Curso Sobre Control de Pozos Preventivo

Taller sobre Control de Pozos Schlumberger IPM

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Control de Pozos Preventivo

Antes de comenzar…… • Sede del Seminario • 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 2

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• Información sobre QHSE y seguridad

Agenda del Curso • Introducción • Estudio y discusión de políticas y estándares de IPM • Analogía del tubo en “U” – Presiones en el pozo. • 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 3

• Efectos de la migración de gas

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• Causas, prevención y detección de Influjos

Agenda del curso (continuación) • Control de pozos con presión de fondo constante (mayor que la presión de formación) • Control 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 • Gerenciamiento del riesgo, Solución de Problemas y Toma de Decisiones 4

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• Otros Métodos de Control –

Sección 1

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Introducción

Sección 1 • Razones para un Curso de Control Preventivo • Entrenamiento sobre Control de Pozos en IPM

• Causas Raíz de los Incidentes de Control en IPM • Objetivos del Curso de Control Preventivo • Evaluación Previa. 6

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• Ejemplo de Incidente de Control de Pozo

¿Por qué un curso de Control de Pozos Preventivo? Dos razones principales para este curso:

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. 7

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1. El número de incidentes de control de pozos en IPM ha llegado a un nivel inaceptable:

Entrenamiento en Control de Pozos en IPM

2. Entrenamiento exigido por IWCF o según los requerimientos del cliente 3. Taller sobre Control de Pozos Preventivo - No es curso de certificación pero es mandatorio en IPM

8

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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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)

Caso Histórico de Incidente de Control de Pozo Campo Dación - Pozo GG-617

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Detalles del Incidente – Pozo GG-617

• 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 LASMOSchlumberger. • 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. 10

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• 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.

Incidentes de control de pozos en IPM Ejemplos de “Causa–Raíz” • Falta de conocimientos y destreza del personal del equipo • Falta de compromiso y liderazgo de las personas a cargo • 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 11

• Fallas en la comunicación / difusión de normas.

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• Prácticas deficientes de trabajo

Distribución de incidentes en IPM por tipo (Años 1999 y 2000 - Aprox. 300 pozos) Control de pozos 17%

49% 17%

Cementación Atascamiento de tubería Tub. de revestimiento y completaciones

12

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17%

Incidentes de Control de Pozo en IPM # Blow Outs

# Wells Total 24

Well / Kick -

Well / Blowout -

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 meses Ene 1996 - Feb 2002 13

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1995

# Kicks + blowouts 0

Year

Ejemplos de costo de reventones para los operadores Operador/nombre de pozo/ubicación

14

Monto

1976 1777 1978 1978 1978 1978 1978 1979 1980 1980 1982 1985 1985 1985 1986 1986 1987 1987 1987 1988 1989

$56,000,000 $12,000,000 $93,000,000 $65,000,000 $90,000,000 $85,000,000 $20,000,000 $15,000,000 $53,000,000 $22,000,000 $52,000,000 $124,000,000 $50,000,000 $56,000,000 $22,000,000 $45,000,000 $46,000,000 $18,000,000 $25,000,000 $530,000,000 $285,000,000

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Phillips, Plataf. Ekofisk, Noruega/Mar del Norte Pemex, Abkatun-91, México Mobil, Arun C-II-2, Indonesia Aramco, Berri-34, Arabia Saudita Gulf Oil, Angola Pemex, Ixtoc, México Pemex, Giraldas-22, México Pemex, Juspi-2A, México Mobil, Arun C-II-8, Indonesia Aramco, Hasba-6, Arabia Saudita Apache, Key #1-11, Texas, EE.UU. Mobil, West Venture, Nova Scotia, Canadá Texas O&G, Marshall Well, Texas, EE.UU. Total, Bekepai, Indonesia PRC Oil, Manchuria, PRC Elf, Tcebuila, Congo Pemex, Yum-2, México Pemex, Luna-11, México Oil India, Bahía de Bengal, India PetroBras, Plataforma de Anchove, Brazil Saga Pet, 2/4-14, Noruega, Mar del Norte

Año

Motivaciones del curso sobre Control de Pozos Preventivo ¿Qué tratamos de hacer?

¿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 15

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• Eliminar los errores y deficiencias que causan incidentes de control de pozos.

Motivaciones del Curso (continuación) ¿Cuál deberá ser nuestra actitud?

• 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 16

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• Nosotros (TODOS) debemos estar dispuestos a revisar, corregir y mejorar nuestros conocimientos

pozos podría sacar a IPM del negocio” - Antonio J. Campo anterior presidente de IPM

17

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“Un incidente catastrófico de control de

Prueba inicial sobre Control de Pozos 1 ½ horas • Deseamos conocer su nivel de comprensión de los temas relacionados con el 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 18

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• 50 preguntas relacionadas con situaciones de control de pozos

Sección 2

19

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Políticas y Estándares de IPM

Sección 2 • Definiciones

• Políticas de IPM: Corporativa y de Ingeniería • Estándares de HSE y Calidad • Estándares de WCI aplicados al Control de Pozos 20

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• Listado general de Políticas y Estándares de IPM

Políticas y Estándares de IPM • Política – Enunciado de los principios que gobiernan la empresa – 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. 21

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• Estándar

Políticas y Estándares de IPM • Existen 50 Políticas y Estándares específicos de IPM • 8 Niveles

– Documentos de Referencia : 1

– Estándares : 36

– Formas : 1

– Procedimientos : 9

– Corporativa : 1

– Manuales : 0

– Instrucciones de Trabajo : 0

• Políticas, Estándares y Guías adicionales- Área de Schlumberger, Geomarket y Proyecto

22

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– Politicas : 2

Listado con los Nuevos Títulos de las Políticas y Estándares de IPM Políticas Ref. Nueva

Titulo Nuevo

Ref. Vieja

Titulo Viejo

IPM-PO-QAS-001 Politica Corporativa QHSE

IPM-CORP-P001

Politica Corporativa QHSE

IPM-PO-QAS-002

IPM-ENOP-P001

Politica de Ingenieria

Politica de Ingenieria

Estándares HSE Ref. Nueva

Titulo Nuevo

Ref. Vieja

Titulo Viejo

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 Calidad Ref. 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 Ingeniería Ref. Nueva

Titulo Nuevo

Ref. Vieja

Titulo Viejo

IPM-ST-WCI-001

Sistema de gerencia para la ingenieria de pozos

IPM-ENOP-S001

Sistema 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

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IPM-ST-HSE-001

Estándares de Ingeniería Ref. Nueva

Titulo Nuevo

Ref. Vieja

Titulo Viejo

IPM-ST-WCI-004

Pruebas 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

Simulacros de Control de Pozos

IPM-WELL-S005

Simulacros de Control de Pozos

IPM-ST-WCI-009

Pruebas 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

Tolerancia de Arremetidas

IPM-WELL-S009

Tolerancia de Arremetidas

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

Procedimientos 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

Prevencion de Arremetidas

IPM-WELL-S016

Prevencion de Arremetidas

IPM-ST-WCI-019

Presion 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

Pruebas de Fuga en Zapatas

IPM-WELL-S026

Pruebas de Fuga en Zapatas

IPM-ST-WCI-024

Procedimiento 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 Referencias Ref. Nueva

Titulo Nuevo

Ref. Vieja

Titulo Viejo

IP M - C O R P - S 0 0 4

Indemnizacion y Riesgo

IP M - C O R P - S 0 0 4

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

Procedimiento de contingencia Stripping

IPM-WELL-S008

Procedimiento de contingencia Stripping

24

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IPM-ST-WCI-011 IPM-ST-WCI-012

Política Corporativa QHSE de IPM IPM-PO-QAS-001 Enunciado de la Política - Las operaciones se realizarán de manera legal, ética y responsable – 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 25

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• Gerencia dedicada a:

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 Limited 2. Segundo, las de Schlumberger Oilfield Services 3. 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. 26

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•

Política Corporativa QHSE de IPM IPM-PO-QAS-001 •

Trabajar de manera segura y protegiendo el medio ambiente es una

•

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.

27

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condición de empleo.

Política de Ingeniería de IPM IPM-PO-QAS-002

• 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 28

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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).

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. 29

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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. 30

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•

Operaciones Simultáneas (SIMOPS) IPM-ST-HSE-003

• Proveer una planificación e implementación segura de las operaciones simultáneas en localizaciones donde haya pozos productores cercanos.

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• 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.

• 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. 31

Operaciones Simultáneas (SIMOPS) IPM-PR-HSE-005

Trab. en caliente

Pruebas de presión

Mantenimiento cabezal de pozo

Operaciones con cable

Operación de embarcaciones

Buceo

Llegar/alejarse locación Subir/bajar plataforma Arrastrar torre Colocar conductor etc.

N N N R

N N R R

N N R R

N N N N

R R R P

R R R P

N N N N

P= permiso para trabajar requerido R= restringido 32

N= no permitido

etc.

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SIMOPS Cuadro de actividades Perforación y Completación

Producción de pozos

Ejemplo una de matriz para operaciones simultáneas

Documento de Enlace del proyecto IPM-ST-QAS-002

33

•

Objetivos:

1)

Conciliar los diferentes Estándares, Prácticas y / o Procedimientos que pueden tener las partes involucradas en la operación supervisada por IPM, para lograr uniformidad.

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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.

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 diversas interpretaciones y / o aclaraciones. Los temas incluyen: - Generales - Gas superficial - H 2S - Operaciones a la luz del día

34

-

Control de pozos Perforación direccional Toma de registros 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:

35

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-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

Documento de Enlace del proyecto IPM-ST-QAS-002 • En referencia al control de pozos: - Procedimiento para la verficiación del flujo (frecuencia y duración)

- 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 velocidad reducida SCR (Presión Reducida) 36

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- Cantidad de sobrebalance para mantener condiciones estáticas

Documento de Enlace del proyecto IPM-ST-QAS-002

• Con referencia al control de pozos: - Acuerdo sobre métodos generales para matar el pozo, registro de 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 37

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la información previa, hojas de trabajo para control del pozo y

¿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:

• 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 38

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• 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.

Solicitud de Dispensación OFS-QHSE-S010 • Define el proceso que se debe seguir para solicitar, otorgar y una norma) mientras se garantiza que: -El personal y los activos están protegidos de la exigencia para que 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.

39

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controlar la dispensación (o permiso para la no aplicación de

Solicitud de Dispensación OFS-QHSE-S010 • Este proceso se requiere para:

-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 40

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-Suministrar información pertinente de manera tal que la autoridad que aprueba pueda decidir si es aceptable desviarse de un estándar específico de IPM

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.

– 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 (OFSQHSE-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) 41

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– Desarrollar un plan de disminución de riesgos para reducir los mismos al nivel más bajo que sea razonablemente posible (ALARP).

Solicitud de dispensación OFS-QHSE-S010 (Apéndice 3) Documento para el cual se solicita la dispensación

Estándar Guía 42

el plan de minimización de riesgos

Bajo

Medio

Gerente de Negocios

Gerente de Ingeniería

del área

y Operaciones

Gerente Funcional apropiado a nivel de lGM

Gerente Funcional apropiado a nivel de Geomarket

Alto

Gerente General

Gerente Funcional

Gerente Funcional

apropiado a nivel de

apropiado a nivel de sede

sede Gerente Funcional

GerenteFuncional

apropiado a nivel del

apropiado a nivel de sede

área

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Política

Riesgo operativo potencial antes de implantar

Solicitud de dispensación OFS-QHSE-S010 (Apendice 3) Riesgo operativo potencial antes de implantar el plan de minimización de riegos

GeoMarket

Area

Sede

CORP – Corporativo

Gerente de Operaciones

Gerente de Negocios

VP y Gerente General

ENOP –Ingeniería y Operaciones

Gerente de Operaciones o Gerente de Ing. GM

Gerente Ing. del área

QHSE

Gerente QHSE GM (IPM)

WELL – Const. pozos PROD – Oper. De Producc. COIL – Perf. con CT 43

VP y Gerente de Operaciones

Gerente QHSE del área (IPM)

Gerente QHSE IPM

Gerente Ingeniería GM

Gerente Ing. del área

Gerente de Ing. IPM

Gerente Ingeniería GM

Gerente Ing. del área

Gerente de Ing. IPM

Gerente CTDS GM

Gerente CTDS del área

Gerente CTDS IPM

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Función del documento para el cual se solicita la dispensación

Solicitud de Dispensación OFS-QHSE-S010 •

Procedimiento (continuación):

– 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. 44

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– 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

Solicitud de Dispensación OFS-QHSE-S010

• 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 45

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• 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.

Manejo de los cambios IPM-ST-QAS-004

• 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.

46

Que se controlen los cambios en los equipos que sean consecuencia de modificaciones a las especificaciones de su diseño

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• 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.

Manejo de los cambios IPM-ST-QAS-004 • El propósito de este estándar es garantizar:

• Este procedimiento, para manejar un cambio detectado, se debe aplicar cuando se perciban las circunstancias siguientes: 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. 47

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– 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

Manejo de los cambios IPM-ST-QAS-004 Cambios en el uso y diseño de equipos

– 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 especificaciones de diseño del mismo.

respecto a las

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. 48

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– Cualquier uso propuesto de los equipos por fuera de su envolvente de diseño certificada.

Manejo de los cambios IPM-ST-QAS-004 • Definiciones: • 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.

49

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• Origen: Persona dentro de cuya área se origina el cambio.

Manejo de los cambios IPM-ST-QAS-004 Procedimiento para el manejo de los cambios

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. 50

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Origen: Prepara la propuesta técnica y económica incluyendo la evaluación de los riesgos asumidos con el cambio propuesto.

Manejo de los cambios IPM-ST-QAS-004

51

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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 a todas las partes afectadas del proyecto. Tales modificaciones se deben enviar de manera que se garantice que sean recibidas, leídas y entendidas.

En resumen: Qué pasa cuando las cosas cambian? Proceso Original

Al efectuar cambios en el proceso original

Propuesta

Bases de Diseño

Bases de Diseño

Programa de Operaciones

Programa de Operaciones

Reporte Final de Pozo

Reporte Final de Pozo

Barrera de protección / defensa con el analisis de riesgos & su mitigacion Se introducen nuevos riesgos 52 que rompen la barrera de protección

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Propuesta

Proceso para el manejo del cambio Reconocer el Cambio

Identificar los riesgos resultantes de ese cambio

Análisis de riesgos

Protección Respuesta a Emergencias

Probable

Comunicar y Proceder

Muy Raro Muy Improbable

región

53

Modificar programa/ procedimientos

Prevención

Acceptable Region L

Obtener la autorización de quien aprobó el diseño original

Región NonRegion Inaceptable

Raro

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Probabilidad

S

M

C

MC

Mitigar riesgos a ALARP

Severidad

Formato de Gerencia de Cambio y Control de Riesgo IPM-FO-QAS-001

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."

IPM - Gerencia del Cambio, Formato de Evaluación del Riesgo Proyecto: Proceso que ha sido cambiado: Plan Original (breve): Nuevo Plan (breve):

Pozo #

Taladro:

Gerencia del Cambio, Riesgo evaluado por: Posición

La aprobación es requerida como lo indica debajo de acuerdo a la Clasificación Actual del Riesgo

M

A

A

A

B

M

M

A

A

B B

M B

M M

M M

A A

B

B

B

M

M

1

2

3

4

5

Catastrófico

MultiCatastrófico

Alto - Autoridad Técnica: IPM VTT WCI Mngr or PSE Mngr. Persona Autorizada: IPM VTT Ops Mngr

M

Mediano-Autoridad Técnica:IPM VTT WEM for WCI or IPM VTT PSE Mngr for PSE.

Puede ocurrir una vez al año en la locación

C

Se sabe que ha ocurrido en OFS

L

Persona Autorizada: Project Manager Bajo -Autoridad Técnica: Snr Technical Engineer (proj level).

B A

Ocurrencia desconocida en OFS

Lider del Departmento ( Drilling Mngr, W-O Mngr or O&M lider del dpto. Cualquiera debajo del Proj Mngr)

Nombre

Posición

Riesgo

M

D

H

Originador: Autoridad Técnica: Persona Autorizada:

Sev

E

Más de una ocurrencia al año

Mayor

Matriz de Clasificación del Riesgo según OFS-QHSE-S002 Ocurre más de una vez/semana en el lugar

Serio

Consecuencias Potenciales

Control Propuesto / Medidas para la Disminución del Riesgo

Leve

Riesgo

Medidas de Seguridad Existentes

Firma

Fecha

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.

54

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Pasos Críticos del Proceso Requeridos por el Cambio

Clasificación de Riesgos Residuales

Control del Riesgo

Exp

Clasificación Actual del Riesgo

Identificación de Riesgos

Riesgo

Nombre

Sev

Posición

Exp

Nombre

Sección 2

Estudio y Discusión en Grupo

55

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Políticas y Estándares de IPM Relacionados con el Control de Pozos

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 siguientes: Tipo de taladro Tierra Costa afuera y aguas interiores 56

Gas combustible 2 (niple campana y zaranda) 3 (niple campana, zaranda, sala de tanques de lodo)

H 2S 3 (mesa rotaria, zaranda y contrapozo) 5 (mesa rotaria, zaranda, piso inferior, sala de tanques de lodo, toma de aire en áreas de habitaciones)

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deben ser visuales y acústicas y los puntos mínimos de detección serán los

Equipos para la detección de gas IPM-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.

• 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 57

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• 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.

Equipos para la detección de gas IPM-ST-HSE-001

• 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 58

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• Los sensores deben tener medios para su calibración y accesorios para detección remota, especialmente para ingreso en espacios confinados.

Equipos para la detección de gas IPM-ST-HSE-001 •

El contratista de perforación debe asegurarse de que los sensores 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.

