Manual de Control de Pozos PRIDE

P RIDE I NTERNATIONAL Sistema de Operaciones y Mantenimiento MANUAL DE CONTROL DE POZOS PRIDE-03-04

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TABLA DE CONTENIDO Responsabilidades............................................................................................................... 1 Vicepresidente Divisional, operaciones ............................................................................................................ 1 Persona a Cargo (PIC)........................................................................................................................................ 1

Políticas generales de control de pozos............................................................................... 2 WCP-1 Alcances .................................................................................................................................................. 2 WCP-2 Interpretación .......................................................................................................................................... 2 WCP-3 Distribución de la información.............................................................................................................. 2 WCP-4 Modificación de los procedimientos .................................................................................................... 2 WCP-5 Planificación previa de las operaciones (Antes del inicio de la perforación)................................ 2 P-6 Estándares de Seguridad Gubernamentales ........................................................................................... 3 WCP-7 Revisiones del manual de control de pozos ...................................................................................... 3 WCP-8 Simulacros ............................................................................................................................................... 3 WCP-9 Suspensión de las operaciones de perforación................................................................................ 4 WCP-10 Perforación en subbalance (Underbalanced Drilling)..................................................................... 4 WCP-11 Entrenamiento ...................................................................................................................................... 4 WCP-12 Documentación y Reportes................................................................................................................ 5 WCP-13 Documentos aclaratorios .................................................................................................................... 6

Normas generales de control de pozos ................................................................................ 7 WCR-1 Comprobación de flujo.......................................................................................................................... 7 WCR-2 Válvulas de seguridad........................................................................................................................... 7 WCR-3 Profundidades......................................................................................................................................... 8 WCR-4 Alineación de las válvulas..................................................................................................................... 8 WCR-5 Ensayo de Preventora de Reventones (BOP)................................................................................... 8 WCR-6 Procedimiento de control de pozos..................................................................................................... 9 WCR-7 Circulación de bomba............................................................................................................................ 9 WCR-8 Remoción de la BOP...........................................................................................................................10 WCR-9 Uso de flotadores .................................................................................................................................10 WCR-10 Materiales de control de pozos........................................................................................................11 WCR-11 Maniobras de bajada/sacada...........................................................................................................11 WCR-12 Cierre de pozo ....................................................................................................................................11 WCR-13 Solubilidad del gas en lodo de perforación a base de petróleo.................................................11 WCR-14 Surgencias con la columna fuera del fondo..................................................................................11 WCR-15 Procedimiento para gas a poca profundidad – Offshore.............................................................14

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WCR-16 Líneas de caño conductor, de estrangulador y de ahogo – Offshore.......................................14 WCR-17 Pozo piloto – Offshore.......................................................................................................................16 WCR-18 Rotación de la columna de sondeo – Offshore.............................................................................16 WCR-19 Bajada o recuperación del conjunto de BOP – Offshore.............................................................16

Lista de Procedimientos ........................................................................................................i Anexo A – Comportamiento del gas en lodo a base de petróleo.......................................... 1 Anexo B – Control de Pozos Terciario.................................................................................. 1 Anexo C – Simulacros de BOP ............................................................................................. 1 Anexo D – Perforación de pozos de alta presión/alta temperatura ....................................... 1 Listado de Formularios y Listas de Control...........................................................................i

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RESPONSABILIDADES VICEPRESIDENTE DIVISIONAL , OPERACIONES El Vicepresidente Divisional de Operaciones es el responsable de garantizar que Pride International implemente políticas y procedimientos eficaces de control de pozos y de que dichas políticas y procedimientos se revisen y actualice anualmente.

PERSONA A CARGO (PIC) La PIC debe garantizar que todo el personal de los equipos comprenda y aplique las políticas de control de pozos de Pride; asimismo, debe verificar que se ensaye todo el equipamiento, que el personal reciba el entrenamiento correspondiente y que se realicen simulacros según los requisitos establecidos en este manual.

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POLÍTICAS GENERALES DE CONTROL DE POZOS WCP-1 ALCANCES Es Política de Pride que todos sus empleados y contratistas cumplan con las políticas, procedimientos y normas de control de pozos incluidas en este manual, en todas las circunstancias en que dichas políticas, reglas o procedimientos sean aplicables. El principal objetivo de Pride es el de preservar la seguridad y la eficiencia en las operaciones de perforación; por lo tanto, las reglas incluidas en el presente manual definen el nivel mínimo para el control de pozos en todos los equipos. El objetivo de este documento consiste en potenciar la respuesta de control de pozos en el ámbito individual, del operador, de los contratistas y de los proveedores de servicios estableciendo un estándar básico para la seguridad y la eficiencia en las operaciones de perforación.

