462
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Incidente de control de pozo - registrandoPozo Fluyendo
Se puede moverla guaya sin fuga
hidráulica?
SI
No Continúe con las ops
Se puede sacar laguaya con el pozo
fluyendo?
Suspender Ops conguaya, cerrar el sello
superior
El sello sostienela presión?
Bombear líquido através del acceso
lateral de 2"
NO
El sello sostienela presión?
Cerrar el selloinferior
El sello sostienela presión?
Se puede bajar laguaya con el pozo
fluyendo?
Correr línea adicionalpara detener la fuga
Sacar la guaya ycerrar las BOP
No
No
SI
SI
SI
Continúe control delpozo en el punto "A"
SI
SI
NO
SISI
NO
Cerrar losarietes de corte
Los arietes decorte sostienen
la presión?
SI
NoDesistir y llamarespecialistas enControl de Pozos
NO
Activar losarietes de corte
Instalar untubo en lospipe rams
NOArietes detubería
sostienen lapresión?
YES
NO
Si
"B"
463
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Incidente de control de pozo – con tubería
Pozo fluyendo
No
SI En el fondo? SI
Controlar el pozousando el método del
perforador o el depesar y esperar
No
Se dispone defluido de controlque no dañe el
pozo?
SI
Aplicar el métodoVolumétrico hasta que
se disponga desuficiente material
No
Se puede inyectarfluido por debajode la presión de
fractura?
No
Aplicar el MétodoVoumétrico hasta quese instale una Unidad
de Forzado de Tubería(Snubbing Unit)
Yes
Resisten elrevestidor y
cabezal la presiónde inyección?
SI
Controlar el pozoreversando el influjo a
la formación(Bullheading)
Pozo Fluyendo?
No
RIH y circular en elfondo
Continúe con lasoperaciones
"A"
Continúe con lasoperaciones
SI
No
464
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Manejo de riesgos en control de pozos
Al iniciar el trabajo identificar todas las actividades /situaciones críticas: •PREGUNTE - ¿Qué existe hoy en día en términos de procedimientos, contingencias y/o equipos? •PREGUNTE - ¿Estas medidas han reducido el riesgo a un nivel aceptable? ¿Qué es un “nivel aceptable”? •PREGUNTE - ¿Qué más se puede hacer?•Planificar considerando la mitigación requerida•PREGUNTE - ¿Cuáles son los factores críticos?•PREGUNTE - ¿Cuáles son las posibles consecuencias?•Clasificar el nivel de riesgo como alto-medio ó bajo utilizando la matriz de riesgos
465
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Revisión de riesgosRevisar periódicamente la evaluación de riesgos porque:• puede haber cambiado el conocimiento del yacimiento• pueden haber cambiado los procesos• pueden haber cambiado los equipos• pueden haber cambiado los niveles de competencia del
personalØ Por lo tanto-pueden haber cambiado los Niveles de
Riesgo.
NO UTILICE simplemente lo que se hizo antes en otras partes NI SUPONGA que es válido para su operación.
REVISE CADA CASO!
466
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Actividades críticas en pozos - perforación
• Sección del Hoyo Superficial– Perforación del hoyo superficial
• Gas superficial, pérdida de retornos
– Viajes• Pistoneo, llenado incorrecto de
hoyo
– Tub. de revestimiento• Surgencia
– Cementación• Migración/influjo de gas
• Sección Intermedia
• Sección del Yacimiento
También analizar cada sección:
467
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Peligros asociados con actividades críticas (ejemplos)
• Gas superficial• Gas• H2S• Fluidos de hidrocarburos• Influjo de agua superficial• Craterización
468
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Factores críticos• Tipo de campo• Conocimiento del campo y sección• Configuración/presiones de operación de las BOP• Sistema de desviación de flujo• Capacidad de bombeo• Equipo de detección – monitoreo hoyo abajo, tanques
de viaje, detección de gas, etc.• Competencia del personal clave en el sitio
469
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Posibles consecuencias• Flujo imprevisto (kick)• Deficiente trabajo de cementación del revestidor• Reventón• Pérdida del pozo• Daños a los equipos - de fondo/superficie• Lesiones por objetos arrojados a distancia,
estallidos de presión, intoxicación, incendio • Insatisfacción del cliente• Pérdida del contrato• Daños a la reputación• Etc.