59

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sean inspeccionados regularmente y en correcto mantenimiento en

Equipos para detección de influjos del Pozo IPM-ST-WCI-003

• 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. 60

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• 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

Equipos para detección de influjos del pozo IPM-ST-WCI-003 • La pantalla debe ser visible para el perforador e indicar:

• 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 y acústica. • 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 61

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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.

Requisitos de prueba para los equipos de control IPM-ST-WCI-004

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• 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-STWCI 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 libre después 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 funciónamiento antes 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. 62

Requisitos mínimos para BOPE y desviadores de flujo IPM-ST-WCI-005 •

•

• •

•

63

Responsabilidades: Gerente de Proyecto: Asegura que las especificaciones del conjunto de BOP se incluyan en el programa de operaciones de acuerdo con el presente estandar Supervisor del pozo (WSS): Asegura que las especificaciones del conjunto de BOP instalado estén de acuerdo con el programa de operaciones

Schlumberger Private

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.

Certificación para control de pozos IPM-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.

• 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

64

• 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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• 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.

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.

• 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 65 de la contratista del equipo sobre control de pozos.

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• 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.

Simulacros de control de pozo IPM-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: - 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:

66

Gerente de Proyecto: Asegurarse de que los planes de simulacros sean de mutuo acuerdo entre el operador y el contratista de perforación. Supervisor del pozo (WSS): Asegurarse de que los simulacros sean llevados a cabo y registrados en los reportes diarios de perforación

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- Mejorar la atención para reconocer influjos del pozo

Pruebas de presión para tuberías de revestimiento, tuberías de producción y liners IPM-ST-WCI-009

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, 67

C) Exponer la tubería de revestimiento/producción a los fluidos del yacimiento

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• Todas las sartas de revestimiento y Liners (incluyendo las áreas de solapamiento y sellos) se deben someter a pruebas de presión antes de:

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. 68

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•

Existencias mínimas de químicos IPM-ST-WCI-010 • •

69

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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•

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:

Procedimiento de contingencia para forzar la tubería con presión en el pozo (Stripping) IPM-PR-WCI-002

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• 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 seguridad 70 previa al trabajo con todo el personal involucrado.

Tolerancia al Influjo (Kick tolerance) IPM-ST-WCI-011

- Asegurar la selección de profundidades competentes 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. 71

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• Definición: La Tolerancia al Influjo es el máximo volumen de influjo que se puede circular desde el pozo sin fracturar la formación más débil expuesta (que se asume 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, y considerar un margen de de seguridad de 0,5 ppg a favor de la formación más débil. • Toda Tolerancia al Influjo debe ser mayor de 25 BBLS. • Objetivos:

Tolerancia al Influjo IPM-ST-WCI-011

• •

• • •

72

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•

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 el cliente 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

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 más bajo que sea razonablemente posible.

•

Una barrera puede considerarse aceptable cuando ha sido probada en la dirección del flujo y se haya demostrado que sostiene 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 efectivas después de que hayan sido perturbadas (desconectadas o modificado su estado original después de ser probadas).

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73

•

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: 74

– 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:

• 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. 75

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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.

Autoridad en operaciones de control de pozos IPM-ST-WCI-013

• 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. 76

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• 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 del personal.

Acuerdo sobre el procedimiento específico para control de pozos

• 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. 77

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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

Acuerdo sobre el procedimiento específico para control de pozos IPM-ST-WCI-014

• 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. 78

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• 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.

Método para cierre del pozo IPM-ST-WCI-015

El tiempo de respuesta para cerrar el pozo se minimizará utilizando los equipos de detección de influjos, otorgando plena autoridad al perforador para 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.

79

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•

Método para control de influjos IPM-ST-WCI-016

• 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. 80

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• 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.

Detección de influjos del pozo IPM-ST-WCI-017

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• 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 81 del perforador en Inglés y en el idioma local.

Prevención de influjos IPM-ST-WCI-018

• El Supervisor del pozo (WSS) es el responsable de mantener la densidad adecuada del lodo de acuerdo con el programa del pozo. 82

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• 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 momento para 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

Prevención de influjos IPM-ST-WCI-018 •

Responsabilidades del Perforador: – Mantener el pozo lleno en todo momento

– 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 83

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•

– Utilizar tanque y hoja de viaje en todos los viajes de tubería Responsabilidades del supervisor del pozo:

Presión de fondo (BHP) constante IPM-ST-WCI-019

• 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 constante mediante 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. 84

** Máxima Presión Anular Permitida en Superficie (MAASP)

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• 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.

Reporte de incidentes de control IPM-ST-WCI-020

• 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 85

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• 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-QHSES002. Las causas raiz de todas los influjos seran investigadas para minimizar su impacto y la posibilidad de su repetición.

Evaluación del riesgo de gas superficial y plan de contingencias IPM-ST-WCI-021

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 revestidor programado 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. 86

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•

Evaluación del riesgo de gas superficial y plan de contingencias IPM-ST-WCI-021 •

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 : • 87

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.

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•

Evaluación del riesgo de gas superficial y plan de contingencias IPM-ST-WCI-021 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 supondrá la 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 deberá preparar un procedimiento de perforación detallado, que incluya los planes de contingencia y los mitigadores del riesgo.

88

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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

• 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. 89

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• En un equipo con BOP superficiales, si el revestidor se baja frente a una formación con hidrocarburos, entonces se deben cambiar los arietes superiores para tubería de perforación por arietes para el revestimiento.

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.

• 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 90

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• 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.

Prueba de fuga de formación (prueba de zapata) IPM-ST-WCI-023 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.

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91

•

Reunión informativa sobre control de pozos IPM-ST-WCI-028

• Todo supervisor de IPM para el sitio del pozo deberá conocer los procedimientos 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 92

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• 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.

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 es mandatoria para los WSS, los ingenieros y quienes tengan autoridad y responsabilidad sobre control de pozos.

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93

•

Reunión informativa sobre control de pozos IPM-ST-WCI-028 • Ejemplos de información a incluir en el Documento Instructivo sobre Control de Pozos:

94

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- 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.

Resumen • Las políticas, los estándares y las guías se revisan periódicamente

• 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

95

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• Se deben archivar las dispensaciones, pues pueden ayudar a cambiar las políticas

Sección 3

Análisis de Presiones en el Pozo

96

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Analogía del Tubo en “U”

Sección 3 • Tipos de control aplicados en un pozo

• Principio del tubo en “U” • Cálculo de presiones en el pozo usando la analogía del tubo en “U” estático y dinámico 97

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• Fórmula básica para control de pozos

Introducción

98

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COMPRENSION = SIMPLICIDAD=CONFIABILIDAD

Tipos de Control en el Pozo Control Primario : – Usar el peso del lodo necesario para ejercer suficiente presión de fondo que impida un flujo imprevisto de fluidos desde la formación hacia el pozo

99

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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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

Fórmula básica para control de pozos (unidades en el sistema inglés) Si la Densidad = 1 lb/gal:

Presión sobre el fondo = (fuerza) / (área)

volumen: 1 galón = 230.75 in 3

1 lb. = 0.052 psi = P1PIE 19.23 in 2

P1PIE = 0.052psi = presión de un pie de fluido de 1lb/gal

Cambio de presión por pie = 0.052 psi/pie = Grad. de 1lpg Si D = 10 lpg: P = 10 lb. = 0.52 psi = 0.052 x 10

2 19.23 in Peso: 1 libra Cambio de presión por pie = 0.052 ( psi/pie) x D(lb/gal)

Gradiente = cambio de presión = 0.052 psi / pie área: 19.23 in 2 100

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altura: 1 pie=12 pulg

Presión =

Gradiente de fluido de densidad D = 0.052 x D G = (0.052)x(D) => psi/pie Presión de un pié de fluido

Fórmula básica para control de pozos 0

G = (0.052) x (D) = 0.52 psi/pie

1 2 3

0.52 D = 10 lb/gal

1.04 1.56

Presión –psi

(psi/pie)

(lb/gal)

Presión Hidrostática de fondo: HP HP = Grad. x altura de columna en pies

HP = (G) x (H) : psi/pie x pie = psi

HP = (0.052) x (D) x (H) : psi [psi]

[lb/ gal] [pies ]

P (H)PIES = 0.052 x D x H : psi 101

H: Sólo se toma en consideración la profundidad vertical TVD, nó la profundidad medida MD

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Profundidad- pies

0

Gradiente de Presión: G

Fórmula básica para control de pozos (unidades en sistema métrico) Si la Densidad = 1kg/lt:

Presión sobre el fondo = (fuerza) / (área) P =

1 kg. 10 cm2

= 0.1 kg/ cm2 = P1METRO

altura: 1 metro.

Volumen: 1 litro = 1000 cm3

área: 10 cm2 kg/ cm2 = 14.21 psi 102

Cambio de presión por metro = 0.1 kg/cm2 = Grad. de 1kg/l

Si MW = 10 kg/lt: P1METRO = 10 kg. = 0.1 x 10 kg/ cm 2 10 cm2 Cambio de presión por metro = 0.1 (kg/cm2 ) x D(kg/lt ) Gradiente = cambio de presión = 0.1 kg/ cm 2 / m Gradiente de fluido de densidad D = 0.1 x D G = 0.1 x (D) => kg/ cm2 / m Presión de un metro de fluido

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P1METRO = 0.1 kg/cm2 = presión de un metro de fluido de 1 kg/lt

1 2

D =1.2 kg/lt D = 10 lb/gal

0.12 0.24 0.36

3 1lb/gal = 0.12 gr/cc 1 psi = 0.0703 kg/ cm2 1 kg/ cm2 = 14.21 psi 103

Gradiente de Presión: G

0 Presión –kg/cm 2

0

G = 0.1 x (D) = 0.12 kg/ cm 2 /m (kg/ cm 2) (kg/lt) Presión Hidrostática de fondo: HP HP = Grad. x altura de columna en metros

HP = (G) x (H): (kg/cm 2/m) x m = kg/cm 2

HP = (0.1) x (D) x (H) : kg/cm 2 [Kg/cm2]

[kg/ lt ] [ m ]

P (H) METROS = 0.1 x D x H : kg/cm 2

H: Sólo se toma en consideración la profundidad vertical TVD, nó la profundidad medida MD

Schlumberger Private

Profundidad- metros

Fórmula básica para control de pozos

Cómo versus por qué SIDPP = 600 psi

Datos:

SICPP = 900 psi Bomba

Estrangulador

• Se leen las presiones de cierre SICP y SIDPP (en la TR y la TP, respectiv.)

MW = 10 lpg

• Peso del lodo corriente (MW)= 10 lpg • Peso del lodo de matar (KMW) =? O sea, HPKMW = Pform 104

H = 6000 pies

Pform = ?

Schlumberger Private

• Se produce un influjo de gas mientras se perfora a 6000 pies y se cierra el pozo

Cómo versus por qué Cómo calcular KMW:

Por qué KMW es 12 lpg: Glodo = 0.052 x 10 = 0.52 psi/pie

SIDPP_ H x 0.052

HPlodo = G lodo x H=0.52 psi/pie x 6,000 pie

KMW = 10 +

600____ 6,000 x 0.052

HPlodo = 3,120 psi

KMW = 10 + 1.923 = 11.923 lpg

Pform = HPlodo + SIDPP = 3120 + 600 Pform = 3,720 psi

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)

105

KMW = 11.923 è12 lpg

Schlumberger Private

KMW = MW +

Cómo versus por qué SIDPP

¿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?

106

SICP Schlumberger Private

¿Cuál es el significado de un valor de SIDPP de 600 psi?

Cómo versus por qué (sistema métrico) SIDPP = 600 psi = 42.22 kg/cm2 SICPP = 900 psi = 63.33 kg/cm2

Datos:

Se produce un influjo de gas mientras se perfora 1,829 m (6,000 pies) = H

(Estrangulador)

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)= ? 107

O sea, HPKMW

= Pform

Pform = ?

H = 1,829 m = 6000 pies

Schlumberger Private

•

Bomba

Cómo versus por qué Cómo calcular KMW:

Por qué KMW es 1.44 gr/cc: Glodo = 0.1 x 1.2 = 0.12 kg/ cm 2 /m

KMW = 1.2 +

42.22

(0.1) x (1,829.3)

KMW = 1.2 + 0.2308 = 1.4308 KMW = 1.4308 è 1.44 gr/cc

HPlodo = Glodo x H=0.12 kg/cm 2 /m x1,829 m HPlodo = 219.48 kg/cm 2 = 3,119 psi Pform = HPlodo + SIDPP = 219.48 + 42.22 Pform = 261.7 kg/cm 2 = 3,719 psi Pform = Gform x (H) Gform = (Pform ) / (H) = (261.7) / (1,829) Gform = 0.14308 kg/cm 2 /m= 0.1 x KMW KMW = (0.14308) / (0.1) = 1.4308

108

KMW = 1.4308 è1.44 gr/cc

Schlumberger Private

KMW = MW + (SIDPP) (0.1) x (H)

Cómo versus por qué SIDPP = 600 psi SICPP = 900 psi = 42.22 kg/cm2 = 63.33 kg/cm2 Schlumberger Private

¿Cuál es el significado de un valor de SIDPP de 42.22 kg/cm 2 ? ¿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? Pform = ? 109

H = 1,829 m = 6000 pies

Principio del tubo en “U” Disposición de dos tubos o columnas de fluidos que se encuentran comunicados por su parte inferior Schlumberger Private

A

B

Presión en el punto A = Presión en el punto B 110

El pozo como tubo en “U” El tubo en “U” puede ser: • Dinámico ¿Qué factores contribuyen con la presión?

111

Estrangulador

Factores que contribuyen con la presión: Presión de bomba Perdidas de Presión en la superficie Pérdida de presión por fricción en la tubería de perforación Pérdida de presión en mecha Pérdida de presión anular (ECD) Contrapresión del estrangulador

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• Estático

Bomba

Tubo en “U” estático

SIDPP = 500 psi

SICP = 700 psi

112

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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 ft Calcular: •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?

P1 = P2 BHP = ?

Tubo en “U” estático BHPDS = SIDPP + HP DS

SIDPP = 500 psi

BHPA = 700 + 5,000 = 5,700 psi 113

BHPDS = BHPA = 5,700 psi

Schlumberger Private

BHP = 500 + (0.052 x 10 x 10,000) SICP = 700 psi BHPDS = 500 + 5,200 = 5,700 psi BHPA = SICP + HP A HPA = BHP – SICP = 5,700 – 700 = 5,000 psi HPA = (GA ) x (H) 5,000 HPA GA = = = 0.5 psi/pie H 10,000 GA = (0.052) x (EMWA) GA EMWA = = 9.615 lb/gal 0.052 HPA = (0.052)x( EMWA)x(H) = 0.052x9.615 x10M HPA = 5,000

P1 = P2 = BHP

Tubo en “U” estático Altura del influjo

=

SICP - SIDPP

Glodo - Ginflujo

=

700 - 500 (10 lpg x 0.052) - Ginflujo

Influjo de gas: < 0.2 psi/pie

Influjo de agua: > 0.4 psi/pie

114

=

Ginflujo = 0.1 psi/pie

Hi

=

700 - 500 (10 lpg x 0.052) - Ginflujo

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

V influjo =

200 (0.52) – 0.1

12.4 bls = Tamaño del Influjo

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Peor escenario: suponer influjo de gas =>

Tubo en “U” estático (sistema métrico) SIDPP = 35 kg/cm2 SICP = 50 kg/cm2

115

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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 m Calcular: •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?

P1 = P2 BHP = ?

Tubo en “U” estático

BHPDS = SIDPP + HPDS

BHPDS = 35 + (0.1 x 1.2 x 3,000) BHPDS = 35 + 360 = 395 kg/cm2

SIDPP = 35 kg/cm2 SICP = 50 kg/cm2

HPA = 395 – 50 = 345 kg/cm2 HPA = (GA ) x (H) HPA H

= 345 = 0.115 kg/cm2 / m 3,000 GA = (0.1) x (EMWA) GA EMWA = = 0.115 / 0.1 = 1.15 gr/cc 0.1 P1 = P2 HPA = (0.1)x(EMWA)x(H) = 0.1x1.15 x3,000 HPA = 345 kg/cm2 BHPDS = BHPA = 395 kg/cm2 116 BHPA = 50 + 345 = 395 kg/cm2 GA =

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BHPA = SICP + HPA HPA = BHPA – SICP

Tubo en “U” estático Altura del influjo

=

psi/pie = 3.28 psi/m

SICP - SIDPP

Glodo - Ginflujo

=

Influjo de gas: < 0.046

psi = 0.07037 kg/cm2

Influjo de agua: > 0.092 en kg/cm2 / m

Peor escenario: suponer influjo de gas =>

kg/cm2 / m = 4.33 psi/pie

117

Ginflujo = 0.1 psi/pie

Hi

=

15 (0.1 x 1.2) - (0.1)x0.2308

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

V influjo =

=

15 (0.12) – 0.02308

13.14 bls = Tamaño del Influjo

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psi/pie = 0.2308 kg/cm2 / m

50 - 35 (0.1 x 1.2 gr/cc) - Ginflujo

Tubo en “U” dinámico PCTP

Interrogantes:

PCTR

• ¿Cómo se calculan las pérdidas de presión en la tubería de perforación, dPTP ? • ¿Cómo se calculan las pérdidas de presión anular, dPanular? 118

dPTP

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• ¿Qué mide la presión de circulación en la tubería, PCTP?

dPanular

Pérdidas de presión por fricción en la tubería de perforación, dP T

• Paso 2: Calcular la velocidad promedio del fluido (pies/seg): –Portamechas: Vdc = GPM/(2,448 x ddc2) –Tub. de perforación: Vdp = GPM/(2,448 x ddp2) 119

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• 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

Pérdidas de presión por fricción en la tubería de perforación, dP T

– Portamechas: PLdc = [(PV x Vdc x Ldc)/(1500 xddc2)] + [(YP x L dc)/(225 x d dc)] – Tubería de perforación: PLdp = [(PV x Vdp x Ldp)/(1500 xddp2)] + [(YP x L dp)/(225 x d dp)]

• dP T = PL dc + PL dp 120

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• Paso 3: Calcular la pérdida de presión por fricción:

Tubo en “U” dinámico CTP = 2000 psi 500 psi Schlumberger Private

Datos: PCTR = •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. dP TP = 1,300 psi •Pérdida presión anular: dP anular = 200 psi •Calcular la presión de fondo circulando ó BHP dinámica

P1 ≥ P2 : flujo BHP = ?