WCP-2 INTERPRETACIÓN Las políticas, normas, y prácticas identificadas en el presente manual serán interpretadas como estándares de máximo cumplimiento y prácticas de trabajo seguras y prevalecerán sobre cualquier instrucción conflictiva, salvo las reglamentaciones gubernamentales aplicables que pudieran contradecirlas, en cuyo caso prevalecerán estas últimas.

WCP-3 D ISTRIBUCIÓN DE LA INFORMACIÓN Todos los empleados de Pride que participen en actividades de control de pozos o que sean responsables de las mismas deberán tener acceso a este manual y conocer, comprender y cumplir los requisitos aplicables a su trabajo.

WCP-4 M ODIFICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS El Vicepresidente Divisional de Operaciones deberá aprobar por escrito toda modificación de los procedimientos de control de pozos descritos en este manual.

WCP-5 P LANIFICACIÓN PREVIA DE LAS OPERACIONES (ANTES DEL INICIO DE LA PERFORACIÓN) La PIC deberá verificar que se realice una reunión con todos los involucrados (reunión previa al inicio de la perforación, o pre-spud meeting en inglés) antes de

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comenzar las operaciones o cualquier otra actividad importante. El propósito de esta reunión consiste en analizar e implementar las políticas y procedimientos para operaciones de rutina y para tareas no habituales. Si hubiera diferencias entre las políticas y procedimientos de las partes involucradas, se deberá acordar un método de operaciones que sea aceptable para todos los participantes; toda área de conflicto en lo que respecta a los procedimientos de control de pozos deberá resolverse antes de comenzar la operación.

P-6 E STÁNDARES DE SEGURIDAD GUBERNAMENTALES Además de sus propias políticas, normas y estándares de seguridad, tanto la compañía como sus empleados y contratistas están sujetos a las normas de los diferentes organismos gubernamentales y jurisdiccionales de los países en los que opera Pride. La gerencia y el personal de supervisión deben asegurarse de que se cumplan todas las disposiciones vigentes de las normas gubernamentales, y que el Vicepresidente Divisional de Operaciones y los empleados de los equipos conozcan dichos requisitos en relación a sus diferencias con lo establecido en este y en otros manuales de Pride.

WCP-7 REVISIONES DEL MANUAL DE CONTROL DE POZOS Las revisiones o enmiendas de estas políticas y normas solamente podrán efectuarse según las políticas y procedimientos establecidos por Pride en el procedimiento de modificación de documentos descrito en el Sistema de Gestión de la Calidad (PRIDE-01-109).

WCP-8 S IMULACROS Se deberán realizar simulacros diarios de maniobras, de operaciones en piletas y otros en tanto lo permitan las condiciones y la PIC y el representante de la compañía operadora lo consideren conveniente. Todos los simulacros deberán llevarse a cabo de acuerdo a los procedimientos indicados en este manual; la PIC deberá registrarlos en el reporte de simulacros. Entre los simulacros a realizar se incluyen los siguientes: •

Surgencia durante las maniobras de bajada o sacada

•

Surgencia durante la perforación

•

Instrucciones para desviación

También pueden agregarse los siguientes:

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•

Simulacros completos de BOP

•

Simulacros de bajada o sacada de tubería bajo presión del pozo

WCP-9 S USPENSIÓN DE LAS OPERACIONES DE PERFORACIÓN Las operaciones de perforación deben suspenderse ante cualquiera de las siguientes condiciones: •

Condiciones climáticas que superen los límites establecidos para los diferentes equipos y operaciones.

•

Falla de un conjunto de BOP, de líneas de ahogo o de estrangulador, de manifold o de estrangulador al soportar la presión de ensayo.

•

Indicios de pérdidas en juntas corredizas o en alguna sección del caño conductor de tubería.

•

Pérdida de presión en el sistema de lodo

•

Inyección de gas en el fluido de perforación con riesgo de incendio en el área de la mesa rotativa del piso de perforación. En este caso, la cuadrilla debe detener la perforación y cerrar el derivador o el anular hasta que se haya eliminado el peligro.

•

Condiciones que, a criterio del PIC o del Gerente de Operaciones/del Equipo, constituyan un riesgo para la seguridad del personal, del ambiente o de los bienes de la compañía.

WCP-10 P ERFORACIÓN EN SUBBAL ANCE (UNDERBALANCED DRILLING) La Política de Pride establece que las operaciones de perforación en subbalance que ser realicen como parte del plan del pozo requieren aprobación previa por escrito del Vicepresidente Divisional de Operaciones.