470
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Caso histórico de analisis de riesgoFlujo de agua somera - Waddell Ranch 1598
Conductor 14’’ @ 40 pies
TD = 619 pies Zona aportando a 605 pies
Hoyo de 11”
Flujo 17,000 bbls/día
8-5/8” Casing
8-5/8” Herramienta
de etapa
10-3/4” ECP
Zapata Flot
14 pies
Cuales son los riesgos de correr esta sarta ?Como pueden mitigarse ?
471
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Caso de estudio – Manejo del riesgo
Tubo conductor??Hoyo piloto??Procedimiento con desviador??
o
Su próximo pozo se perforará en un área con gas superficial. Aplicar el proceso de Gerencia de Riesgos indicado en esta sección al definir los procedimientos para perforar el pozo con base en lo que conoce sobre desviadores, hoyos pilotos y perforación sin tubo conductor submarino.
472
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Solución de Problemas
y
Toma de Decisiones
473
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Qué es un problema?
El proceso utilizado para cerrar la brecha entre lo que es y lo que debiera ser
Es una desviación de la norma suficientemente seria para requerir de corrección
Es la brecha entre lo que es y lo que quisiéramos que fuera
Qué es la solución a un problema?
474
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Tipos de solución a los problemas
Existen dos formas de darle solución a un problema
Solución REACTIVA:
Que las cosas sigan como estaban: Hacer que ello ocurra.
La sarta se ha pegado en el hoyo….Despeguémosla!
Solución PRO-ACTIVA:
Las cosas parecen mejor allí…Trabajar en el pozo sin tener tiempo improductivo (NPT)
475
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El Ciclo de solución a los problemas
COMUNICAR
RECOGER EVIDENCIA
DEFINIR PROBLEMA
DECIDIR OPCIONES
ELEGIR SOLUCIÓN
EJECUTAR MANEJAR
ESTAR ALERTA
476
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COMMUNICATE
GATHER FACTS
Definition
DEVELOP OPTIONS
Select
Solution
Implement
Manage
AWARENESS
COMMUNICATE
GATHER FACTSGATHER FACTS
DefinitionDefinition
DEVELOP OPTIONSDEVELOP OPTIONS
Select
Solution
Select
Solution
Implement
Manage
Implement
Manage
AWARENESSAWARENESS
GERENCIA DE RIESGOSSOLUCIÓN DE PROBLEMAS
EXISTE SEMEJANZA?
DECISIONES
477
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Toma de decisiones
El Gerenciamiento de RIESGOS tiene qué ver con:La Toma de BUENAS DECISIONES
La Solución a los problemas tiene qué ver con:La Toma de BUENAS DCISIONES
LOS BUENOS SUPERVISORES TOMAN BUENAS DECISIONES
478
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Tipos de decisiónDesiciones estratégicas
Decisiones tácticas
• Tomadas antes de comenzar el trabajo• Tomadas para disminuir el riesgo de tener fallas a
largo plazo– tiempo, costo, reputación, políticas, etc.
• Son Decisiones de tipo PRO-ACTIVAS
• Tomadas como respuesta a la desviación del plan• Tomadas durante la fase de Ejecución• Son Decisiones de tipo REACTIVAS
479
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Ambientes para la toma de decisiones
ESTRATÉGICAS
• Estructuradas
• Deliberadas y Analíticas
• Controladas
• Desapasionadas
• Optimas (ALARP)
TÁCTICAS O NATURALES
• No estructuradas
• Con presiones de tiempo y de costo
• De Alto Riesgo
• Con mucha gente implicada
• Bastante Intuitivas
• “Satisfactorias” (Aceptable)
480
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Cómo se toman las decisiones tácticas?
ANALYSIS 10%
10%
80%
REGLAS
MODELOS
TÁCTICAS O NATURALES
• No estructuradas
• Con presiones de tiempo y de costo
• De Alto Riesgo
• Con mucha gente implicada
• Bastante Intuitivas
• “Satisfactorias” (Aceptable)
481
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Cómo se deberían tomar las decisiones tácticas?
ANALISIS REGLAS MODELOSNOVATO
ENTRENADO
EXPERTO
482
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Decisiones estratégicas – conclusiones:
Las decisiones estratégicas definen el camino a seguir
Si seguimos dicho camino llegaremos al objetivo manteniendo los riesgos en el nivel más bajo razonablemente prácticable (ALARP)
Las matrices para identificación y análisis de riesgos en el proyecto como PRIAM son herramientas para la toma de decisiones estratégicas optimizadas a través de la reducción del resgo.