121

Tubo en “U” dinámico PCTP = 2,000 psi

Usando la columna del Anular:

BHP anular = PCTR + HP anular + dPanular

(1)

PCTR = 500 psi

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= 500 + (0.052 x 10 x 10,000) + 200 BHP = 5,900 psi Usando la columna de la Tubería:

BHP TP = PCTP +

HPTP -

dPTp

(2)

= 2,000 + (0.052 x 10 x 10,000) – 1,300 BHP = 5,900 psi P1 ≥ P2

Usando la columna de la Tubería:

PCTP = dPTP + dPanular + PCTR = 1300 + 200 + 500 = 2000 psi 122

(3)

BHP =5,900 psi

Tubo en “U” dinámico (sistema métrico) CTP = 141 psi

BHP = ? 123

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Datos: CCP = 35 psi •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

P1 ≥ P2 : flujo

Tubo en “U” dinámico (sistema métrico) CTP = 141 kg/cm2

Usando la columna del Anular: (1)

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BHP = PCTR + HP anular + dPA = 35 + (0.1 x 1.2 x 3,000) + 15 BHP = 410 kg/cm2

CCP = 35 kg/cm2

Usando la columna de la Tubería:

BHP = PCTP + HP Tp - dPTP

(2)

= 141 + (0.1x 1.2 x 3,000) - 91 BHP = 410 kg/cm2 Usando la columna de la Tubería:

CTP = dPTP + dP anular + CCP 124

= 91 + 15 + 35 = 141 kg/cm2

P1 ≥ P2 (3)

BHP = 410 kg/cm 2

Problema # 1

125

Schlumberger Private

El tubo en “U” 1 hora

Problema # 1 156

10 9.7

+350

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

Schlumberger Private

BHP = SICP + HPAnu. = 0 + (0,052 x 10 lpg x 10.000 pies) BHP = 5200 psi

0

126

SICP = 0 psi (tubo en U con sobrebalance)

Problema # 1 156

CTP = 156 psi (se mantiene constante)

370

BHP = CCP + HPAnu - dPAnu = 370 + 5200 – 70 BHP = 5500psi

+650

127

Sobrebalance Zonal = BHP – presión zonal = 5500 – 4850 psi Sobrebalance Zonal = 650 psi (300 psi por encima cierre)

Schlumberger Private

CCP = dPAnu+ dPTub = 300 + 70 CCP = 370 psi

Problema # 1 CTP = 0 lppc (tubo en U balanceado) (estrangulador completamente abierto)

0

Volumen de 9,7 ppg Au = Volumen de 10 lpg Tub L x CapacidadAnu = (10.000 – L) x CapacidadTub L x 0,0986 = (10.000 – L) x 0,02 = 200 – L x 0,02 0,1186L = 200 L = 1686 pies 10.000 – L = 8314 pies

+623

BHP = = = BHP =

CTP + HP9.7 + HP 10 + dPT 0 + (0,052 x 9,7 lpg x 1686 pies) + (0,052 x 10 lpg x 8314 pies) + 300 0 + 850 + 4323 + 300 5473 psi

Sobrebalance Zonal = BHP – presión zonal = 5473 – 4850 psi Sobrebalance Zonal = 623psi 128

Schlumberger Private

L

370

CCP = dPAnu + dPTub = 300 + 70 CCP = 370 psi (pérdida de presión en tubo en U)

Problema # 1 CTP = 0 lppc (HP Tub mayor que HP Anu) (estrangulador completamente abierto)

0

Sobrebalance Zonal = BHP – presión zonal = 5500 – 4850psi Sobrebalance Zonal = 650psi Volumen de 9,7 ppg Ann L x CapacidadAnn L x 0.0986 L 10.000 – L

+650

129

= volumen de 10 lpg Tub = 10.000 x CapacidadTub = 10.000 x 0,02 = 2028 pies = 7972 pies

BHP = CCP + HP 9.7 + HP 10 - dPAnu CCP = BHP - HP9.7 - HP10 + dP Ann = 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

Schlumberger Private

L

402

BHP = CTP + HP T + dPT = 0 + 5200 + 300 BHP = 5500 psi

Problema # 1 0

BHP = 5500psi (igual que (#4)) Sobrebalance Zonal = 650 psi (igual que (#4))

+650

130

CCP = = = CCP =

BHP – HPAnu + dPAnu 5500 - (0,052 x 9,7 ppg x 10.000 pies) + 70 5500 - 5044 + 70 526psi

Schlumberger Private

526

CTP = 0 psi (HPTub mayor que HPAnu) (estrangulador completamente abierto)

Problema # 1 0

CCP = 370 psi (pérdida de presión en tubo en U) BHP = CTP + HPTub + dPTub = 0 + 5044 + 300 BHP = 5344 psi

+494

131

Sobrebalance Zonal = BHP – presión zonal = 5344 – 4850 psi Sobrebalance Zonal = 494 psi

Schlumberger Private

370

CTP = 0 psi (tubo en U balanceado) (estrangulador completamente abierto)

Problema # 1 600

526

370

400

402

Schlumberger Private

CTP / CCP - psi

500

370

370 300

200

156

100

0

0

0

0 0

132

1

2

3

4

Volumenes de tubería de producción bombeados

5

6

Problema # 1 1000

900

650

700

600

650

650

Schlumberger Private

Sobrrebalance - psi

800

623

500

494 400

300

200

100

0 0

133

1

2

3

4

Volumenes de tubería de producción bombeados

5

6

Sección 4

134

Schlumberger Private

Causas, Prevención y Detección de Influjos

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

Schlumberger Private

135

• • • • • • • • • •

Causa única para los influjos:

cuando la presión dentro del pozo sea menor que la presión de la formación

P1 136

<

P2

Schlumberger Private

Existe UNA SÓLA condición que permite que se presente flujo desde la formación hacia el pozo:

Causas y prevención de influjos Más común

Causa:

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

Uso del Tanque de viaje!!

Ingeniería cuidadosa, diseño apropiado del pozo Estudio de los pozos vecinos

Schlumberger Private

1. No mantener el agujero lleno con fluido del peso adecuado

3. Perforar en formaciones de alta presión anormal Menos inesperada común 137

Mejor prevención con:

Causas y prevención de influjos Más común

Causa: 4. Pérdida de circulación

Mejor prevención con: Ingeniería cuidadosa, diseño adecuado del pozo,

Uso del Tanque de viaje!! 6. Peso de lodo suficientemente alto para Menos perforar pero no para común viajes 138

Medición y control del volumen de llenado al sacar la sarta de perforación – Uso del Tanque de viaje!!

Schlumberger Private

(el nivel de fluido, no la tasa de pérdida, es lo crítico en Sellar o revestir pronto la zona con pérdida de circulación control de pozos) Medición y control del volumen 5. Descargar el lodo al sacar de llenado al sacar la sarta de el ensamblaje embolado perforación –

Causas y prevención de influjos Fluído de perforación de baja densidad

Causas:

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 139

Schlumberger Private

• 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)

Causas y prevención de influjos Fluido de perforación de baja densidad

Causas:

• 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. 140

Schlumberger Private

• 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

Causas y prevención de influjos Fluido de perforación de baja densidad

Efecto del lodo cortado por gas sobre la presión de fondo

Prof.

141

10 ppg – 5 ppg

18 ppg – 16.2 ppg 18 ppg – 9 ppg

1000ft

51

31

60

5000ft

72

41

82

10,000ft

86

48

95

20,000ft

97

51

105

Schlumberger Private

Reducción de presión (psi)

Causas y prevención de influjos Zonas de alta presión Causas:

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 142

Schlumberger Private

• 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

Causas y prevención de influjos Efecto 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:

143

•

Mantener el lodo en buenas condiciones

•

Sacar la tubería a velocidad razonable

•

Utilizar lubricante e hidráulica efectiva para reducir embolamiento

Schlumberger Private

•

Causas y prevención de influjos Efecto de Embolo (swabbing) Prevención •

Utilizar PowerPlan 3.0 las presiones de succión/surgencia

•

è

ç

Medir y observar la ECD y la ESD

•

Observar prop. del lodo

•

Observar llenado del pozo con el Tanque de Viaje 144

ç

è

Schlumberger Private

Hydraulics para estimar

Causas y prevención de influjos No mantener el pozo lleno

Schlumberger Private

145

Causas: • No se miden ni se controlan en forma correcta los volúmenes de desplazamiento en los viajes Prevención: • 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

Causas y prevención de influjos Causas:

Pérdida de circulación

• Tipo de formación:

• 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. 146

• Elevada densidad equivalente de circulación, ECD, especialmente en anulares estrechos.

Schlumberger Private

– Formaciones no consolidadas, de baja presión o altamente permeables. – Fracturas naturales – Formaciones cavernosas

Causas y prevención de influjos Pérdida 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

• 147

Medir y registrar el nivel del fluido anular con Ecometer

Schlumberger Private

•

Causas y prevención de influjos Durante los viajes Estadística: Entre el 75% y el 85% de los incidentes de control han ocurrido mientras se hacían viajes de tubería – Causas: • 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 en hoyo 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 148

Schlumberger Private

• Pérdida de presión en el anular (al eliminarse la ECD)

Causas y prevención de influjos Durante los viajes

¿Cuál es la mejor medida de prevención de influjos de la formación durante los viajes?

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 149

Schlumberger Private

Para evitar influjos durante los viajes, el Tanque de Viaje es el dispositivo de control de pozos más importante en el equipo!

Tanque de viaje

• 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 150

Schlumberger Private

• 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 volumenes, empleado para controlar el volumen de desplazamiento de la tubería que se saca o se baja en el pozo.

Tanque de viaje recirculante 12 10 8 6 4 2

Medidor del Volumen de llenado

Piso del equipo Schlumberger Private

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)

151

Bomba centrífuga

Tanque de viaje recirculante Válvula de control remoto

Indicador de nivel de tanque de viaje

Piso del taladro (“planchada”)

Hacia exterior Mesa rotatoria

zarandas Línea de flujo Junta telescópica

Tubo conductor Viene de bombas

Válvula de retención

Drenaje 152

Bomba del tanque de viaje

Línea de llenado del hoyo

Schlumberger Private

Desviador de flujo

Retorno a

Tanque de viaje recirculante (continuación)

153

Schlumberger Private

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. • Un tanque de viaje puede tener cualquier forma 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.

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!!!

154

Schlumberger Private

Tanque de viaje elevado

Causas y prevención de influjos Hojas 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? 155

Schlumberger Private

•

Causas y prevención de influjos HOJA DE VIAJES

RAZON DEL VIAJE: ____________________________________________________________________ Número de paradas a sacar antes de tener el BHA una parada por debajo de los preventores: ____________

Desplazamiento:

TRIPLES

Tamaño brl/pies o

SENCILLOS

brl/parada

DOBLES

x pie o paradas

DC1

DC2

OTROS

TP PESADA

TP1

TP2 Schlumberger Private

SACADO EN:

Tick ü

÷ 1000 = Vol. ( brl ) PARADA

No

1 0

156

Medidor Tanque Viaje 2

Llenado Hoyo (brls)

Llenado Hoyo (brls) Medido

Discrepancia

Observaciones

Calculado por incremento

por Incremento

Acumulado

por Incremento

Acumulado

3

4

5

6

7

8

Pérdida de presión hidrostática al si no se llena el pozo 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

Reducción altura de fluido (húmedo)

Pérdida Reducción presión altura de (húmedo) fluido (seco)

Pérdida presión (seco)

5-1/2”, 21.9#

88 pies

54 psi

27 pies

17 psi

5”, 19.5#

72 pies

45 psi

24 pies

15 psi

4.5”, 16.6#

58 pies

36 psi

19 pies

12 psi

3.5”, 13.3#

35 pies

22 psi

15 pies

9 psi

Schlumberger Private

157

Tamaño tub. de perf.

Pérdida de presión hidrostática al si no se llena el pozo 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

Reducción altura de fluido (húmedo)

Pérdida Reducción presión altura de (húmedo) fluido (seco)

Pérdida presión (seco)

5-1/2”, 21.9#

26.8 m

3.79 kg/cm2

1.9 kg/cm2

5”, 19.5#

21.9 m

3.16 kg/cm2

1.69 kg/cm2 1.05 kg/cm2

4.5”, 16.6#

17.7 m

2.53 kg/cm2 1.34 kg/cm2 0.84 kg/cm2

3.5”, 13.3#

10.7 m

1.55 kg/cm2 1.05 kg/cm2 0.63 kg/cm2

1.2 kg/cm2

Schlumberger Private

158

Tamaño tub. de perf.

Prueba previa al viaje Cuando se perfora en “casi balance” (near balance)

– 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 159

Schlumberger Private

• Al perforar cerca del balance, la siguiente prueba previa al viaje puede ser muy útil para evitar influjos inducidos por suabeo durante el mismo:

Detección de influjos durante la perforación Más temprano

indicio

Detener las bombas y PROBAR FLUJO

2.

Detener las bombas y PROBAR FLUJO

Aumento del volumen de lodo activo en la superficie

160

de la bomba, SPM, y disminución de la presión de circulación

Detener las bombas y PROBAR FLUJO

Schlumberger Private

1. Aumento en los retornos del pozo por línea de flujo

3. Aumento en la velocidad Muy tarde

cómo verificar

Detección de influjos durante la perforación

5. Cambio en la tendencia del exponente ‘d’

cómo verificar: Detener las bombas y PROBAR FLUJO (Circular los fondos?) Detener las bombas y PROBAR FLUJO (Circular los fondos?)

6. Lodo cortado por agua ó Detener las bombas y aumento en la salinidad PROBAR FLUJO (lodos de base agua dulce) Muy tarde 161

7. Lodo cortado por gas

Detener las bombas y PROBAR FLUJO

Schlumberger Private

Más indicio temprano 4. Variación repentina en la tasa de penetración, ROP

Indicadores positivos del influjo PRIMER indicio confiable: • Aumento en los retornos del pozo por la línea de flujo

• Ganancia de volumen de fluido en los tanques TERCER indicio confiable: • Manifestación de flujo del pozo Otros indicios:

162

• Aumento en la velocidad de la bomba y disminución en la presión de bombeo, etc.

Schlumberger Private

SEGUNDO indicio confiable:

Otros indicativos del influjo • Varación repentina en la tasa de penetración, ROP

• Cambio en la tendencia del exponente ‘d’

163

– 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.

Schlumberger Private

– 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

Otros indicativos del influjo • Lodo “cortado” por agua/aumento en la salinidad

• 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. 164

Schlumberger Private

– 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.

Otros indicativos del influjo • Elevadas lecturas de gas en el lodo – Gas de perforación, gas de conexión y gas de viaje

• Nueva tecnología – 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 165

Schlumberger Private

– Puede indicar sobrepresión en formaciones superpuestas a una zona con potencial de arremetida

Otros indicativos del influjo • Annular Pressure While Drilling (APWD) – Identificación, observación continua y toma de decisiones en tiempo real Schlumberger Private

Aumento brusco en tasa de penetración Caída de ECD

166

Otros indicativos del influjo • Annular Pressure While Drilling (APWD) Influjo de gas Schlumberger Private

Reducción en la ECD o pérdidas por fricción anular

167

Reducción en la presión de bombeo

Sistema QED = Quick Event Detection Detección Temprana de Eventos

Bombas de lodo

Medidor del flujo de entrada

Tanques de lodo

well head

Medidor del flujo de salida

Sistema para la Detección Temprana (casi inmediata) de eventos en el subsuelo 168

Roca

Schlumberger Private

motor to turn pipe

Instalación típica del sistema QED Servidor de datos WITS (TCP/IP ethernet)

QED pc

Amplificador de video

Interfaz de serie (RS232)

Archivo automático de datos (zip)

Adquisición de datos / Sensores del equipo

169

Modem Link Internet

Unidad de alarma (en el piso del equipo)

Schlumberger Private

Pantalla del perforador

Esquema del modelo QED para detección la temprana Modelos de arremetidas

Calcular probabilidades, normalizar y sumar

Otros eventos (estado del taladro)

Raw data 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 170

Schlumberger Private

Modelos de eventos

Probabilidad de arremetidas

Sistema para detección temprana de influjos - QED Análisis QED - probabilidad de un influjo Arremetida 0.043 0.042 Schlumberger Private

Tasa de flujo (m3/s)

0.041 0.04 0.039 0.038 0.037 0.036

Datos flujo entrada Modelo flujo entrada Datos flujo salida Modelo flujo salida

0.035 0.034 1500 171

1520

1540

1560

1580

Tiempo (segundos)

1600

1620

1640

Pantalla de salida del QED

Schlumberger Private

172

Pantalla de salida del QED

Schlumberger Private

173

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).

• 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 del mismo, conducidas por el personal en el equipo de perforación. • Margen de Influjo: La diferencia entre la resistencia de la formación y el gradiente máximo de presión dentro pozo cuando se maneja un influjo. 174

Schlumberger Private

• 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.

Tolerancia al influjo en SLB – IPM

V inf > 3 x capacidad de detetar variaciones de nivel en las presas (bls) tal que se pueda evacuar sin fracturar la formación más débil considerando un margen mínimo de 0.5 ppg (0.06 gr/cc) a favor de la 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) 175

Schlumberger Private

Norma 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.