WCP-11 E NTRENAMIENTO El Vicepresidente Divisional de Operaciones debe verificar que el siguiente personal (dentro de sus respectivas organizaciones) asista a un programa de entrenamiento en control de pozos aprobado por Pride por lo menos una vez cada 24 meses o con la frecuencia que exijan las normas locales. •

PIC

•

Jefes de Equipo

•

Perforadores

•

Ayudantes del Perforador

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•

Ingenieros Submarinos (Sub-sea Engineers)

•

Gerentes de Equipo/de Operaciones y Superintendentes

•

Personal designado por la gerencia de Pride

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WCP-12 D OCUMENTACIÓN Y REPORTES Durante todas las fases de la operación de perforación, la PIC deberá garantizar que se conserven registros precisos según las indicaciones de las políticas y procedimientos de Pride. La Planilla de Control de Pozos (PRIDE-03-04-F003) se utiliza para registrar y reportar la información del pozo en caso de reventón. Antes del comienzo de las operaciones se deberá contar con la siguiente información: •

Presión máxima admisible de espacio anular en superficie (MAASP)

•

Presión de estallido de casing

Durante la operación se deberá conservar una hoja de ahogo actualizada y aprobada que incluya la información antes mencionada además de la profundidad, los volúmenes de tubería y la densidad del lodo.

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WCP-13 D OCUMENTOS ACLARATORIOS Con el fin de complementar las alertas de seguridad, normas, guías y procedimientos identificados en este manual, y según sea necesario, se distribuirá información adicional e instrucciones aclaratorias de la política y/o de los procedimientos. Dicha información se distribuirá en forma de boletines de seguridad, instrucciones de operación y mantenimiento, alertas de seguridad y otros medios. El personal de supervisión deberá poner dichos elementos a disposición de todos los empleados afectados.

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NORMAS GENERALES DE CONTROL DE POZOS APLICABILIDAD Estos requisitos son aplicables para todas las operaciones en equipos de Pride. Normas aplicables a todos los tipos de equipo

WCR-1 C OMPROBACIÓN DE FLUJO COMPROBACIONES DE FLUJO DURANTE LA PERFORACIÓN Se deberán realizar comprobaciones de flujo durante la perforación: •

Ante aumentos bruscos de la velocidad de penetración (drilling breaks) o ante cualquier cambio en la velocidad de perforación o modificación de la dirección (hacia arriba o hacia abajo).

•

Ante todo cambio en el caudal

•

Ante un aumento en el nivel de las piletas

•

Ante una reducción de la densidad del lodo luego de la circulación

•

Toda vez que el perforador lo considere necesario

COMPROBACIONES DE FLUJO DURANTE LAS OPERACIONES DE BAJADA/ SACADA Se deberán realizar comprobaciones de flujo durante las operaciones de bajada sacada: •

En cuanto el trépano deja de estar en contacto con el fondo

•

Antes de inyectar un tapón

•

Cuando los portamechas alcanzan el zapato del casing

•

Cuando los portamechas llegan a la preventora de reventones (BOP)

•

Cuando se verifican cambios en la densidad del lodo

•

Toda vez que el perforador lo considere necesario

WCR-2 V ÁLVULAS DE SEGURIDAD En el piso de perforación se debe contar en todo momento con una válvula de seguridad de apertura total (FOSV) con los cruces (crossovers) correspondientes (o con una cabeza de circulación para el casing) y una palanca de operación.

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Siempre que se interrumpa una maniobra de bajada o sacada se deberá instalar una válvula de seguridad de apertura total (ajustada a mano).

WCR-3 P ROFUNDIDADES El perforador deberá estar informado en todo momento de la distancia desde el piso del equipo a las esclusas de tubería. Dicha información deberá indicarse mediante carteles en el piso de perforación. El perforador deberá conocer tanto la profundidad vertical real como las profundidades medidas.

WCR-4 ALINEACIÓN DE LAS VÁLVULAS Al comienzo de cada turno, el perforador es responsable de verificar que el manifold del estrangulador, el derivador y las válvulas de descarga estén alineadas correctamente para la operación que se esté realizando.

WCR-5 E NSAYO DE PREVENTORA DE REVENTONES (BOP) El jefe del equipo debe verificar que se realicen ensayos de BOP cuando se realice la instalación inicial de dicho dispositivo y una vez por semana como mínimo. El intervalo máximo entre ensayos debe ser de 14 días si así lo autoriza la PIC. En ese caso, se deberá realizar ensayos de función en forma semanal. También se deberán realizar ensayos en caso de rotura de los sellos de presión, antes de perforar una formación de presión anormalmente elevada y luego de cada tramo de casing. Todos los ensayos de BOP y de equipamiento relacionado deberán realizarse respetando las normas locales. La BOP debe probarse con un dispositivo de ensayo y una bomba de ensayo. No utilizar la unidad de cementación sin autorización previa de la PIC. Las lecturas de presión durante las pruebas con el dispositivo de ensayo deben registrarse mediante un manómetro de tipo registrador. Cuando se utiliza un sistema de BOP múltiple (mux) equipado con un deadman switch, se lo deberá mantener en funcionamiento a menos que el representante de la compañía operadora solicite su desarmado por escrito. La posición del deadman deberá registrarse en el reporte de la IADC, el que deberá estar firmado por la PIC y por el representante de la compañía operadora una vez que se haya apoyado el conjunto y siempre que se modifique su posición.