483
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Decisiones tácticas – conclusiones
Se toman cuando nos hemos desviado del plan de trabajoSatisfacen la necesidad de regresar al camino perdidoMuy propensas a errores para el novato Causantes principales de los NPT y de los incidentes C y M en todas las épocas (ayer, hoy y mañana)“Perforar Sobre el Papel” (PSP) es una de las herramientas para la toma de Decisiones Tácticas y es optimizada al rededor de las operaciones
484
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Perforar Sobre el Papel - PSP
• La ruta ha sido planeada. El viaje ha sido programado y acordado– Los riesgos se mantinen al nivel ALARP– Todo lo que hay qué hacer es permanecer en la ruta!
• Investigar posibles problemas • Se tiene todo el equipo requerido? • Se tienen definidos los procedimientos? • Se han planeado todas las contingencias?
– Eliminar los problemas, Crear modelos establecer reglas
485
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Metodología para PSP
• Considerar CADA PASO del PROGRAMA en forma independiente
• Dividir cada paso en acciones más simples– Someter cada acción a la pregunta “Que pasa si…?– Analizar COSTOS, TIEMPO requerido, y CONDICIONES
para cada acción a ejecutar…– Definir CÓMO, CON QUÉ, QUIÉN, CUÁNDO, DÓNDE, etc.
en cada una de las acciones.
• Repetir el procedimiento con el PASO SIGUIENTE…
486
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Metodología PSP
Reunir la información – Escribir los procedimientos– Conseguir el equipo requerido– Entrenar el personal a cargo
487
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Ejercicio sobre la metodología PSP
• Revisar el Flujograma de Riesgos para ver cómo nos podemos salir de la ruta planeada
488
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Resumen
489
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Resumen (1)Temas claves contemplados en el taller de PWC:
• Políticas y normas de IPM• Nuevos conceptos sobre el control terciario • El Pozo como Tubo en U y análisis de las presiones de fondo• Diseño de los revestimientos para el control de pozos• Control del pozo manteniendo la presión de fondo constante.• Aplicación indebida de la MAASP durante el control del pozo• Efectos del lodo base aceite sobre la detección de influjos• Efectos de la Migración del Gas sobre el control del pozo• Nueva tecnología de SLB: QED, APWD, SideKick
490
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Resumen (2)
Objetivos derivados de este taller:
• Buscar soluciones prácticas y sencillas para mantener y recuperar el control del pozo
• Promover la competencia del personal para decidir qué hacer y cómo hacerlo en el sitio del pozo (piso del equipo)
• Operar con Cero incidentes de control de pozos
491
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Preguntas• Políticas y normas de IPM• Analogía del tubo en U para estudiar presiones en el pozo• Causas, prevención y detección de influjos• Diseño del pozo para control de influjos• Equipos para control del pozo-Desviadores de flujo• Procedimientos de cierre del pozo fluyendo• Detección de influjos con lodo de base aceite, OBM• Efectos de la migración del gas sobre el control del pozo• Control de pozos con BHP constante – Métodos clásicos• Métodos Especiales: volumétrico, lubricación, forzamiento
de la sarta, reversado del influjo a la formación• Perforación sin tubo conductor submarino• ROPE- Rig Operations Performance Execution• Manejo de riesgos y toma de decisiones
492
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Conceptos revisados en el taller de control preventivo1. Control terciario del pozo2. Resistencia de las formaciones a poca profundidad3. Mecanismos de fractura en el subsuelo y propagación a la
superficie4. Diseño y operación del separador de gas / lodo5. Limitaciones de los desviadores. Control dinámico – evacuación 6. Ventajas del cierre duro y niguna ventaja real del cierre blando7. Efectos de la solubilidad del gas en lodos base de aceite para la
detección de influjos perforando o haciendo viajes8. La NO MIGRACIÓN del gas en OBM9. Posición del influjo cuando el lodo pesado llega al anular. 10. Ventajas del Método del Perforador. 11. Peligro de mantener la MAASP durante el control del pozo12. Consideraciones para el bullheading y stripping13. Perforación sin conductor submarino
493
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Mesa redonda
494
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Como conclusión:
“No son las especies más fuertes ni las más inteligentes las que sobreviven, sino aquellas que mejor se adaptan al cambio”
Charles Darwin