Tolerancia al influjo La máxima presión ocurre cuando el tope de la burbuja de gas llega a la zapata

Determinar: Qué volumen debe tener dicha burbuja en el fondo antes de ser circulada hasta la zapata de revestidor? 176

Schlumberger Private

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

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)

• Extrapolar dicha burbuja al fondo del pozo para determinar qué volumen tenía el influjo al entrar 177

Nota: se supone que el influjo entra desde el fondo del pozo y que la formación débil está en la zapata.

Schlumberger Private

• 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) .

Ejemplo de cálculo de tolerancia al influjo Datos del pozo e información prelimiar

(Grad gas) = 0.1 psi/ft

TD = 15,000 ft Peso del lodo en el hoyo Gradiente del lodo: Grad lodo Intensidad del influjo: è Densidad del influjo: 178

= 14.0 ppg = 0.728 psi/ft = 0.5 ppg = 14.5

Schlumberger Private

Se supone influjo de gas seco con:

Tamaño del hoyo: 8-1/2” DC de 6-3/4”: 1,500 pies Tubería de 5” hasta la superficie Prof del revestidor: 10,000 pies LOT @ zapata = 16.5 ppg (EMW) (se asume LOT de 16.0 por seguridad)

Cálculo del tamaño de influjo permisible

Pzpata = P2

Lodo

Pform = P1 Calcular la altura del influjo en la zapata H 2 Calcular el Volumen del influjo en la zapata V2 V2 = H 2 x Capacidad anular 179

V1 Calcular Volumen del Influjo en el fondo, V1 P1 x V1 = P2 x V2 P2 x V2 V1 = P1

Schlumberger Private

H2 Gas V2

Paso 1: Calcular la máxima longitud de la burbuja Pzapata = Pform– Plodo – PGas Pzapata = Pform – Gradlodo(TD – zap – H2) – Gradgas(H2)

H2 Gas2

Pzapata

Pform = 14.5 x 15,000 x 0.052 = 11,310 psi

Mud Pform

180

Pzapata = 16 x 10,000 x 0 .052 = 8,320

H2 = 8,320 – 11,310 + 0.728(15,000-10,000)

0.728 – 0.1 H2 = 1,035 ft Una burbuja con más de 1035 pies tendrá suficiente presión para fracturar la zapata

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H2 = Pzapata – Pform + Gradlodo(TD –Hzapata) Gradlodo – Gradgas

Paso 2: Calcular el máximo tamaño de la burbuja El volumen de la burbuja depende de la altura y de la capacidad anular

H2 Gas2 Lodo

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

181

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V2 = H 2 x Annular capacity = 1,035 x .0459 bbl/ft = 47.5 bbl

Paso 3: “trasladar” la burbuja al fondo Volumen de la burbuja en el fondo antes de ser circulada a la zapata P1 V1 = P2 V2 (ley de Boyle para gases ideales) P1 = Pform = 14.5 x 15,000 x .052 = 11,310 psi

lodo Gas1

Pzapata

V1 = P2x V2 = 8,320 psi X 47.5 bbl 11,310 psi P1 V1 =

Pform

=

34.9 bbls = “Tolerancia al influjo” Máximo volumen de influjo que se puede circular sin fracturar la zapata

Un influjo de 34.9 bbls en el fondo se expandirá hasta 47.5 bbls cuando sea circulado hasta la zapata y tendrá una presión igual a la presión de fractura de la formación en la zapata 182

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P2 = Pzapata = 16 x 10,000 x .052 = 8,320 psi

Conclusiones Un 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 En consecuencia, para las condiciones particulares del pozo (geometría y tamaño de tubulares):

183

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)

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El estándar IPM-ST-WCI-011 sobre la Tolerancia al Influjo establece una tolerancia mínima de 25 bbls

Tolerancia al Influjo en pozos de desarrollo •Los regímenes de presión están bien definidos y conocidos

•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 184

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•La intensidad del influjo es cero (Es decir, no se espera la ocurrencia de un influjo)

Tolerancia al Influjo en pozos de desarrollo • Se supone influjo de gas succionado y de gradiente conocido

• 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) 185

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• Se supone conocida la presión del influjo succionado (presión de formación, de menor densidad que el lodo en el hoyo)

Tolerancia al Influjo en pozos de desarrollo Tamaño del hoyo: 8-1/2” Tubería de 5” OD hasta la superficie Lastrabarrenas de 6-3/4”: 1,500 pies

GradGas = 0.18 psi/pie

LOT @ zapata = 16 ppg Profundidad revestidor =10,000 pies

TD = 15,000 pies Max Presión de formación = 13.5 ppg = 10,530 psi Peso del lodo en el hoyo = 14.0 ppg Gradiente del lodo 186

= 0.728 psi/pie

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Gradiente del gas conocido:

Paso 1: Calcular la máxima longitud de la burbuja Pzapata = Pform – P lodo – Pgas Pzapata = Pform – Gradlodo(TD – Hzapata – H2) – Gradgas(H2)

H2 Gas2

Pzapata

Pform = 13.5 x 15,000 x .052 = 10,530

lodo Pform

187

Pzapata = 16 x 10,000 x .052 = 8,320

8,320 – 10,530 + 0.728(15,000-10,000) 0.728 – 0.18 H2 = 2,610 pies

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

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Pzapata – Pform + Gradlodo(TD – Hzapata) H2 = Gradlodo – Gradgas

Paso 2: Calcular el máximo tamaño de la burbuja El volumen de la burbuja depende de la altura y de la capacidad anular

H2 Gas2 Lodo

Capacidad Anular tubería 5” x hoyo de 8.5” = 0.0459 bbl/ft

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

188

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V2 = H 2 x Capacidad anular = 2,610 x .0459 bbl/ft = 119.8 bbl

Paso 3: “Trasladar” la burbuja al fondo Volumen de la burbuja en el fondo antes de ser circulada a la zapata P1 V1 = P2 V2 (ley de Boyle para gases ideales) P1 = P lodo = 14.0 x 15,000 x .052 = 10,920 psi

lodo Gas1

Pzapata

V1 = P2x V2 = 8,320 psi X 119.8 bbl 10,920 psi P1 V1 =

Pform

=

91 bbls = “Tolerancia al influjo” Máximo volumen de influjo que se puede circular sin fracturar la zapata

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 189

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P2 = Pzapata = 16 x 10,000 x .052 = 8,320 psi

190

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Ejercicio # 1 Cálculo de la Tolerancia al Influjo 45 minutos

Ejercicio sobre tolerancia al influjo Tamaño del hoyo: 8-1/2” Tubería de 5” OD hasta superficie

Grad Gas = 0.1 psi/pie

LOT @ zapata = 16 ppg (EMW) Prof del revestidor =10,000 pies

TD = 15,000pies

Peso del lodo = 14.0 ppg Gradiente del lodo: Grad loso = 0.728 psi/ft 191

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Asumir gradiente de gas:

Ejercicio sobre tolerancia al influjo La presiön vista por la “válvula de seguridad” (zapata del revestidor) será la Máxima cuando 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 192

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1.

Ejercicio sobre tolerancia al influjo 5.

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

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

P superficie + P lodo arriba + P Gas + P lodo debajo = P formación 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 193

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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

P superficie + P lodo arriba = P formación - P lodo debajo - P Gas

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 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

194

= 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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8.

Ejercicio sobre tolerancia al influjo d) 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 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

P superficie = 7,984 psi – 7,280 psi = 704 psi P zapata = 7,984 psi / 10,000 ft /0.052 = 15.4 ppg (EMW) 195

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e) Qué presión hisdrostática soporta el tope de la burbuja?

Ejercicio sobre tolerancia al influjo 9.

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

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?

196

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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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

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)

P superficie + P lodo arriba + P Gas + P lodo debajo = P formación

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 –3,640 Multiplicando ambos lados por (– 1):

197

H x 0.7280 – H x 0.1 = 7,280 + 3,640 + 1,040 – 11,310 H x (0.728-0.1) = 650 H = 650/ 0.628 H = 1,035 pies

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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) }

Ejercicio sobre tolerancia al influjo h) 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

P1 V1 = P2 V2 V2 = 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. 198

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i) Qué tamaño tenía la burbuja original antes de que comenzáramos a circularla hacia afuera? (sugerencia: P1 V1 = P2 V2 )

Tolerancia a un influjo que se haya succionado Significa esto que un LIMITE DE DETECCIÓN de 120 / 3 = 40 bbls es aceptable?

No

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 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 199

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Qué significa, entonces?

Tolerancia al influjo – conclusiones EN POZOS EXPLORATORIOS

EN POZOS DE DESARROLLO

•

•

Tiene intensidad de 0.5 ppg Tiene un volumen mínimo de

•

25 bbls •

Define el la capacidad de la

•

“válvula de seguridad” en la

succionada hacia el pozo) Tiene qué ser mayor que el humbral o capacidad de detección para 25 bls de influjo Garantiza que la capacidad de la “válvula de seguridad” en la zapata es suficientemente alta

zapata •

Se recalcula periodicamente a medida que se perfora 200

•

Se calcula sólo una vez para cada sección del hoyo, usualmente como parte del diseño

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•

Tiene intensidad de 0 (es

Influjos en hoyos con espacio anular reducido (Slim Holes) Efecto de émbolo o succión (“Swabbing”)

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 puede inducir pérdidas de circulación en áreas donde la perforación convencional no tendría este efecto. 201

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• La presión hidrostática se reducirá siempre cuando se están sacando las herramientas de alto calibre. Esto es más significativo en hoyos reducidos donde la holgura anular es menor.

Influjos en hoyos con espacio anular reducido (Slim Holes) Peso de lodo insuficiente

Aumento en presión de circulación/dismunución en las emboladas 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 202

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• 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.

Influjos en hoyos con espacio anular reducido (Slim Holes) Observar más cuidadosamente el flujo en hoyos reducidos!! Convencional Vol. del influjo: 7,5 bls Tiempo detección: 9 min

Vol. influjo: 1-2 bls.

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984 pies

Hoyo reducido

Tiempo detección: 2-3 min. El Delta Flow (*) es un indicador PRINCIPAL

4921 pies

(*)Medidor de flujo Diferencial)

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) 203

Influjos en hoyos con espacio anular reducido (Slim Holes) Observar más cuidadosamente el flujo en hoyos reducidos!! Convencional Vol. influjo: 7,5 bls (1.2 m3) Tiempo detección: 9 min

Vol. influjo:1-2 bls (0.16 – 0.32 m3)

Tiempo detección: 2-3 min. El Delta Flow (*) es un indicador PRINCIPAL (*)Medidor de flujo Diferencial

1500 m 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) 204

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300 m

Hoyo reducido

Control de pozos horizontales A 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.

•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. 205

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Existen varios puntos adicionales a considerar:

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 posible soltar 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.

206

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•

Prevención de influjos en pozos HP/HT 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.

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). 207

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• Limitar la velocidad de perforación ROP de tal manera que:

Prevención de influjos en pozos HP/HT • 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.

• 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 de influjos debido al gas de núcleos que se separa de la solución. 208

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• 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 .

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.

• BOP Submarino: Tener instalada una combinación en la base de una parada de tubería de perforación para conectarla al revestidor y colgar 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. 209

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• 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)

Prevención de influjos bajando el revestidor • Registrar el nivel inicial de lodo en los tanques y verificar el aumento en volumen calculado debido al desplazamiento

• 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. 210

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• 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).

Causas y prevención de influjos – conclusión ¿Quién es la persona más importante para prevenir un 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)!!! 211

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• 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?

Prueba de flujo positiva Si el pozo continúa fluyendo después de parar las bombas, entonces es necesario: CERRAR EL 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 212

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Hay otras razones que pueden causar el flujo del pozo:

Sección 5

213

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Diseño del pozo para controlar influjos

Sección 5 • Criterios convencionales para diseño de pozos • Generación y propagación de fracturas

• 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

214

• Nuevos criterios de diseño en función del control del pozo

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• Relación de esfuerzos horizontal y vertical

Criterios para el diseño convencional de los pozos Superficie Se supone formación incompetente

Desviación del influjo (venteo) Profundidad - ??? Competencia conocida (supuesta?) Diseñar para contener presión Cierre del pozo en caso de influjo 215

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No se diseña para contener presión

Criterios para el diseño convencional de los pozos Superficie

?

Peligro de Ruptura!!!

?

Se supone la formación incompetente Diseñar para no controlar presiones Desviación del flujo Profundidad - ??? Roca de competencia conocida (supuesta?) Diseñar para controlar presiones Cierre del pozo

216

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¿Qué tan legítimo es este temor?

Criterios para el diseño convencional de los pozos Superficie

?

Diseñar para no controlar presiones Desviación del influjo (venteo)

Profundidad- ??? Roca de competencia conocida (supuesta?) Diseñar para controlar Cierre de pozo

217

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¿Qué tan competente son estas rocas?

?

Se supone formación incompetente

Diseño teórico de pozo No.1 Línea de lodo

1. Comenzar con conductor a 250’ BML 2. Cerrar en todas las arremetidas 3. Gradiente de fractura = 0,6 psi/pie 4. Presión de formación = 0,45 psi/pie 5. Hoyo lleno de gas (evacuación total) 6. Gradiente de gas = Cero 7. Esfuerzo en la zapata hasta llegar a la presión de fractura

800’ 1050’ 1400’ 1850’ 218

2500’

9 sartas hasta 2500’ !!!

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250’ 350’ 450’ 600’

Criterios:

Diseño teórico de pozo No.1 Criterios: Línea de lodo

243.9 m 320.12 m 426.83 m

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

564.02 m 219

762.20 m

(psi/pie) x 3.28 = psi/m.

9 sartas hasta 762.2 m (2500’) !!!

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76.22 m 106.71m 137.20 m 182.93 m

1. Comenzar con conductor a 76.22 mts. BML 2. Cerrar el pozo en todas los influjos 3. Grad. de fractura = 1.38 gr/cc (0.6 psi/pie) 4. Presión de formación (PP) = 1.04 gr/cc 5. 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

Diseño teórico de pozo No.2 Criterios:

Línea de lodo 250’

1. Igual que No. 1, excepto

Grad de fractura dado en: lb/gal, gr/cc, psi/pie, psi/m

1250’

(lb/gal) x 0.052 = psi/pie; (gr/cc) x (0.433) = psi/pie (psi/pie) x 3.28 = psi/m.

220

2500’

4 sartas hasta 2500’!!!

Schlumberger Private

gradiente de fractura = 1 psi/pie

550’

Diseño teórico de pozo No.2 Línea de lodo

Criterios: 1. Igual que No. 1, excepto

76.22 m

381.1 m

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.

221

762.2 m

4 sartas hasta 762.2 m (2500’)

Schlumberger Private

167.68 m

Diseño teórico de pozo No.3 Criterios:

Línea de lodo 250’

1250’ (1070’)

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

222

3900’ (2220’)

TD = 2,5 x prof. zapata ( ) Prof. zapata si gradiente de fluido=0,22 psi/pie

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620’ (520’)

1. Comenzar con sarta 250’ BML 2. Cerrar en todas las arremetidas 3. Gradientes de fractura = 0,8 psi/pie 4. Gradientes PP = 0,5 psi/pie (9,6 ppg) 5. Gradiente de fluido del hoyo con pozo cerrado = 0,3 psi/pie

Diseño teórico de pozo No.3 Criterios:

Línea de lodo 76.22 m

381.1 m (326.22 m)

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

223

TD = 2,5 x prof. zapata 1189.02 m ( ) Prof. Zap.si grad. fluido= 0.51 gr/cc (0,22 psi/pie)

(676.83 m)

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189.02 m (158.54 m)

1. Comenzar con sarta 76.22 m BML 2. Cerrar el pozo en todos los influjos 3. 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)

La ubicación de la segunda zapata Es la CLAVE para el control de pozos superficiales

Mayor exposición: - Más tiempo - Mayor posibilidad de 2da. zapata

encontrar gas

Disminuiye resistencia a fractura (menor gradiente) 224

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1ra. zapata

Fracturas y su propagación El menor esfuerzo principal se debe superar para iniciar la fractura Y

la orientación de la fractura es normal a la dirección del menor esfuerzo principal Schlumberger Private

SV SH (esfuerzo horizontal)

Debe ser superado para que ocurra esta fractura vertical

SH

SH SV (esfuerzo vertical)

Debe ser superado para que ocurra esta fractura horizontal 225

SV

Generación y propagación de fracturas Fractura Horizontal

Fractura Vertical

Fh

Fv supera la resistencia vertical del cubo y se genera una fractura horizontal 226

Fh supera la resistencia horizontal del cubo y se genera una fractura vertical.

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Fv

Relación del esfuerzo horizontal efectivo al esfuerzo vertical efectivo

PFrac = Fs (S – P) + P PFrac = Fs =

presión de fractura relación del esfuerzo horizontal efectivo al esfuerzo vertical efectivo

227

S=

presión de sobrecarga

P=

presión de poro

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donde:

Relación del esfuerzo horizontal efectivo al esfuerzo vertical efectivo

PFrac = Fs (S – P) + P

PFrac = 1 (S – P) + P =S PFrac = 1 psi/pie (2.3 gr/cc) 228

Si: Fs = 1/3 PFrac = 1/3 (S – P) + P = 1/3 S + 2/3 P PFrac = 0,61 psi/pie (1.41 gr/cc)

Schlumberger Private

Si: Fs = 1

Relación del esfuerzo horizontal efectivo al esfuerzo vertical efectivo Límite superior (formaciones plásticas)

Profundidad (pies)

(en función de profundidad)

(en función de la profundidad) Límite de diseño estimado (formaciones quebradizas) 229

Fs

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(en función de profundidad)

Relación del esfuerzo horizontal efectivo al esfuerzo vertical efectivo Símbolo

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Porf. bajo el lecho marino (pies)

Nro. de pozo

Promedio

230

Pruebas de resistencia en formaciones superficiales (Grad. de Fractura a partir de pruebas LOT efectuadas) Intervalo del gradiente de fractura (gr/cc)

Intervalo del gradiente de fractura (lb/gal)

Número de LOT

% del total

0,8 – 1,0

1.85 – 2.31

15.4 – 19.2

99

73

1,0 – 1,1

2.31 – 2.54

19.2 – 21.2

19

14

1,1 – 1,82

2.54 – 4.20

21.2 – 35.0

18

13

Total = 136 Utilizado con autorización de Unocal Worldwide Operations 231

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Intervalo del gradiente de fractura (psi/pie)

Mecanismos de ruptura y comunicación a superficie

• 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 232

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• 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”.