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WCR-6 P ROCEDIMIENTO DE CONTROL DE POZOS Cuando se realizan operaciones de perforación con un conjunto de superficie, el método preferencial para ahogar el pozo es el denominado “densifique y espere” (weight and wait). Cuando se emplean conjuntos submarinos, especialmente con profundidades superiores a los 1000 pies (300 m), se opta por el método “del perforador”. El método a emplear debe elegirse antes del inicio de la perforación en una reunión conjunta entre la compañía operadora y Pride; la información resultante de dicha reunión deberá enviarse por escrito al equipo. En las operaciones de control de pozo siempre se deberá utilizar el top drive (impulsor superior) o el vástago de perforación. Si se prevé que la surgencia puede superar la presión máxima de trabajo del top drive se deberá instalar un conjunto para surgencias. Cuando se retira la columna deja de estar en contacto con el fondo o abandona el pozo, la principal consideración consiste en regresar el trépano al fondo en forma segura. El método recomendado consiste en instalar una válvula de retención en la columna y bajar contra presión del pozo a través del preventor anular.

WCR-7 C IRCULACIÓN DE BOMBA Se deben utilizar bajas velocidades de circulación al menos una vez por turno. También se las deberá emplear ante las siguientes condiciones: •

Cuando la densidad del lodo varía en +/- 0,2 ppg.

•

Cuando la longitud de la columna aumenta en 300 pies (90 m. )o más en las zonas por debajo de la profundidad de inicio de la perforación.

•

Cuando cambia el caudal de bombeo

•

Cuando se reemplaza un trépano o un conjunto de fondo de pozo (se lo debe acondicionar antes).

Luego de cerrar un preventor anular debido a la sospecha de una afluencia (venida) sin evidencias de presión en barras de sondeo o casing, se deben tomar precauciones como si igualmente se tratara de una afluencia. Se debe mantener el preventor anular cerrado y realizar una circulación desde el fondo a través de la línea de estrangulador, de la línea de ahogo, o de ambas. En las instalaciones offshore, cuando se realiza una circulación desde el fondo a través de un caño conductor submarino, luego de las maniobras de bajada/sacada, de las maniobras con tapón obturador o de los aumentos repentinos de la velocidad

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de perforación, se debe tener en cuenta que existe la posibilidad de un aumento repentino de la velocidad de flujo. El perforador debe estar preparado para manejar una surgencia de lodo y gas controlando la presión de cierre de la junta corrediza y colocando las barras de sondeo en la posición que permita cerrar el preventor anular. Se deberá designar a un miembro de la cuadrilla para que maneje la consola de control de la BOP, preparado para derivar por fuera de borda en caso necesario. Cuando se detecta una surgencia de flujo, se debe derivar y cerrar el preventor anular correspondiente.

WCR-8 REMOCIÓN DE LA BOP No se deberá remover la BOP hasta que el pozo esté obturado y a resguardo.

WCR-9 USO DE FLOTADORES Cuando se realiza la perforación inicial de apertura del pozo, antes de instalar el casing de superficie, se deberá emplear un flotador sólido. En toda otra circunstancia se podrá utilizar un flotador portable.

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WCR-10 M ATERIALES DE CONTROL DE POZOS En el equipo siempre se deberá contar con los siguientes materiales de control de pozo: •

Suficiente material de control de la densidad como para aumentar la densidad del sistema activo de lodo en 1 ppg o la cantidad estipulada por el permiso de perforación aprobado, la que fuera mayor.

•

Suficiente cemento como para instalar un tapón de 400 pies (120 m).

Si estos materiales no se encontraran disponibles, la PIC debe suspender las operaciones de perforación, y no se las deberá reanudar hasta que se hayan recibido nuevas provisiones en el equipo.

WCR-11 M ANIOBRAS DE BAJADA/SACADA Durante las maniobras, o cuando la tubería se encuentra afuera del pozo, se deberá mantener el orificio lleno de lodo mediante el tanque de maniobra o el contador de emboladas. Las maniobras de sacada con pérdidas de lodo se permiten únicamente cuando se conocen las condiciones de la formación y se obtiene la aprobación del Gerente de Operaciones/del Equipo.

WCR-12 C IERRE DE POZO Cuando es necesario cerrar un pozo se debe emplear el método de “cierre duro” (en el que se mantiene cerrado el estrangulador remoto durante la perforación).

WCR-13 S OLUBILIDAD DEL GAS EN LODO DE PERFORACIÓN A BASE DE PETRÓLEO Cuando se utiliza lodo a base de petróleo de base sintética y existe la posibilidad de que el gas pase a solución (lo que podría ocultar una afluencia), se debe considerar la posibilidad de circular a través del estrangulador.

WCR-14 S URGENCIAS CON LA COLUMNA FUERA DEL FONDO Cuando se la columna deja de estar en contacto con el fondo o abandona el pozo, la principal consideración consiste en regresar el trépano al fondo en forma segura. El método recomendado consiste en instalar una válvula de retención en la columna y bajar contra presión del pozo a través del preventor anular.

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BAJADA/ SACADA DE TUBERÍA CONTRA PRESIÓN DEL POZO Para este tipo de maniobras se deben seguir los siguientes lineamientos •

Instalar una válvula de retención (NRV) por encima de la válvula de seguridad de apertura total (FOSV).

•

Abrir la FOSV y controlar que no haya pérdidas en la NRV antes de la maniobra.

•

Verificar que exista una FOSV y un conjunto de manivela de repuesto en el piso del equipo.

•

Retirar todos los protectores de barras de sondeo y de casing.

•

Verificar que la presión anular operativa sea lo más baja posible de modo de evitar las pérdidas.

•

Monitorear las líneas de flujo para verificar si hay flujo.

•

Verificar que no existan asperezas o rebordes en las uniones de las barras.

•

Llenar cada uno de los tiros; medir y registrar los volúmenes.

•

Medir con precisión los volúmenes de lodo purgados hacia el tanque de maniobras. Utilizar un tanque específico para este tipo de maniobras si lo hubiera.

•

Registrar la presión de casing en cada tiro, de modo de identificar el momento en que la columna ingresa a la afluencia.

•

Ajustar el regulador anular de modo de mantener la presión de cierre correcta. Permitir una leve descarga de fluido a medida que cada una de las uniones pasa por el preventor anular.

•

Conectar un tanque de afluencia a la línea de cierre anular, si lo hubiera.

•

Restringir las velocidades de la maniobra a menos de 2 pies (60 cm.) por segundo.

AHOGO CON LA COLUMNA FUERA DEL FONDO Una operación de ahogo de este tipo implica circular con el trépano fuera de contacto con el fondo. Se debe considerar su aplicación en los siguientes casos: •

Presión de casing demasiado elevada como para bajar la tubería contra presión.

•

Barras aprisionadas.

•

Problemas con el equipamiento.

•

Expansión excesiva.

•

El lodo de ahogo se debe basar en las presiones de cierre reales en relación a la profundidad vertical verdadera (TVD) del trépano, y no a la TVD del pozo.

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Se debe tener en cuenta que este método entraña riesgos considerables.

COLUMNA FUERA DEL POZO Si la columna esta fuera del pozo con el pozo cerrado y se requiere bajar contra presión, en primer lugar se debe verificar si la presión permitirá comenzar la maniobra. Si fuera posible realizar la maniobra, comience con barras de sondeo o portamechas liso. Puede ser necesario emplear el top drive o el vástago de perforación para aumentar el peso. •

Instalar una válvula de retención en el primer tiro. Utilizar un trépano sin boquillas.

•

Bajar el tiro hasta que quede justo por encima de las esclusas ciegas de corte.

•

Cierre el preventor anular.

•

Abra las esclusas ciegas de corte.

•

Continúe con el procedimiento normal de maniobra contra presión del pozo con el anular.

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Normas aplicables a instalaciones offshore:

WCR-15 P ROCEDIMIENTO PARA GAS A POCA PROFUNDIDAD – OFFSHORE Cuando un equipo offshore opera en un sitio en el que se sospecha la presencia de gas a poca profundidad, se deberán aplicar los siguientes lineamientos: (Nota: los riesgos que implica el gas a poca profundidad aumentan en aguas de profundidad menor a los 1000 pies (300 m.) •

La PIC y el Representante de la Compañía Operadora deben evaluar los riesgos del gas a poca profundidad, teniendo en cuenta la profundidad del agua y otras condiciones conocidas o estimadas, para determinar si se debe perforar el pozo únicamente durante el día.

•

Se debe designar personal para que observe la superficie del mar en busca de burbujas de gas; si las hubiera, se deberá informar de inmediato al Jefe del Equipo.

•

Se deberá perforar un pozo piloto que no supere las 8 ½ pulgadas de diámetro ni los 600 pies (180 m.) de profundidad.

•

El pozo inicial se deberá perforar sin caño conductor submarino, con los retornos hacia el lecho marino. Pride no recomienda el uso de un caño conductor submarino, un conector macho y un derivador.

•

Se deberá emplear un vehículo de operación remota (ROV o monitor de video submarino) para inspeccionar el lecho y detectar indicios de gas.