Mecanismos de ruptura y comunicación a superficie 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 233

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•

Diseño y operaciones recomendadas 1. Diseñar el pozo pensando en el cierre

• 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

234

• Determinar el valor de la presión de fractura y la ubicación de la fractura o canal de fuga.

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2. Ubicar las zapatas de la tubería de revestimiento en formaciones más competentes

Procedimiento para la prueba de Fuga (LOT) en IPM 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.

235

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1.

Procedimiento para la prueba de Fuga (LOT) en IPM 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 236

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7.

Procedimiento para la prueba de Fuga (LOT) en IPM

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.

237

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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).

Procedimiento para la prueba de Fuga (LOT) en IPM

238

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*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.

Procedimiento para la prueba de fuga (LOT) en IPM Se debe detener el bombeo Schlumberger Private

Presión (psi)

Presión de fuga

10 minutos

Tiempo (min) ó Volumen (en bls ó litros) 239

Prueba de fuga extendida Presión de fractura

Presión (psi)

Presión de cierre instantáneo (ISIP) (igual a la Presión de reapertura)

Tiempo (min) ó Volumen (en bls o en litros) 240

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Presión de inyección estabilizada

Sección 6

241

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Equipos para Control de Pozos

Sección 6 • Equipos de alta y de baja presión

• 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 242

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• Configuración de los arreglos para instalaciones de supeficie y submarinas

Ejercicio # 2: Equipos para control de pozos – diseño y mantenimiento – BAJA presión

ALTA presión Bomba PVT

D

Tanque de viaje

P

A bomba

Succión Desgasif

Separador de gas

Estrang.

Conjunto de BOP Cabezal de pozo Revest.

243

Acum.

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Depósito Mezcla de lodo de lodo

Ejemplo de configuración para un conjunto de BOP Instalación Superficial ANULAR Schlumberger Private

Arietes superiores Arietes ciegos

Línea de matar Sustituir con doble compuerta (arietes de tubería-ciegos) en casos seleccionados 244

BOTTOM RAMS

Arietes inferiores

Línea de estrangular HCR Tapón VR en cabezal de revestidor

Ejemplo de configuración de un conjunto de BOP Instalación submarina ANULAR SUPERIOR ANULAR INFERIOR

Válvulas Hidráulicas “Failsafe”

LMRP CON

(intercambiables) Válvulas Hidráulicas “Failsafe”

Válvulas Hidráulicas “Failsafe”

(intercambiables)

BOTTOM RAMS ARIETES DE CORTE

BLIND RAMS BOTTOM RAMS

ARIETES SUPERIORES

BOTTOM RAMS

ARIETES CENTRALES

Válvulas Hidráulicas “Failsafe”

BOTTOM RAMS ARIETES INFERIORES

Conector inferior del BOP 245

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Línea del Estrangulador y/o de Matar

Línea del Estrangulador y/o de Matar

Pruebas de presión y de funcionamiento

•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 246

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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:

Pruebas de presión y de funcionamiento • Antes de perforar en una zona que se sospecha es de alta presión.

• 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. 247

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• En cualquier momento cuando así lo solicite el Representante de la compañía operadora

Válvulas de seguridad ESPECIFICACION:

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. 248

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Las válvulas de contraflujo deben utilizarse al perforar y abrir el 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.

Diseño del acumulador Tapa y conexión para medir presión y carga de nitrógeno

Válvula de contención de la vejiga 249

Ensamblaje del orificio para admisión de fluido hidráulico

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Contenedor cilíndrico en acero sin costura

Vejiga Interna sellada para almacenar la precarga de nitrógeno

Dimensionamiento del acumulador

No Inflamable

Gas Nitrógeno

Gas (N2) comprimido

PRES. DE OPERACION MIN. 200 psi SOBRE PRES. PRECARGA

3000 psi

1200 psi Volumen de fluido Usado

UV UV: Volumen Usable

LA MAYORIA DE LOS ACUMULADORES USADOS EN EL CAMPO TIENEN UNA PRESION DE OPERACIÓN DE 3000 psi. 250

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1000 psi

Fluido Hidráulico presurizado en el acumulador

PRECARGA

VOLUMEN A LA PRESION DE OPERACION DEL ACUMULADOR

Dimensiones del acumulador 3000 psi

Fluido de acumulador

No inflamable

1

1200 psi Volumen Usado

2

3

Cálculo del volumen utilizable, UV por cada cilindro: Pre-carga

Sistema Cargado

Sistema Operado

Presión

1000

3000

1200

UV = 6,67 – 1,67

Vol. gas

10

3,33

8,33

UV = 5

PxV

10.000

10.000

10.000

Vol. líquido

0

6,67

1,67

Condición

251

Vol. Usado, UV:

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Nitrógeno

1000 psi

Dimensiones del acumulador Norma de SLB Especificación:

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 252

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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):

Dimensiones del acumulador Norma de SLB Ejemplo: Equipo BOP:

1 anular + 3 arietes + válvula HCR 10 + (3 x 5) + 1

=

26 gal

Volumen de apertura(OV)

10 + (3 x 5) + 1

=

26 gal

10 =

10 gal

1 =

1 gal

Volumen utilizable (UV):

=

63 gal

Volumen nominal (NV):

2 x UV = 126 gal

Cierre de la BOP anular (CV) Válvula de línea estran. abierta (OV)

Número de cilindros: 12 253

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Volumen de cierre (CV)

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.

•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. 254

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Con el banco de acumuladores aislado, las bombas deben ser capaces de:

Múltiple de flujo y estrangulación / Múltiple del “stand pipe”

•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 compuerta con máxima presión de trabajo. 255

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Se deben tener, al menos, tres rutas de flujo con capacidad para llevar los retornos del pozo a través de conductos de 76,14 mm (3”) de diámetro nominal o más. Al menos una de estas rutas del flujo:

Placa de choque d

efecto sifón

Rompedor de

Placas deflectoras

D

Lodo

256

1. Diámetro y logitud determinan presión en separador

Línea de drenaje con válvula

Viene del estrangulador

Lodo

2. Altura, diámetro y diseño interno determinan eficiencia de separación

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

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Sin válvulas!!

Línea de venteo Sin válvulas!!

GAS

Separador de gas/lodo

Ejercicio # 3 - diseño del separador de gas

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Tanque de desgasificador vacío Tapa de inspección Tubería hacia el sistema de lodo

257

Ejercicio # 3 - diseño del separador de gas EJEMPLO:

Tasa promedio de gas durante 1er. minuto de venteo: 3.202 MPC/D Tasa promedio de gas durante último minuto de venteo : 1.722 MPC/D Tasa promedio de gas durante venteo : 2.462 MPC/D 258

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Profundidad de pozo: 10.000’ Hoyo/tamaño de tub. revestimiento (12-1/4” x 13-3/8”): 0,125 bls/pie Tubería 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 Perforador Pres. del revestidor cuando el gas llega a la superficie: 1987 psi Pres. del revestidor cuando sale el gas: 1057 psi

Ejercicio # 3 - diseño del separador de gas

25 30

Presión atmosférica corriente abajo

10” ID

5

10

8” ID

12” ID 0

259

6” ID

15 20

4” ID

Temp. gas = 75º F

0

5

5

10

10

15

15

20

Tasa de flujo del gas – MMPCN/D

20

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Presión corriente arriba – lppc

Pérdida de presión en 100 pies

Sección 7

260

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Desviadores de Flujo

Sección 7 • Ejemplo de Configuración de un Sistema Desviador • Procedimientos con el Desviador • Problemas Asociados con los Desviadores • Caso Histórico con uso del Desviador • Evacuación del Personal durante la Desviación 261

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• Especificaciones de SLB para Desviadores de Flujo

Ejemplo de configuración de un desviador Sarta de perforación Línea para retornos del pozo Líneas de Alivio o de desvío

Desviador = Preventor Anular

Superficie

Válvula de alivio (de apertura plena)

Tubo conductor Zapata del Conductor Hoyo de superficie Entrada del influjo 262

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Venteo del Influjo

Especificaciones de SLB para los desviadores En tierra firme, gabarras de pantano y plataformas auto-elevables

263

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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

Especificaciones de SLB para los desviadores En tierra firme, gabarras de pantano y plataformas auto-elevables

Operación del sistema de alivio

–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. 264

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• 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:

Especificaciones de SLB para los desviadores En 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.

Procedimiento de desviación de un influjo de gas perforando Al primer indicio de influjo:

• 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. 266

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• No detener la operación de bombeo

Procedimiento de desviación de un influjo de gas perforando

• 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.

267

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• 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

Procedimiento de desviación de un influjo de gas mientras se hace un viaje con la tubería Al primer indicio de flujo:

• 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 268

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• Suspender el viaje, colocar la sarta espaciada sobre las cuñas en la mesa rotaria

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 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. • 269No dejar de bombear mientras continúe el flujo del pozo.

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• 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.

Problemas asociados con el desviador de flujo • •

8” 12” 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

270

NO EXISTE UN METODO CONFIABLE PARA ELIMINAR ESTOS PROBLEMAS...!

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Diseñado para dirigir el flujo NO CONTROLADO lejos del personal y del equipo. Debilidades principales del desviador de flujo: Taponamiento: 1/4 -1/2” Gran número de partículas de este tamaño: pueden obstruir estas rutas del flujo:

Caso histórico – Plataforma de Steelhead

Salida del desviador 10” Espacio del pozo

Zapata 20” 766 pies RKB / 421 pies BML Hoyo 17-1/2” con revest. 13 3/8” 2265 pies RKB / 1920 pies BML 271

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- Peso del lodo 9,4 ppg Desviador instalado en revestidor de 20” - Operación: cementación revestidor 13-3/8” Brida del tubo conductor

Caso histórico-Plataforma Steelhead Lección aprendida

• 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. 272

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• 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.

Evacuación del sitio durante la desviación El uso del desviador NO conduce al control de pozo

• 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. 273

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• Se puede requerir cuando no exista mejor alternativa para evitar el reventón en superficie

Sección 8

274

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Procedimientos para Cerrar el Pozo

Sección 8

• Cierre Duro Vs. Cierre Blando • Simulacros de Control de Pozos 275

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• Procedimientos de Cierre - Mientras se está perforando - Mientras se hace un viaje con la tubería

Ejercicio # 4 - cierre del pozo

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276

Procedimiento de cierre - perforando Rutas en múltiple de estrangulamiento cerradas (cierre duro), válvula de flotación instalada en la sarta de perforación. 1. 2. 3.

5. 6. 7. 8.

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 la máxima presión anular para mover la tubería y el procedimiento escrito para hacerlo (presión sobre la BOP anular, etc.) 3. Instalar una válvula de contrapresión (Inside BOP) en la sarta, si se considera necesario. 277

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4.

Detener la perforación Levantar la sarta hasta posición de cierre y espaciarla (si el tiempo lo permite) 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 siguiente Cerrar el BOP anular / abrir la válvula (HCR) operada a control remoto en línea del estrangulador Notificar a la persona a cargo. Jefe de equipo y Supervisor al piso de la mesa. Leer y registrar las presiones de cierre en la tubería y en el anular. Comenzar a mover la sarta si así se ha decidido (rotación o reciprocación lenta). Leer y reportar la ganancia de volumen de fluido en los tanques.

Procedimiento de cierre – haciendo un viaje Rutas en el múltiple de estrangulamiento cerradas (cierre duro), válvula de flotación instalada en la sarta de perforación.

Notas: 1. Una vez cerrado el pozo y registradas las presiones, no abrir de nuevo para verificar el flujo o medir la tasa de flujo!.

. 278

2. Decidir con anticipación la máxima presión anular para mover la tubería y el procedimiento escrito para hacerlo (presión de cierre del BOP anular, etc) 3. Instalar una válvula de contrapresión (Inside BOP) en la sarta, si se considera necesario

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1. Detener el viaje y asentar la sarta espaciada sobre las cuñas en la rotaria 2. Instalar válvula de seguridad de apertura total en posición abierta 3. Cerrar la válvula de seguridad 4. Cerrar el BOP anular / abrir la válvula (HCR) operada a control remoto en la línea del estrangulador. 5. Notificar a la persona a cargo. Jefe de Equipo y Supervisor al piso de la mesa. 6. Conectar la junta “kelly” o el top drive y abrir válvula de seguridad 7. Leer y registrar las presiones de cierre de la tubería de perforación y en el anular 8. Comenzar a mover la sarta si así se ha decidido (rotación o reciprocación lenta) 9. Leer y reportar la ganancia de volumen de fluido en los tanques

cierre duro Vs. cierre blando Curvas de presión en la zapata

Presión en la zapata (psi)

Cierre del pozo 279

Influjo detectado

Tiempo (min)

Peso del lodo de matar en la zapata

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Inicio de la circulación

Migración de gas

cierre duro vs. cierre blando Cierre duro: Estrangulador cerrado. Cerrar BOP anular y abrir la válvula HCR.

• 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 280

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Ventajas:

cierre duro vs. cierre blando Cierre blando: Rutas del estrangulador abiertas. Abrir la HCR, cerrar la BOP anular, Cerrar el estrangulador.

• 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 281

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Ventajas:

cierre duro vs. cierre blando Resultados con influjos simulados Ganancia de fosa (bls)

Presión del estrangulador (psi)

12

600 Suave

Suave duro

400

6

0

282

60 lppc

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18

10 20 Tiempo (min)

30

200

duro

0

10 20 Tiempo (min)

30

cierre duro vs. cierre blando pozo de prueba BOP – 10.000 psi revestidor colgante 9-5/8” tubería de perforación 5” 2322’ MD / 2304’ TVD (medido desde la rotaria)

4700’ MD / 4640’ TVD (medido desde la rotaria) Empacadura

283

P

T Presión y temperatura Cuellos 6-1/2” (270’)

P

T Presión y temperatura Mecha tricónica 8-1/4”

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Inyección de N2 con sarta de coiled tubing 1”

cierre duro vs. cierre blando

Presión (psi)

Brusco Estrangulador cerrado

BOP cerrado

Suave

150 100

BOP cerrado

Pulsación de presión

Brusco

50 0

284

Pulsación de presión

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Presión (psi)

mediciones de la presión superficial

Suave

110

140 120 130 Escala expandida (segundos)

150

cierre duro vs. cierre blando En la Zapata

1250

Golpe de ariete

1150

(Estrangulador es cerrado) Para las bombas

Suave

1050

Presión (psi)

0

285

2150

Duro

300

Gas entra al anular

En la barrena

Cierra BOP

Duro

2050

(Estrangulador es cerrado)

1950 0

Tiempo (segundos)

Suave

300

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Presión (psi)

mediciones de las presiones de fondo

cierre duro vs. cierre blando efecto del “golpe de ariete” Cierre instantáneo

Cierre normal

PINS tr Tc

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∇ ∇ 286

PINS = ρcu1

PMAX =

∇

flujo

cierre duro vs. cierre blando - conclusiones

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 287

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Cierre blando – Poca mejoría en la reducción del “golpe de ariete” – Efecto significativo sobre las presiones anulares causado por el influjo adicional

Alineación del múltiple para el cierre duro Válvula abierta Válvula cerrada

En el conjunto de BOPs

Estrangulador Operación remota

Pres. de operación máxima

Al separador de gas, tanques de lodo, fosa de quema o fuera de borda 288

Pres. reducida de operación permitida Al separador de gas, Línea de purga a la fosa tanques de lodo, fosa de de quema o fuera de quema o fuera de borda borda

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En múltiple

Prácticas de cierre del pozo

289

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• 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 mismas se 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 pongan en peligro la seguridad del pozo o del personal.

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.

• 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 290 actividade para el control real del pozo (kick drills)

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• También se debe medir el tiempo total para que la cuadrilla complete todo el ciclo de cierre y ocupen sus respectivas posiciones.

Prácticas de cierre del pozos • Para cada equipo / pozo se prepararán prácticas de desviación de flujo y que debe incluir lo siguiente:

-Todo el personal esencial en sus posiciones preasignadas. - 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. 291

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- Simular la desviación del flujo según los procedimientos (incluyendo la alineación de las bombas hacia el lodo pesado).

Ejercicio # 5 - tiempo de preparación para matar el pozo

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292

Sección 9

293

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Control de Pozos Con Lodos a Base de Aceite (OBM)

Sección 9 • Características de los Lodos a Base de Aceite, OBM (Oil Base Mud) • 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 294

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• Solubilidad del gas en Lodo a Base de Aceite

Características de lodos a base de aceite (OBM) • Aplicaciones :

• Composición: – – – – –

295

Aceite base (orgánico o mineral) Emulsificante Agente humectante Material densificante Viscosificante

-Dispersante -Materiales para pérdida de fluido -Control de alcalinidad

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– Pozos de Alta Presión y Temperatura, HP/HT – Formaciones reactivas (Ej. – lutitas y arcillas expansivas) – Prevención del atascamiento diferencial – Reducción del daño de formación

Solubilidad de gas en OBM

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

296

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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.

Solubilidad de gas en OBM La solubilidad del gas aumenta a medida que: • 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 297

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• Aumenta la presión de fondo

Efectos de la solubilidad y la suspensión del gas

298

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• 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 puede detenerse completamente

Solubilidad del gas- Punto de Burbujeo

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299

Detección de influjos en OBM Con frecuencia se expresan dos enunciados contradictorios:

Y •La solubilidad del gas en el lodo no tiene efectos sobre la detección del influjo.