WCR-16 L ÍNEAS DE CAÑO CONDUCTOR, DE ESTRANGULADOR Y DE AHOGO – OFFSHORE La fricción de la línea de ahogo debe medirse tan pronto como se instala la BOP y cada vez que se produzca un cambio en las propiedades del lodo de +/- 0,2 ppg. Las líneas de estrangulador y de ahogo deben mantenerse llenas con lodo de perforación densificado. Se las debe circular con lodo nuevo al menos una vez cada 24 horas. Cuando se presentan problemas de gelificación del lodo, se deberán circular las líneas con mayor frecuencia, según el criterio establecido por el perforador. En profundidades mayores a los 2000 pies (610 m), se debe circular lodo con densidad de ahogo antes de abrir el pozo. Con un conjunto submarino, antes de ahogar el pozo se recomienda establecer circulación por las líneas de ahogo y de estrangulador de modo tal de romper la

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gelificación. De esta manera es posible reducir la presión de fondo de pozo en 500 psi, lo que disminuye la posibilidad de daños a la formación.

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WCR-17 P OZO PILOTO – OFFSHORE Cuando se perfora un pozo piloto se deben aplicar los siguientes lineamientos: •

La profundidad máxima debe ser de 600 pies (183 m).

•

Siempre se debe contar con lodo de ahogo apropiado y listo para usar en las piletas.

•

Se debe realizar un Análisis de Trabajo Seguro (JSA) según los procedimientos de Pride antes de perforar el pozo piloto.

WCR-18 ROTACIÓN DE LA COLUMNA DE SONDEO – OFFSHORE No se debe hacer rotar la columna de sondeo en la BOP si el ángulo de la cabeza de pozo es superior a 1 grado o si el ángulo entre la LMRP y la BOP es superior a 1 grado, o si el Gerente de Operaciones/del Equipo aprueba por escrito una variación mayor.

WCR-19 B AJADA O RECUPERACIÓN DEL CONJUNTO DE BOP – OFFSHORE Cuando se baja o se recupera un conjunto de BOP, Pride recomienda desplazar el equipo del sitio de operación. Una vez asentada la BOP, la unión corrediza debe estar cerrada al menos hasta la mitad (con el equipo en calado de perforación), de modo de compensar el posible desplazamiento de la embarcación.

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LISTA DE PROCEDIMIENTOS Control de Pozos Primario

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Ensayos de Formación

PRIDE-03-04-101

Control de Pozos Secundario – Derivación durante la Perforación

PRIDE-03-04-102

Control de Pozos Secundario – Derivación durante la Bajada/Sacada

PRIDE-03-04-103

Control de Pozos Secundario – Cierre Duro (BOP de Superficie)

PRIDE-03-04-104

Control de Pozos Secundario – Cierre Duro (BOP Submarina)

PRIDE-03-04-105

Procedimiento de Control de Pozos – Método del Perforador

PRIDE-03-04-106

Procedimiento de Control de Pozos – Método de Densifique y Espere

PRIDE-03-04-107

Procedimiento de Control de Pozos – Método Volumétrico

PRIDE-03-04-108

Procedimiento de Simulacro de Control de Pozos – Surgencia durante las Maniobras de Bajada/Sacada

PRIDE-03-04-109

Procedimiento de Simulacro de Control de Pozos – Surgencia durante la Perforación

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PRIDE-03-04-110

Página i

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento:

Control de Pozos Primario

N° de procedimiento: PRIDE-03-04-100 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

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PROPÓSITO El objetivo de este procedimiento consiste en definir los métodos primarios para control de pozos en instalaciones de Pride International.

ALCANCES El procedimiento es aplicable a todos equipos en tierra y offshore de Pride.

GENERAL La política de Pride establece que la perforación en subbalance (underbalanced drilling) requiere notificación previa al Vicepresidente Divisional de Operaciones. Los requisitos establecidos en este procedimiento se basan en dicha política. Si el plan de pozo implica una perforación en subbalance, se deberán establecer procedimientos específicos antes de las operaciones de perforación. El método primario de control de pozos consiste en asegurarse de que se mantenga la densidad correcta del fluido de perforación. La presión hidrostática que ejerce el fluido de perforación debe ser suficiente para impedir una afluencia de fluido de formación al pozo, pero inferior a la presión de fractura de la formación.

RESPONSABILIDADES El Vicepresidente Divisional de Operaciones es el responsable de la administración, interpretación y mantenimiento de este documento.

REFERENCIAS Manual de Respuesta ante Emergencias – En tierra

PRIDE-05-02

Manual de Respuesta ante Emergencias – Offshore

PRIDE-05-03

Plan de Emergencias por Contaminación con Petróleo a Bordo

PRIDE-05-04

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Página 1

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento:

Control de Pozos Primario

N° de procedimiento: PRIDE-03-04-100 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

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ANTECEDENTES

CAUSAS DE LAS SURGENCIAS Existe una variedad de causas de surgencias: PRESIÓN ANORMAL DE LA FORMACIÓN Cuando se perfora una formación cuya presión es superior a la presión esperada de la formación el pozo puede comenzar a fluir y se puede producir una surgencia. DENSIDAD DEL LODO INSUFICIENTE El método primario para controlar surgencias consiste en asegurarse que la densidad del fluido de perforación (lodo) sea suficiente para ejercer una presión hidrostática que impida una afluencia de fluido de formación al pozo. Esto puede suceder si ocurre una reducción en la densidad del lodo. Las causas de la reducción de la densidad del lodo pueden ser las siguientes: •

Dilución del lodo

•

Inyección de gas

•

Sedimentación del material de densificación en el fluido de perforación

NO SE MANTIENE EL POZO LLENO DURANTE ÑLAS MANIOBRAS DE BAJADA /SACADA A medida que se saca la columna del pozo, el nivel del lodo puede descender, lo que provoca una reducción de la presión hidrostática y la posibilidad de una surgencia. PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN La pérdida de circulación hace que el nivel del lodo descienda por el pozo, lo que provoca una reducción en la presión hidrostática y una posible surgencia. PISTONEO A medida que se saca la tubería del pozo, la pérdida por fricción puede provocar una caída de la presión hidrostática en el fondo del pozo. Las principales causas del pistoneo son; •

Velocidad excesiva en la sacada

•

Viscosidad excesiva del lodo

•

Empastamiento del trépano y del conjunto de fondo de pozo (BHA)

INDICIOS DE PRESIONES DE FORMACIÓN ANORMALES La detección temprana de presiones de formación anormales requiere el monitoreo de una combinación de tendencias. Un aumento en una o más de las siguientes tendencias puede

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Manual de control de pozos

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Control de Pozos Primario

N° de procedimiento: PRIDE-03-04-100 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

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N° de serie NIVEL 3

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indicar la posibilidad de una surgencia. El perforador debe determinar la posibilidad de una surgencia en base a su experiencia y a la evaluación de los datos. AUMENTO EN LA VELOCIDAD DE PENETRACIÓN (ARCILLAS) Cuando se perfora en un área de arcillas, el aumento de la velocidad de penetración (ROP) puede indicar una presión de formación mayor a la esperada. AUMENTO EN LOS NIVELES DE GAS Los aumentos en los niveles de gas de fondo puede ser indicio de un aumento de la presión de la formación, por lo que se los debe investigar. Los niveles de gas de fondo no son confiables para determinar si hay una surgencia, dado que cambian con variaciones muy leves en la presión de la formación. Sin embargo, la aparición de gas de conexión indica que la formación está muy cercana al peso de la columna de lodo. AUMENTO EN EL TORQUE Y EN EL ARRASTRE El aumento de la proporción de presión de formación en relación a la presión hidrostática puede indicar un derrumbamiento o expansión de las arcillas, lo que aumenta el torque y el arrastre. Esta condición también puede indicar una variación de la presión de la formación. CAMBIO EN EL TAMAÑO Y FORMA DE LOS RECORTES Los aumentos en la presión de la formación suelen provocar un aumento en el tamaño de los recortes. A medida que la formación se acerca al peso de la columna de lodo, los recortes comienzan a astillarse en el fondo del pozo (derrumbes). DISMINUCIÓN EN LA DENSIDAD DE LA ARCILLA En condiciones normales, la densidad de la arcilla aumenta con la profundidad. A medida que aumenta la presión de la formación, la arcilla se torna más porosa, lo que provoca una disminución de la densidad. CAMBIOS EN LOS CLORUROS DEL LODO Si el nivel de cloruros del sistema de lodo cambia sin razón aparente, puede tratarse de un indicio de cambio en la porosidad, de introducción de fluido de la formación o de un aumento de la presión de la formación. CAMBIOS EN LA TEMPERATURA DEL LODO Las presiones de la formación elevadas provocan un cambio en el gradiente de temperatura normal de la formación. Esto puede considerarse como un cambio en la tendencia normal de la temperatura del lodo.

DETECCIÓN DE UNA AFLUENCIA

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Control de Pozos Primario

N° de procedimiento: PRIDE-03-04-100 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

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Los siguientes cambios en la operación indican la afluencia de fluidos de la formación: DURANTE LAS OPERACIONES DE PERFORACIÓN •

Aumento en los flujos de retorno

•

Aumento en los niveles de las piletas de lodo

•

Disminución en la presión de bomba y/o en las emboladas

•

Aumentos repentinos en la velocidad de perforación

DURANTE MANIOBRAS DE BAJADA /SACADA •

El pozo no toma la cantidad suficiente de fluido (ya sea en la bajada o en la sacada)

•

Flujo positivo desde el orificio del pozo

PREVENCIÓN

MANIOBRAS DE BAJADA/ SACADA Aplicar los siguientes procedimientos en todas las maniobras CONDICIONES DEL LODO Antes de comenzar la maniobra, se debe realizar una circulación desde el fondo completa y se deben cumplir los siguientes criterios: •

No deben existir indicios de pérdida de lodo

•

No deben existir signos de afluencia de fluidos de la formación

•

La densidad del lodo de salida y de entrada no debe variar en +/- 0,2 ppg.