¿Cuál enunciado es correcto? 300

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•El influjo de gas se disuelve en un lodo de base aceite y se dificulta la detección del influjo.

Detección de influjos en OBM Ambos enunciados son correctos!!

• 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. 301

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• El efecto de solubilidad en el lodo depende de la presión de fondo del pozo.

Ganancia de nivel en las presas : Comparación entre OBM y WBM Pozos simulados Pozo Nº

TVD (pies)

1

1.500

3.000

2

2.000

4.500

3

3.000

6.000

4

4.000

9.000

5

8.000

12.000

6

10.000

15.000

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302

Zapata (pies)

Ganancia de nivel en las presas - perforando Comparación entre OBM y WBM

8 Volumen inyectado

6

9000 ft OBM

4

9000 ft WBM

2 0 0

303

4

8 12 16 Volumen del Influjo (bls)

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Ganancia de Volumen (bls)

10

Ganancia de nivel en las presas - perforando Comparación entre OBM y WBM 10

Volume Injected

8

3000 ft WBM 4500 ft OBM

6

4500 ft WBM 6000 ft OBM

4

6000 ft WBM

2

9000 ft OBM 9000 ft WBM

0

15,000 ft OBM

0 304

4

8

12

Volumen del Influjo (bls)

16

15,000 ft WBM

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Ganancia de Volumen (bls)

3000 ft OBM

Ganancia de nivel en las presas - perforando Comparación entre OBM y WBM

305

3

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Factor de gas adicional

4

2

1 1000

2500

4000 5500 7000 Presión de fondo (psi)

8500

10000

Detección de influjos en OBM Conclusiones

• 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. 306

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• 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.

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 Influjo de10 bls

10 ppg sobre 5000’

Intervalo de pres. media 10 ppg entre 5000’ -10000’

Bomba Ganancia en los Ganancia en los apagada tanques> 8,5 bls. tanques 7,5 – 8,5 bls Ganancia de Bomba activa Ganancia de 5 – 6 bls. 7 - 8 bls.

307

Intervalo de alta presión 7500 psi o más

Ganancia de 8 – 10 bls Ganancia de 10 bls.

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Intervalo de baja presión

¿Hay indicación de flujo en OBM cuando hay ganancia de volumen de lodo las presas?

•

Ahora queremos ampliar nuestro trabajo para analizar cómo cambia el comportamiento de un influjo de gas entre un OBM y un WBM.

• En esta simulación, el influjo se consideró ocasionado por “suabeo” y no causado por desbalance a favor de la formación. 308

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• Hemos analizado la influencia de la solubilidad del gas en nuestra capacidad de detectar un influjo.

Prueba de flujo en WBM y OBM haciendo un viaje Ganancia de Volumen (bls)

influjo de 2 bls (suabeados). pozo de 6000 pies (presión media) WBM

Tiempo (minutos) 309

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OBM

Prueba de flujo en WBM y OBM haciendo un viaje

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Ganancia en los tanques (bls.)

influjo de 10 bls (suabeados). Pozo de 6000 pies (presión media)

Tiempo (minutos) 310

Prueba de flujo en WBM y OBM haciendo un viaje influjo de 10 bls (suabeados). Pozo de 15.000 pies (presión alta)

Ganancia de fosa(bls)

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Tiempo (minutos) 311

Detección de influos en OBM Conclusiones Si el pozo no ha presentado desbalance pero sí se presentó suabeo del influjo durante un viaje, entonces:

312

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• 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.

Procedimientos de cierre con OBM Si 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

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.

313

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.

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Si el perforador encuentra indicios secundarios de un influjo: Aumento brusco en la tasa de penetración Disminución en la presión de bomba y/o aumento de emboladas, etc.

Circulación de influjos de gas en OBM

• Todo el gas se disuelve y sube por el anular. • A cierta profundidad donde la presión (y temperatura) son menores, el gas comienza a separarse de la solución (liberación instantánea del gas) 314

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Idea original

Circulación de influjos de gas en OBM

315

•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.

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Condiciones reales

Circulación de un influjo de gas: comparación entre WBM y OBM

316

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Ganancia de volumen en superf ( bbls)

influjo de 10 bls. en pozo de 6000 pies(presión media)- Perforando

Tiempo (minutos)

Circulación de un influjo de gas: comparación entre WBM y OBM

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Ganancia de vol. en superf.(bbls.)

influjo de 10 bls. en pozo de 15.000 pies(presión alta) - Perforando

Tiempo (minutos) 317

Ganancia de volumen de lodo en las presas con OBM por influjo tomado mentras se perfora Conclusiones

• 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. 318

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En comparación con la misma ganancia de volumen en los al cerrar el pozo cuando se utiliza WBM:

Ventajas del OBM para el control de pozos

-

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. 319

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1. Más conveniente en viajes cuando se perfora en condiciones de casi balance a través de zonas de baja permeabilidad.

Desventajas del OBM para el control de pozos 1.

3. 4.

320

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2.

Mayor dicultad para detectar el influjo comparado con el lodo base de agua. - Solubilidad parcial. Prueba de flujo negativa Más probabilidad de daño en las partes de caucho y empacaduras Mayor riesgo de incendio y contaminaciones ambientales Costos de reposición más elevados en caso de pérdidas de circulación.

Sección 10

321

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Efectos de la Migración del Gas en el Control del Pozo

Sección 10

• Discusión del problema • Cálculos de la tasa de migración de gas

322

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• Velocidad de Migración del Gas: Problema

Problema #2

323

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Migración de Gas ½ hora

Problema # 2: velocidad de migración del gas La tasa de migración de gas a través del fluido de perforación es aproximadamente: (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? 324

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•500 pies/hr

Tasa de migración de gas pies/hr 1000

Fuente

Fecha

Louis Records

1960s

Documento

1975 1987

6372-vert 9612-desv

Schlumberger Cambridge

1990

SPE 20431

5760 3183 5900-7200 6000 7396-10000

Schlumberger Cambridge Rogaland Research Schlumberger Cambridge Schlumberger Cambridge BP Exploration

1991 1992 1993 1994 1995

SPE Drilling, Dic ‘91 SPE 24580 SPE 26331 SPE 27499 IADC Euro WCC

4132 325

Mining U. Leoben, Austria

1995

SPE 4552 “All About Blowouts”

SPE 27878

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2000-5760 LSU/Conoco/IADC 3543 Senter for Inustriforskining

Tasa de migración de gas a partir del cambio en la presión de cierre de la tubería de revestimiento

SICP posterior = Presión en burbuja – Presión hidrostática después de migración por encima de la burbuja

La presión en la burbuja NO CAMBIA. No hay expansión 326

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SICP inicial= Presión en burbuja – Presión hidrostática inicial por encima de la burbuja

Tasa de migración de gas a partir del cambio en la presión de cierre de la tubería de revestimiento Cambio en hidrostática = Cambio en SICP ∆(HP)

= ∆(SICP)

Distancia de migración = ∆(HP) / Gradiente del lodo = ∆(HP) = ∆(SICP) G G Velocidad de migración = Distancia de migración Tiempo

327

Ecuación 2:

D

Ecuación 3:

V

=

D = ∆(SICP) T TG

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Ecuación 1:

Tasa de migración de gas PRINCIPALES factores que afectan la tasa de migración:

2. Geometría - forma de S, horizontal - desviaciones pequeñas en el pozo pueden mantener el gas atrapado 3.

328

Reología - la solubilidad del gas en cualquier tipo de lodo es afectada por la reología del lodo

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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

Tasa de migración de gas Problema complejo: requiere simulador dinámico Vmud

Lodo no contaminado Gas libre

Vgas Presión hidráulica Temperatura Densidad del lodo Reología del lodo 329

Vmud

Expansión de gas Densidad del gas Suspensión de gas Solución de gas Separación de gas

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Lodo saturado de gas

Escape de gas

Sección 11

(mayor que la presión de la formación)

330

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Métodos para Control del Pozo con presión de fondo (BHP) constante

11. Métodos para controlar el pozo cerrado con presión: Control Secundario.

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 (Si no hay opción de circular el pozo) – BHP CONSTANTE

•

Método de Lubricación y Purga: (Sarta estacionaria) Inyección de lodo al anular, segregación y liberación de gas del anular en forma alternada – BHP CONSTANTE

331

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•

11. Métodos para controlar el pozo cerrado con presión: Control Secundario. C. Con tubería arriba del fondo o afuera del pozo (no hay circulación) Forzamiento (Stripping): Regreso forzado de la sarta 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

Método Único: 1.Evacuar el influjo del pozo y, 2. Desplazar fluido del pozo con fluido pesado MANTENIENDO CONSTANTE LA PRESIÓN DE FONDO, BHP. 332

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•

11. Métodos para controlar el pozo cerrado con presión: Control Secundario. 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 el colgador (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)

333

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•

Sección 11 • Método del Perforador

- Paso Unico: Circular el pozo con lodo pesado y evacuar el influjo en forma simultánea • Comparación de los dos métodos • Indicación superficial de problemas durante el control del pozo • Máxima Presión Anular Permisible en Superficie, MAASP • Problema sobre el MAASP. Discusión. • Simulador de Influjos, “SIDEKICK” 334

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- Paso 1: Circulación con lodo original para sacar el influjo - Paso 2: Circulación del pozo con lodo pesado • Método de Esperar y Densificar

Método del Perforador Paso 1: Sacar el influjo de gas circulando el pozo con el lodo original, manteniendo constante P. de Circ.Tub. (y así la BHP) P.C. Bomba

con el lodo original.

Estrangulador

PC = Constante hasta que el influjo salga del pozo Zona P2 335

P1 > P2

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Primera Circulación

Método del Perforador Cómo se arranca y se lleva la bomba a la velocidad reducida de circulación sin disminuir la BHP.

• Mientras se lleva la bomba a la velocidad de matar: -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. 336

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• Primero se arranca la bomba y luégo se abre el choke

Método del Perforador Cómo se establece la presión de circulación, PC? PC

(1) 1225 psi

(3) 500 psi (3) SIDPP: Presión de cierre en la tubería

337

SIDPP + PR (1) PC: Presión de Circulación en la Tubería cuando la bomba alcanza la velocidad de matar (2) 725 psi (2) PR: Presión de Circulación a Velocidad Reducida antes del cierre = Pérdidas de presión por fricción en el anular

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Ejemplo:

=

Método del Perforador Cómo mantener constante la BHP BHP = HPT + SIDPP + dP A

Presión hidrostática

338

Haciendo lo siguiente: Mantener constante el peso del lodo en el valor que tenía cuando se produjo el influjo(OMW).

Presión estática (de cierre) en tubería de perforación (SIDPP)

Mantener constante la lectura del manómetro que registra la presión de circulación en la tubería (PCT) la cual incluye la SIDPP

Presión para empujar el lodo hacia arriba por el anular, dPA (perdidas por fricción anular)

Mantener constante la velocidad de la bomba en la tasa de matar seleccionada

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Se mantienen constantes los tres componentes de la BHP:

Método del Perforador Cómo se para la bomba sin dejar caer la BHP

• Mientras se apaga la bomba: – Se mantiene constante la presión de la tubería de revestimiento manipulando el estrangulador

339

– 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.

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• Primero se comienza a cerrar el choke mientras se desacelera la bomba hasta pararla

Método del Perforador Paso 2: Circular el pozo con lodo de matar manteniendo la BHP constante (mayor que la presión de la formación)

•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 340

Bomba

Estrangulador

PFC

P1 > P2

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Segunda Circulación con fluido pesado.

PIC

Método del Perforador Circulando el pozo con lodo pesado Primero se arranca la bomba y luégo se abre el choke • Mientras se lleva la bomba a la velocidad de matar:

- 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. 341

Schlumberger Private

-Mantener constante la presión de la tubería de revestimiento en su valor de cierre manipulando el estrangulador.

Método del Perforador Circulando el pozo con lodo pesado

Mientras se llena el anular con lodo pesado:

Para Parar la bomba:

342

• 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

Schlumberger Private

• Mantener constante la PFC manipulando el estrangulador, hasta que el lodo de matar regrese a la superficie

Método de Esperar y Densificar

Paso Unico: Circular el pozo con lodo de matar manteniendo la BHP constante (mayor que la presión de la formación) Mientras se llena la Tubería: •

Mientras se llena el anular: • Leer la presión circulante en la tub. de perforación (PFC) cuando la sarta de perforación está llena de lodo de matar • Mantener esta PFC constante operando el estrangulador, hasta que el lodo de matar regrese a la superficie Apagar 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

Schlumberger Private

343

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 (PFC)

Método de Esperar y Densificar Circular el pozo con lodo de matar al mismo tiempo evacuar el influjo de gas manteniendo la BHP constante PIC Schlumberger Private

Una sóla irculación con fluido pesado. •PC disminuye desde PIC hasta PFC (mientras el fluido pesado llena la tubería) •PFC sigue constante. 344

PFC

P1 > P2

Cambios de presión anular en superficie 3 cosas pueden hacer cambiar la presión en el tope del anular (presión del revestidor):

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) 345

Se compensa con una reducción adicional en la presión anular en superficie cuando el lodo pesado ingresa al anular

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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

Cambios de presión en el anular Caso 1

Caso 2

Caso 3

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Método del Perforador 1ra. circulación 346

Esperar y Densificar (sin migración de gas)

Esperar y Densificar (con migración de gas)

Comparación de los dos métodos (casos teórico y real)

347

1) Método del Perforador teórico

2) Esperar y Densificar teórico

680

3) Esperar y Densificar real (incluye tiempo de mezcla 2 horas)

4) Método del Perforador real

Tiempo

Schlumberger Private

Presión del revestidor, psi

860

Cambios de presión en la zapata Caso 1

Caso 2

Caso 3a Caso 3b

Schlumberger Private

Método del Perforador primera circulación 348

Esperar y Densificar (sin migración de gas)

Esperar y Densificar (con migración de gas)

Comparación de los métodos (zapata a 1000 pies)

Perforador Teórico

Esperar y Densificar Teórico

LODO DE MATAR EN LA ZAPATA

349

GAS EN LA ZAPATA

Emboladas

Esperar y Densificar Real

Schlumberger Private

Presión en la zapata , psi

LODO DE MATAR EN LA MECHA

Comparación de los métodos (zapata a 4000 pies)

LODO DE MATAR EN LA MECHA

Perforador Teórico

Esp./Densif. Teórico

LODO DE MATAR EN LA ZAPATA

350

Emboladas

Esperar y Densificar Real

Schlumberger Private

Presión en la zapata , psi

GAS EN LA ZAPATA

Posición del tope de gas según la geometría del hoyo influjo de gas detectado a TD Geometría del hoyo: hoyo 8-1/2”, tub. de perf. 5” 19.5#

10.000’ (3049 m) 16.000’ (4078 m)

15.000’ (4573 m) 24.000’ (7317 m)

351

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

Schlumberger Private

5000’ (1524 m) 8000’ (2439 m)

Posición del tope de gas según la geometría del hoyo Hoyo/tamaño revest.

3000’ 5000’

Tope de gas cuando el lodo de matar llega a la barrena ___

Superficie 510’

12-1/4” – 13-3/8” 12-1/4” – 13-3/8” 12-1/4” – 13-3/8” 12-1/4” – 13-3/8”

5000’ 7500’ 10.000’ 12.500’

135’ 1753’ 3614’ 5450’

8-1/2” – 9-5/8” 8-1/2” – 9-5/8” 8-1/2” – 9-5/8” 8-1/2” – 9-5/8”

7500’ 10.000’ 12.500’ 15.000’

Superficie Superficie 900’ 2300’

352

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17-1/2” – 20” 17-1/2” – 20”

Profundidad total

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 ___

915 m 1524 m

Superficie 155 m

12-1/4” – 13-3/8” 12-1/4” – 13-3/8” 12-1/4” – 13-3/8” 12-1/4” – 13-3/8”

1524 m 2287 m 3049 m 3811 m

41 m 534 m 1102 m 1662 m

8-1/2” – 9-5/8” 8-1/2” – 9-5/8” 8-1/2” – 9-5/8” 8-1/2” – 9-5/8”

2287 m 3049 m 3811 m 4573 m

Superficie Superficie 274 m 701 m

353

Schlumberger Private

17-1/2” – 20” 17-1/2” – 20”

Método del Perforador – Conclusión

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 de pozos 354

Schlumberger Private

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 para los influjos creados por desbalance

Método de Esperar y Densificar – Conclusión

355

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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 clientes Desventajas • 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

Indicios superficiales de problemas y eventos durante el control del Pozo Lavado destrangulador

Pérdida circulación Orificio en sarta perf. Tubería rota Ruptura boquillas Caída volumen bomba

⇓ ⇓ ⇓ ⇓ ⇓ ⇓ ⇓

Entrada de gas Taponamiento estran. Tapona. boquillas Derrumbe hoyo 356

Pres. reves.

⇓ ⇓ ⇓

⇓

⇑

Nivel fosa

⇑ ⇓ ⇓

SPM ⇑

⇑ ⇑

⇓

⇑ ⇑

⇓ ⇑

⇑ ⇑ ⇑

Peso sarta perf

⇑

⇑ ⇑

⇑ ⇓ ⇓ ⇓

Schlumberger Private

Gas en superficie

Pre. tub. perf

Ejercicio # 6

solución y discusión en grupo

357

Schlumberger Private

Controlar el pozo con el método del perforador

Problema #3

358

Schlumberger Private

Máxima Presión Anular Permitida en Supeficie (Maxium Allowable Annular Surface Pressure) MAASP ½ hora

MAASP MAASP – Maximum Allowable Surface Pressure (Máxima Presión Anular Permitida en Superficie) •

Basada en la presión de fractura medida con la prueba de fuga (LOT)

= 600 psi + (4000’ x 0,052 x 9,6 lpg)

Pres.fract. zapata Pres. fractura = 2600 psi = 2600 psi

Zapata a 4000’ LOT

MAASP = Pres. fractura - (prof. x 0,052 x peso lodo) MAASP = ________ psi con peso de lodo de 10,6 lpg ?

359

Schlumberger Private

Pres. revest. = 600 psi

Peso lodo = 9,6 lpg

Pres. fractura = pres. reves. + (prof. x 0,052 x MW)

MAASP MAASP – Maximum Allowable Surface Pressure (Presión Anular Máxima Permitida en Superficie) •

Basada en la presión de fractura medida con la prueba de fuga (LOT)

= 42.18 + (1220 x 0.1 x 1.15)

Pres.fract. zapata Pres. fractura = 182.78 kg/cm2 = 1.5 gr/cc = 182.78 kg/cm2

Zapata a 1220 m LOT

MAASP = Pres. fractura - (prof. x 0.1 x peso lodo) MAASP = ________ kg/cm2 con peso de lodo de 1.27 gr/cc ?

360

Schlumberger Private

Pres. revest. = 42.18 kg/cm2

Peso lodo = 1.15 gr/cc

Pres. fractura = pres. reves. + (prof. x 0.1 x MW)

MAASP MAASP – Presión Anular Máxima Permitida en Superficie • Error básico: abrir el estrangulador para mantener la MAASP mientras se circula o migra el influjo Peso lodo = 9,6 lpg Zapata a 4000’

Pres.fract. zapata = 2600 psi

Pres. revest. = 600 psi

Peso lodo = 9,6 ppg Zapata a 4000’

Pres. zapata = ???

LOT INFLUJO 361

Schlumberger Private

Pres. revest. = 600 psi

MAASP MAASP – Presión Anular Máxima Permitida en Superficie • Error básico: abrir el estrangulador para mantener la MAASP mientras se circula o migra el influjo Peso lodo = 1.15 gr/cc Zapata a 1220 m

Pres.fract. zapata = 182.78 kg/cm2

Peso lodo = 1.15 gr/cc

Pres. revest. = 42.18 kg/cm2

Zapata a 1220 m

Pres. zapata = ???

LOT INFLUJO 362

Schlumberger Private

Pres. revest. = 42.18 kg/cm2

MAASP Curva de presión del revestidor 600

Schlumberger Private

Presión del revestidor - psi

700

500

400

300

200

100

0 0

363

100

200

300

400

Bls. Bombeados

500

600

700

El fiasco de MAASP BHP = 0,052 x 10,6 lpg x 8000 ft Gas - 1 ppg 4000’ Lodo - 9,6 ppg

Zona - 10,6 ppg

364

6000’ 8000’

HPG = 0,052 x 1 lpg x 4000 ft = 208 psi HPM = 0,052 x 9.6 lpg x 4000 ft = 2000 psi 2208psi CP = 4400 – 2200 = 2200 psi Pzapata = 2200 + 208 = 2408 psi BHP = 4400 psi HPG = 0,052 x 1 lpg x 6000 ft = 312 psi HPM = 0,052 x 9,6 lpg x 2000 ft = 1000 psi 1312 psi CP = 4400 – 1312 = 3088psi P zapata = 3100 + 208 = 3308 psi P zapata > Pfractura !!!

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8000’

BHP = 4400 psi

El fiasco de MAASP BHP = 0.1 x 1.272 gr/cc x 2439 m Gas - 0.12 gr/cc 1220 m

HPG = 0.1 x 0.12 x 1220 = 14.64 kg/cm2 HPM = 01 x 1.152 x 1220 = 140.60 kg/cm2 155.24 kg/cm2 Lodo - 1.152 gr/cc CP = 310.24 – 155.24 = 155 kg/cm2

Zona - 1.272 gr/cc

365

1829 m 2240 m

Pzapata = 155 + 14.64 = 169.64 kg/cm2 BHP = 310.24 kg/cm2 HPG = 0.1 x 0.12 lpg x 1829.27= 21.95 HPM = 0.1 x 1.152 lpg x 609.76 = 70.24 92.19 CP = 310.24 – 92.19 = 218.05 P zapata = 218.05+ 14.64 = 232.69 kg/cm2 P zapata > Pfractura !!!!

Schlumberger Private

2240 m

BHP = 310.24 kg/cm2

El fiasco de MAASP Curva de presión del revestidor

2000

Schlumberger Private

Presión del revestidor - psi

2500

1500

1000

500

0 0

366

200

400

600

BLS. BOMBEADOS

800

1000

1200

Simulador de Influjos: SideKick

Schlumberger Private

367

Simulador de Influjos: SideKick aplicaciones y usos del simulador • En la planificación de pozos:

368

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

Schlumberger Private

– – – – – – – –

Simulador de Influjos: SideKick Aplicaciones y Usos del Simulador • Durante la perforación del pozo:

• 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 369

Schlumberger Private

– Actualización diaria de la tolerancia al influjo – Comparación de valores reales con los esperados en caso de un influjo

Tasa de migración de gas Problema complejo: requiere simulador dinámico Vmud

Lodo no contaminado Gas libre

Vgas Presión hidráulica Temperatura Densidad del lodo Reología del lodo 370

Vmud

Expansión de gas Densidad del gas Suspensión de gas Solución de gas Separación de gas

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Lodo saturado de gas

Escape de gas

Características modeladas en SideKick •Solubilidad del gas en lodos de base aceite y agua

• 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 371

Schlumberger Private

•Efectos de la temperatura y presión –solubilidad del gas – Sub-modelos validados hasta 350 º F,15.000 psi –reología del lodo – Extrapolación fuera del rango físico realista –compresibilidad/ densidad del lodo

Análisis con SideKick Tasa de migración de gas

Pozos simulados – Vertical, 15, 30, 45, 60, 75, 90

Schlumberger Private

Vertical

45 grados

60 grados

90 grados

Zapata del revestidor de 9-5/8” a 5.000 pies (1524 m) MD/TVD 372

TD del hoyo de 8-1/2” a 15.000 pies(4573 m) Md con 10.000 pies (3048 m) de hoyo abierto

Migración de gas – Pozo vertical: WBM

Schlumberger Private

373

Migración de gas – Pozo vertical: WBM

Schlumberger Private

374

Migración de gas – Pozo vertical: WBM

Schlumberger Private

375

Masa de gas – Pozo vertical: WBM

Schlumberger Private

Gas libre: masa actual (lbs.)

Gas disuelto: masa actual (lbs)

gas disuelto y gas libre

376

Tie mp o (mi n)

Masa de gas – Pozo vertical : WBM gas disuelto y gas libre

Gas libre: tope (pies)

Gas disuelto: tope (pies)

Schlumberger Private

377

Tiempo (min)

Migración de gas según ángulo del hoyo: WBM Vertical, 15°, 30°, 45°, 60°, 75°, 90° 15000

90°

13000 12000 Vertical 15 Degrees

11000

30 Degrees 45 Degrees

10000

60 Degrees 75 Degrees

9000

75°

8000 7000

60°

Vert / 45° 15° / 30°

6000 5000 0

378

90 Degrees

20

40

60

80

100

120

Tiempo

140

160

180

200

Schlumberger Private

Tope de gas libre

14000

Migración de gas según ángulo del hoyo: WBM Vertical, 15°, 30°, 45°, 60°, 75°, 90°

6000 Schlumberger Private

Tasa de migración de gas

7000

5000

4000

3000

2000

1000

0 0 379

10

20

30

40

50

Angulo de hoyo

60

70

80

90

100

Migración de gas en pozo vertical : OBM

Schlumberger Private

380

Migración de Gas Comparación entre OBM y WBM

Schlumberger Private

381

Masa de gas: Comparación entre OBM y WBM

Schlumberger Private

382

Restauración de presión durante el cierre

Schlumberger Private

383

Efectos sobre la estabilización de presión

SIDPP

Hidostática tub. de perf.

SICP SIDPP +

Hidrostática = Presión de formación en fondo tub. de perf.

Hidrostática lodo anular

SICP +

Hidrostática influjo anular 384

Presión de fondo

Hidrostática Hidrostática + influjo anular lodo anular

= Presión de

formación en fondo

Schlumberger Private

•Influjo desde formación de baja permeabilidad •Influjo genera inestabilidad del pozo •Migración del influjo •Líneas superficiales o línea de estrangular submarina parcialmente obstruidas

Efectos sobre la estabilización de presión • SIDPP/SICP Perfil #1 Migración Cierre del flujo de formación

Fractura de formación

Influjo + migración

385

Tiempo

Schlumberger Private

Presión de la tub. de perf.

Efectos sobre la estabilización de presión • SIDPP Perfil #2

Schlumberger Private

Presión de la tub. de perf.

Cierre del flujo de formación

Influjo +migración

386

Tiempo

Efectos sobre la estabilización de presión • SIDPP Perfil #3 Migración Cierre del flujo de formación

Sin migración

Influjo + migración

387

Tiempo

Schlumberger Private

Presión de la tub. de perf.

Sección 12

388

Schlumberger Private

Otros Métodos de Control

Sección 12 Otros Métodos de Control • Método de Lubricación y Purga • Regreso de la sarta al fondo (Stripping) • Reversado del Influjo (Bullheading) • Control de H2S

389

Schlumberger Private

• Método Volumétrico Estático

Método Volumétrico – Descripción resumida 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) 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)

x Cap.anular tub perf./ revest (bbl/pie)

Gradiente lodo (psi/pie)

3.

390

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.

Schlumberger Private

1.

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 Schlumberger Private

•En lodos base aceite el influjo entra en solución y no migra, por lo que no se puede aplicar con ellos el Método Volumétrico 391

Método Volumétrico 900

Estrangulador cerrado

Purgar Estrangulador Abierto

CP -psi

5800

Purgar Estrangulador Abierto

Schlumberger Private

700

BHP – psi

800

600 Purga Cierre

5700

Purga

5600 392

0

100 200 300 Tiempo transcurrido-minutos

Método Volumétrico

Presión de revestidor Tiempo

393

BHP constante al circular (Método de Esperar y Densificar o Método del Perforador)

Bls Bombeados ó Tiempo

Schlumberger Private

Presión de revestidor

Método Volumétrico

Método Volumétrico Estático (caso1) HAY comunicación Tubería–Anular: Migración con expansión controlada del influjo

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 394 formación y se producirá otro influjo.

Schlumberger Private

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.

Método Volumétrico Estático (Caso 2) NO HAY comunicación Tubería – Anular: Expansión Controlada del influjo

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.

Con tubería en el hoyo: GLodo Hidrostática / barril = Cap. anular

Con tubería afuera: Hidrostática / barril = 395

GLodo Cap. de hoyo

en

psi bbl

en

psi bbl

Schlumberger Private

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.

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

Presión de la etapa, psi Ó, Volumen a purgar por etapa, en bbls. =Hidrostática por barril,psi/bbl

Vetapa (bbls)

=

Petapa

H bbl

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 396

NO PURGAR GAS !!!

Schlumberger Private

4. Calcular el volumen de lodo en el anular que aporta una presión hidrostática igual al anterior aumento de presión del revestidor.

Método Lubricación y Purga NO HAY comunicación Tubería-Anular: Inyección de lodo y purga del gas

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, P etapa 9. Repetir los pasos 6 a 8 hasta que se haya purgado todo el gas o se haya alcanzado la presión deseada en superficie. 397

NO PURGAR LODO !!!

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6. Bombear lentamente (lubricar) un volumen de lodo hacia el anular a través de la línea de matar (que puede ser el mismo V etapa que se purgó anteriormente en cada etapa)

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: =

SICP

+

P seg

+

P etapa

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

P seg = (V inf/Cap OH/DC - V inf/Cap OH ) x (Glodo – Ginf )

398

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 Ginf

= Capacidad del hoyo abierto. Glodo = Gradiente del lodo. = Gradiente del influjo

Schlumberger Private

Donde,

Pchoke

STRIPPING:Regreso de la sarta al fondo con presión en el pozo Forzado de la sarta a través de la Preventora Anular. Procedimiento: 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 Se continúa forzando la tubería manteniendo la P choke constante hasta que el volumen drenado al tanque exceda al de la tubería cerrada en el valor Vetapa, calculado como:

3.

399

V etapa = P etapa x Cap OH/DC / Glodo

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1.

STRIPPING: Regreso de la sarta al fondo con presión en el pozo Forzado de la sarta a través de la Preventora Anular. Procedimiento:

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:

400

- 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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Cuando el volumen drenado en exceso iguala al valor V etapa, se cierra el choke y se sigue forzando tubería para hacer subir la presión anular al valor Pchoke2 =Pchoke1 + Petapa,

4.

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.

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 arreglo La posición del acople de los tubos en la BOP se debe conocer todo el tiempo La presión de operación será reducida al mínimo posible El procedimiento se describe en el Manual de Control de Pozos, secc.II.2.5.1 401

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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.

Caso Histórico – Método Volumétrico

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Prof. del agua: 150 pies

TVD hoyo: 4000 pies Presión de poro: 1800 psi 402

Zapata 800 pies RKB / 600 pies BML Peso del lodo: 9 ppg

Caso Histórico – Método Volumétrico Lecciones aprendidas: • Se puede hacer pesca o control del pozo – No ambas cosas al mismo tiempo!

• 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. 403

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• Fracasó por seguir ciegamente un procedimiento que estaba en el Manual de Control de Pozos, pensando de buena fe que era seguro

Reversión del influjo a la formación (Bullheading) • Mitos y realidades sobre el “Bullheading” 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

404

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Mito 1.

Reversión del Influjo a la formación (Bullheading) • Mitos y realidades sobre el “Bullheading” Mito 2.

Se debe aplicar el “Bullheading” cuando la circulación normal no es posible porque:

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

405

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- 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

Reversión del influjo a la formación (Bullheading) • Mitos y realidades sobre el “Bullheading”

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 de revestidor 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? 406

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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).

Consideraciones sobre bullheading El 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.

En cualquier caso, se deben considerar los siguientes factores: 1. Permeabilidad de la formación 2. Tipo de influjo 3. Contaminación del influjo con lodo 4. Posición del influjo 5. Resistencia de la formación 6. Resistencia del revestidor, cabezal de pozo y BOP al estallido 407

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Sin embargo, es un método rutinario de control en muchas operaciones de rehabilitación de pozos.

Consideraciones sobre bullheading 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 408

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EN TRABAJOS CON HOYO REVESTIDO

Consideraciones sobre bullheading Además de la poca probabilidad de que se logre forzar el influjo exitosamente de regreso hacia la formación, el bullheading tiene otras desventajas cruciales en el hoyo abierto:

•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. 409

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•El fluido irá hacia la formación más débil que puede no ser la formación de donde provino el influjo.

Procedimiento de bullheading En 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:

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 el revestidor durante toda la operación. 410

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1. Calcular la presión en superficie que causará el fracturamiento de la formación durante la operación de bullheading.

Bullheading: consideraciones operativas Las consideraciones operativas del “bullheading” incluyen:

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. 411

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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.

Sulfuro de hidrógeno – H2S

Si se perforan zonas con presencia conocida de H 2S, se debe considerar lo siguiente:

•El BOP y el cabezal de pozo también deberán estar construídos en material resistente al H 2S •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’

412

•Tratar el sistema de lodo para lograr un pH de 12 a 13, con soda cáustica y mantener en el sistema de lodo una concentración de 6 lb/bl de cal para protección contra la corrosión.

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•Todas las sartas de tubería de revestimiento y producción deben ser en acero de baja resistencia, como los grados J-55, K55, C-75, y L-80 o menores que son resistentes a los efectos de cristalización por el H 2S

Sulfuro de hidrógeno – H2S Si se perforan zonas con presencia conocida de H 2S, se debe considerar lo siguiente:

•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 H 2S 413

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•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.

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

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 414

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2. Muchas operaciones empiezan por MATAR EL POZO

Control de pozos en “work over” Condiciones Especiales en Completación y Work Over

6. Se tienen distintos procedimientos para control de influjos

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 415

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7. Los tubulares con frecuencia están en malas condiciones (por corrosión o daño mecánico)

Operaciones que pueden producir flujos imprevistos del pozo (kicks)

• • • • 416

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” •

• • • • 417

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• • •

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 (Back Flow Valves) y / o tapón 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

Lineamientos para mantener o recuperar el Control Primario del Pozo en “work over”

418

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• 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,

Ejercicio # 7 – Inspección de equipos de prevención y control en el sitio del pozo

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419

Sección 13 ROPE:

Verificación del Desempeño Operacional de los Equipos

Prácticas Recomendadas para la Prevención de Incidentes sobre Control de Pozos

420

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Rig Operations Performance Execution

ROPE • Rig Operations Performance Execution – Listas de verificación del BOP – Prevención de Incidentes en control de pozos – Lista de verificación para control de pozos

421

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• Documentos relacionados con control de pozos

Integridad del Revestidor en la Superficie

422

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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 superficie si 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.

Desgaste del revestidor

423

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•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.

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.

424

Un 10% de desgaste degrada al 90% la resistencia del revestidor nuevo

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• Resistencia al estallido en revestidor desgastado –Considerando el desgaste del revestidor, la resistencia al estallido según API se debe reducir con base en el porcentaje de desgaste estimado. El factor de desgaste está dado por:

Sección 14

425

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Perforación sin conductor submarino (opcional)

Sección 14 Perforación sin conductor submarino • 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 426

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• Perforación submarina en zona de Gas Superficial

Perforación Submarina en Zona de Gas Superficial • Originalmente, el tubo conductor submarino se conectaba a la Guía Base antes de instalar las BOP.

• 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”. 427

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• La finalidad era perforar el hoyo superior con retornos hacia la superficie y controlar el nivel de fluido.

Perforación submarina en Zona de Gas Superficial ¿Por qué es peligrosa esta situación?

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 428

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•No se puede desconectar rápida y fácilmente

Análisis de riesgos operacionales El Riesgo:

Mentalidad de“apostador”:

Análisis de riesgos:

1) Sucederá?

1) Puede suceder

2) Puede que no suceda...

2) Evaluación de las consecuencias

3) No se requiere incluir en el diseño (CORRER EL RIESGO)

3) Análisis de las probabilidades

429

4) Considerar planes en el diseño (ANALIZAR Y MITIGAR EL RIESGO)

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Tener un reventón de gas en una unidad flotante mientras se perfora el hoyo de superficie con conductor submarino antes de instalar el BOPE.

Análisis del Riesgo Operacional Conclusión: Decisión: Perforar SIN TUBO CONDUCTOR Submarino (Riser less) Objetivo: Arriesgar $$ - NO Arriesgar las personas!!

430

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El gas superficial se debe contemplar en el diseño

Sobrebalance en zonas someras

peso lodo = 9,6 ppg perforar con sobreblance 1 ppg MD de la zona = 400 pies

Reves. 13-3/8” a 2000 pies MD = 3000 pies

Pres. formación = 8,6 ppg Pres. formación = 179 psi BHP = 200 psi Sobrebalance = 21 psi 431

Pres. formación = 8,6 ppg Pres. formación = 1342 psi BHP = 1500 psi Sobrebalance = 158 psi

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Reves. 13-3/8” a 225 pies

Perforación con Hoyo Piloto Ventajas:

432

Conductor

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• 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.

Perforación con Hoyo Piloto Desventajas:

• Más viajes (riesgo de pistoneo o “swabbing”) • Mayor pérdida de presión de fondo para un mismo tamaño de influjo de gas 433

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• Mayor tiempo de exposición de la formación

Perforación Sin Hoyo Piloto Ventajas:

• Menos viajes • Menor pérdida de presión de fondo para la misma entrada de gas

434

Conductor

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• Menos tiempo de exposición

Sección 14 Gerenciamiento del Riesgo

435

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Solución de Problemas y Toma de Decisiones

Sección 14 Gerenciamiento del Riesgo Objetivos:

• 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. 436

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• Identificar áreas de riesgos en las operaciones de perforación y rehabilitación.

Gerenciamiento del riesgo Definción:

Objetivo: Maximizar la probabilidad y consecuencias positivas de los eventos favorables Minimizar la probabilidad y consecuencias negativas de los eventos adversos al proyecto. 437

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Proceso sistemático de identificar, analizar y responder a los riesgos asociados al proyecto.

SABEMOS QUE HAY COSAS QUE CONOCEMOS

PERO LO QUE NOS PREOCUPA ES NO SABER QUE HAY COSAS QUE NO SABEMOS

438

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SABEMOS QUE HAY COSAS QUE NO CONOCEMOS

Proceso tradicional de gerencia del riesgo

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439

Definiciones

440

Peligro Riesgo ALARP Riesgo residual Riesgo aceptable Matriz de riesgos

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• • • • • •

Peligro • Cualquier objeto, condición física o efecto físico que tenga el potencial de causar un incidente.

• Por ejemplo, una serpiente en la hierba es un peligro pero no existe riesgo si no hay ninguna persona cerca de la serpiente.

441

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• 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.

Riesgo • Medida de la probabilidad (exposición) de que suceda un incidente y la severidad potencial de las consecuencias.

- 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 442 siendo el mismo

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- 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

ALARP As Low As Reasonably Practical: (“Lo más bajo que sea razonablemente práctico”)

• 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.

443

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• 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.

Riesgo residual • El riesgo residual es el nivel de riesgo después que el mismo se ha reducido hasta su nivel ALARP.

• Si el nivel de riesgo residual aún es inaceptable, el trabajo deber ser modificado, sometido a mitigación ulterior o abandonado.

444

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• Cuando se llega a este nivel, es necesario tomar una decisión: ¿se acepta este riesgo remanente o se rechaza el mismo?.

Riesgo aceptable • Es el nivel de riesgo que estamos dispuestos a aceptar en las operaciones.

• 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. 445

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• La experiencia y opinión nunca pueden substituir la política y las normas. Sin embargo, cuando existe una justificación, se pueden conceder excepciones (dispensaciones) de las normativas.

Matriz de riesgos Usamos la matriz de riesgos de dos maneras:

– 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. 446

– Investigación de incidentes y acciones correctivas – Evaluaciones del riesgo mitigado

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• Para evaluar los niveles de riesgos asociados a las operaciones (antes de iniciarlas) y para guiar la planificación operativa.

E

M

M

A

A

A

Más de una ocurrencia al año

D

B

M

M

A

A

Puede ocurrir una vez al año en la locación

C

B

M

M

M

A

Se sabe que ha ocurrido en OFS

B

B

B

M

M

A

Ocurrencia desconocida en OFS

A

B 1

B 2

B 3

M 4

M 5

Serio

Mayor

Catastrófico

Multi-Catastrófico

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Ocurre más de una vez/semana en el lugar

Leve

Matriz para la clasificación de los riesgos según el estándar OFS-QHSE-S002

Proceso para el gerenciamiento de riesgos Pasos: • Identificar las actividades críticas de pozo • 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 448

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• Identificar los peligros asociados a la actividad

Proceso para el gerenciamiento de riesgos Revisar el enfoque de las operaciones

Analisis de riesgos

Identificar riesgos

Respuesta a emergencias Prevencion Probable

Captura de lecciones aprendidas

Non-Region Region Inaceptable

Raro Muy Raro Muy improbable

Region Acceptable Aceptable Region N

Monitoreo durante Las operaciones 449

Preparar Registro de riesgos

L

S

M

C

Mitigar los riesgos hasta ALARP

Severidad

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Proteccion

Probabilidad

Nivel de riesgo – ¿alto-medio-bajo?

– eje “X” => Severidad – eje “Y” => Exposición

• Evaluar el nivel de riesgo utilizando su posición en la matriz.

450

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• El nivel de riesgo está determinado por la combinación relativa de su posición sobre los dos ejes de la matriz de riesgo.

Eje de la severidad del riesgo

Las Consecuencias de un Incidente pueden ser: L = Severidad Baja Cierre no planificado de BOP pero sin arremetida o

RIESGO

presión S = Severidad Seria formación hacia el pozo M = Severidad Mayor

Medio Reducir riesgo.

Reventón subterráneo: flujo no controlado de fluidos de formación o pozo que entran o salen del pozo bajo la superficie.

Bajo

C= Severidad Catastrófica Reventón superficial o muerte violenta XC = Severidad Multicatastrófica Reventón con daños >1M o pérdida de múltiples vidas humanas

L

S

M

C

XC

Gravedad potencial

Consultar OFS-QHSE-S002 para definiciones exactas de gravedad L-S-M-C-XC 451

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Alto. NO tomar el riesgo

Arremetida- influjo no planificado de fluidos de

Eje de la exposiciónal riesgo

¿Cómo calculamos el nivel de exposición?

452

VH

VH Diaria

L

Anual

VL

< Anual

M L VL VL

L

M

H

VH Muy probable

Mensual

Probable

M

H

Puede ocurrir

Semanal

Improbable

H

Muy improbable

• frecuencia de la tarea que se realiza en el sitio cuyo riesgo se evalúa.

Frecuencia de la tarea

• La probabilidad de que un evento ocurra a la

Matriz de Exposición

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Nuestro nivel de exposición está determinado por una combinación de:

Probabilidad del evento

Eje de la exposición al riesgo

453

Exposición

Muy alta Alta

Alta

Media

Media Baja Muy baja

Baja

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• 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

Mitigación = reducción del riesgo Se deben reducir los riesgos altos y medios Procedimiento: – 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

454

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• Identificar medidas de prevención (eje de Probabilidad)

Mitigacion 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 455

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M

Problemas sobre evaluación de riesgos

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

456

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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?

Incidente de control de pozo - cañoneando Doble Sello

Usar doble sello o lubricador

Ir al punto "B" del Flujograma

Lubricador

Pozo Fluyendo

Reanudar Operaciones

No

Schlumberger Private

SI

Lubicador de suficiente longitud?

Se puede sacar la guaya con el pozo fluyendo?

No

Sacar guaya y cerrar las BOP

Matar pozo con cañones dentro o afuera

Sacar los cañones del hoyo y cerrar los arietes de corte

Los arietes de corte contienen la presión?

Continuar ops de Control @ Punto "A"

Instalar cabeza hidráulica y equipo inyector de grasa

SI NO

Bajar línea adicional para detener la fuga hidraulica

DENTRO

Activar los arietes de corte

Parar las ops con guaya, cerrar la BOP de guaya

Continúe el Control en el punto "A"

SI

SI

No

457

RIH para detener la fuga hidráulica

SI

SI

AFUERA

No

Arietes de corte contienen la presión?

NO

Se sostiene presión?

No

Abandonar intento y llamar especialistas

Incidente de control de pozo - registrando Pozo Fluyendo

"B"

Continúe con las ops

No

SI

NO

Se puede mover la guaya sin fuga hidráulica?

Sacar la guaya y cerrar las BOP

SI

SI

Correr línea adicional para detener la fuga

El sello sostiene la presión?

SI

Se puede sacar la guaya con el pozo fluyendo?

No

Se puede bajar la guaya con el pozo fluyendo?

NO

Bombear líquido a través del acceso lateral de 2" NO

Continúe control del pozo en el punto "A"

SI

SI

El sello sostiene la presión?

Activar los arietes de corte No

Cerrar los arietes de corte

SI YES

Los arietes de corte sostienen la presión? NO

458

Arietes de tubería sostienen la presión?

Desistir y llamar especialistas en Control de Pozos

No

Instalar un tubo en los pipe rams

NO

Si

Cerrar el sello inferior

NO SI

El sello sostiene la presión?

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SI

Suspender Ops con guaya, cerrar el sello superior

Incidente de control de pozo – con tubería Pozo fluyendo

En el fondo?

SI

SI

Controlar el pozo usando el método del perforador o el de pesar y esperar

"A"

No No

Se dispone de fluido de control que no dañe el pozo?

Continúe con las operaciones

Aplicar el método Volumétrico hasta que se disponga de suficiente material

No

Aplicar el Método Voumétrico hasta que se instale una Unidad de Forzado de Tubería (Snubbing Unit)

SI

Se puede inyectar fluido por debajo de la presión de fractura? Yes

Resisten el revestidor y cabezal la presión de inyección?

No

SI

SI

Pozo Fluyendo?

No

RIH y circular en el fondo

459

Continúe con las operaciones

Controlar el pozo reversando el influjo a la formación (Bullheading)

Schlumberger Private

No

Gerencia y revisión del riesgo en control de pozos

460

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Al iniciar el trabajo , indique 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

Revisión de riesgos

NO UTILICE simplemente lo que se hizo antes en otras partes NI SUPONGA que es válido para su operación. REVISE CADA CASO! 461

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Revisar 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 personal Ø Por lo tanto-pueden haber cambiado los Niveles de Riesgo.

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 • 462

Migración/influjo de gas

•

Sección del Yacimiento

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•

También analizar cada sección: • Sección Intermedia

Peligros asociados con actividades críticas (ejemplos) • Gas superficial • H2S • Fluidos de hidrocarburos • Influjo de agua superficial • Craterización

463

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• Gas

Factores críticos • Tipo de campo • Conocimiento del campo y sección • 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 464

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• Configuración/presiones de operación de las BOP

Posibles consecuencias

• • • • 465

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.

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• • • • • •

Caso histórico de analisis de riesgo Flujo de agua somera - Waddell Ranch 1598 8-5/8” Casing Conductor 14’’ @ 40 pies

Flujo 17,000 bbls/día

8-5/8” Herramienta de etapa 14 pies

Zona aportando a 605 pies TD = 619 pies

466

Cuales son los riesgos de correr esta sarta ? Como pueden mitigarse ?

10-3/4” ECP Zapata Flot

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Hoyo de 11”

Estudio de caso – gerencia de riesgos

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. 467

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o

Tubo conductor?? Hoyo piloto?? Procedimiento con desviador??

Solución de Problemas

Toma de Decisiones

468

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y

Qué es un problema? Es una desviación de la norma suficientemente seria para requerir de corrección

Qué es la solución a un problema? El proceso utilizado para cerrar la brecha entre lo que es y lo que debiera ser 469

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Es la brecha entre lo que es y lo que quisiéramos que fuera

Tipos de solución a los problemas Existen dos formas de darle solución a un problema Solución REACTIVA:

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) 470

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Que las cosas sigan como estaban: Hacer que ello ocurra.

El Ciclo de solución a los problemas ESTAR ALERTA RECOGER EVIDENCIA

COMUNICAR DEFINIR PROBLEMA

ELEGIR SOLUCIÓN 471

DECIDIR OPCIONES

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EJECUTAR MANEJAR

EXISTE SEMEJANZA? SOLUCIÓN DE PROBLEMAS GERENCIA DE RIESGOS

DECISIONES Schlumberger Private

AWARENESS Implement

GATHER FACTS

Manage

COMMUNICATE Definition

Select Solution 472

DEVELOP OPTIONS

Toma de decisiones El Gerenciamiento de RIESGOS tiene qué ver con:

La Solución a los problemas tiene qué ver con: La Toma de BUENAS DCISIONES LOS BUENOS SUPERVISORES TOMAN BUENAS DECISIONES

473

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La Toma de BUENAS DECISIONES

Tipos de decisión Desiciones estratégicas • Tomadas antes de comenzar el trabajo

– tiempo, costo, reputación, políticas, etc.

• Son Decisiones de tipo PRO-ACTIVAS Decisiones tácticas • Tomadas como respuesta a la desviación del plan • Tomadas durante la fase de Ejecución • Son Decisiones de tipo REACTIVAS

474

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• Tomadas para disminuir el riesgo de tener fallas a largo plazo

Ambientes para la toma de decisiones ESTRATÉGICAS

TÁCTICAS O NATURALES • No estructuradas

• Deliberadas y Analíticas • Controladas

• Con presiones de tiempo y de costo

• Desapasionadas

• De Alto Riesgo

• Optimas (ALARP)

• Con mucha gente implicada • Bastante Intuitivas • “Satisfactorias” (Aceptable)

475

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• Estructuradas

Cómo se toman las decisiones tácticas? TÁCTICAS O NATURALES

REGLAS

10%

• No estructuradas • Con presiones de tiempo y de costo • De Alto Riesgo • Con mucha gente implicada

MODELOS 476

80%

• Bastante Intuitivas • “Satisfactorias” (Aceptable)

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ANALYSIS 10%

Cómo se deberían tomar las decisiones tácticas? EXPERTO Schlumberger Private

ENTRENADO

NOVATO ANALISIS 477

REGLAS

MODELOS

Decisiones estratégicas – conclusiones: Las decisiones estratégicas definen el camino a seguir

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. 478

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Si seguimos dicho camino llegaremos al objetivo manteniendo los riesgos en el nivel más bajo razonablemente prácticable (ALARP)

Decisiones tácticas – conclusiones Se toman cuando nos hemos desviado del plan de trabajo

Muy 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 479

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Satisfacen la necesidad de regresar al camino perdido

Perforar Sobre el Papel - PSP • La ruta ha sido planeada. El viaje ha sido programado y acordado

• 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 480

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– Los riesgos se mantinen al nivel ALARP – Todo lo que hay qué hacer es permanecer en la ruta!

Metodología para PSP • Considerar CADA PASO del PROGRAMA en forma independiente – 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… 481

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• Dividir cada paso en acciones más simples

Metodología PSP

482

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Reunir la información – Escribir los procedimientos – Conseguir el equipo requerido – Entrenar el personal a cargo

Ejercicio sobre la metodología PSP • Revisar el Flujograma de Riesgos para ver cómo nos podemos salir de la ruta planeada Schlumberger Private

483

484

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Resumen

Resumen (1) Temas claves contemplados en el curso:

• • • • 485

Políticas y normas de IPM El Pozo como Tubo en U Importancia del diseño en el control de pozos Mantener presión de fondo constante durante operaciones de control de pozos. Aplicación indebida de la MAASP durante el control del pozo Efectos del Lodo Base Aceite en el Control del Pozo Efectos de la Migración del Gas Nueva tecnología de SLB: QED, APWD, SideKick

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• • • •

Resumen (2) ¿Qué conceptos llevamos a nuestros lugares de trabajo?

• Promover la competencia del personal para decidir qué hacer y cómo hacerlo en el sitio del pozo (piso del equipo) • Tener Cero incidentes de control de pozos 486

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• Buscar soluciones prácticas y sencillas para mantener y recuperar el control del pozo

Preguntas

487

Políticas y normas de IPM El tubo en U Arremetidas – Causas, prevención y detección Control de pozos basado en el diseño del mismo Equipos para control de pozos-Desviadores Procedimientos de cierre de pozos Control de pozos con Lodo Base Aceite, OBM Efectos de la migración del gas Control de pozos con BHP constante Método Volumétrico, Lubricación, Bullheading Perforación sin tubo conductor submarino ROPE- Rig Operations Performance Execution Gerencia de Riesgos y Toma de Decisiones

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• • • • • • • • • • • • •

Conceptos Revisados en el curso de Control Preventivo 1. 2. 3.

8. 9. 10. 11. 12. 488 13.

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4. 5. 6. 7.

Control terciario del pozo Competencia de rocas superficiales Mecanismos de ruptura en el subsuelo y propagaciópn a la superficie Diseño y operación del separador de gas / lodo Limitaciones de los desviadores. Control dinámico – evacuación Ventajas del cierre duro y niguna ventaja real del cierre blando Efectos de la solubilidad del gas en lodos base de aceite y mecanismos de migración La no MIGRACIÓN del gas en OBM Posición del influjo cuando el lodo pesado llega al anular. Ventajas del método del Perforador. Eliminación del MAASP durante el control del pozo Consideraciones para el bullheading y stripping Perforación sin conductor submarino

Mesa redonda

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489

Como conclusión :

Charles Darwin

490

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“No son las especies más fuertes ni las más inteligentes las que sobreviven, sino aquellas que mejor se adaptan al cambio”