HOJA DE MANIOBRA Preparar una hoja de maniobra y utilizarla durante todas las operaciones TANQUE DE MANIOBRA Verificar que el tanque de maniobra esté lleno y en condiciones de funcionamiento antes de sacar el top drive. VÁLVULA DE SEGURIDAD Verificar que se cuente con las válvulas de seguridad y/o crossovers correspondientes (para todos los tamaños de tubería) que estén disponibles en el piso del equipo con una herramienta de cierre y que estén listos para usar.

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Control de Pozos Primario

N° de procedimiento: PRIDE-03-04-100 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

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BOMBEO HACIA FUERA POR EL POZO Cuando se realiza el bombeo hacia fuera por el pozo, el perforador debe observar cuidadosamente el volumen de lodo de entrada y de salida. TAPONES Cuando no se lo bombea hacia fuera por el pozo, el tapón deberá bombearse, en la medida de lo posible, al interior de la columna. El perforador debe asegurarse de que los retornos del tapón sean correctos antes de comenzar la maniobra. CUBETA DE LODO Cuando sea necesario sacar la tubería llena utilice una cubeta de lodo y dirija los retornos hacia al tanque de maniobra.

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Manual de control de pozos

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Control de Pozos Primario

N° de procedimiento: PRIDE-03-04-100 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

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SACADA DEL POZO Aplique estos procedimientos para la sacada: LLENADO INCORRECTO DEL POZO

Si el pozo no toma la cantidad correcta de fluido de perforación, realizar una comprobación de flujo. •

Si el pozo fluye - Cerrar

•

Si el pozo está estático – Volver al fondo en forma normal y realizar una circulación desde el fondo.

COMPROBACIÓN DE FLUJO Como mínimo, realizar comprobaciones de flujo antes de comenzar la maniobra, al llegar al zapato del casing y cuando el BHA ingresa al conjunto. La comprobación debe ser lo suficientemente prolongada como para verificar que el pozo no esté fluyendo. LLENADO DEL TANQUE DE MANIOBRA Detener el movimiento de la tubería mientras se está llenando el tanque de maniobra. INTERRUPCIÓN DE LA MANIOBRA Instalar una válvula de seguridad siempre que se detenga la maniobra. VELOCIDAD DE SACADA Sacar la tubería del pozo con lentitud para evitar el pistoneo.

BAJADA AL POZO Aplicar los siguientes procedimientos para las maniobras de bajada de tubería al pozo. TANQUE DE MANIOBRA Observar atentamente el nivel del tanque de maniobra, teniendo en cuenta que el desplazamiento se ve afectado por los flotadores (ya sean sólidos o portables) y por el tamaño del trépano y de las boquillas. INTERRUPCIÓN DE LA CIRCULACIÓN Iniciar la circulación al llegar al zapato CIRCULACIÓN DESDE EL FONDO Cuando se realiza una circulación desde el fondo se deben observar atentamente los volúmenes de lodo.

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Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento:

Control de Pozos Primario

N° de procedimiento: PRIDE-03-04-100 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

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N° de serie NIVEL 3

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Las transferencias y la mezcla se deben reducir al mínimo. FLOTADOR EN LA COLUMNA Cuando se instala un flotador en la columna se deben llenar las barras de sondeo al menos cada 15 tiros.

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Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento:

Control de Pozos Primario

N° de procedimiento: PRIDE-03-04-100 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

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N° de serie NIVEL 3

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PERFORACIÓN Durante las operaciones de perforación, cuando se presentan las siguientes condiciones se deben realizar comprobaciones de flujo y se debe observar el pozo durante tiempo suficiente para verificar los fluidos de la formación no estén fluyendo: • Cambios repentinos en la velocidad de perforación, ya sean negativos o positivos. • Cambio en el flujo de retorno • Aumento inexplicable en el nivel de las piletas Nota: El operario encargado del lodo debe mantenerse en comunicación constante con el perforador • Cambios en la presión y las emboladas de bomba

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Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento:

Ensayos de la Formación

N° de procedimiento: PRIDE-03-04-101 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

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N° de serie NIVEL 3

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PROPÓSITO El objetivo de este procedimiento consiste en definir los métodos primarios para realizar ensayos de integridad en equipos de Pride International.

ALCANCES Este documento se aplica a todos los equipos de Pride.

GENERAL La política de Pride establece que se debe realizar un ensayo de la formación justo por debajo del zapato antes de perforar una nueva sección. Este ensayo está destinado a comprobar la resistencia de la formación. Existen dos ensayos que se utilizan habitualmente: el de ensayo de integridad de la formación (FIT) y el de ensayo de filtración (LOT). La clasificación del pozo y la cantidad de información disponible acerca de la formación determinan el ensayo a utilizar.

RESPONSABILIDADES El Vicepresidente Divisional de Operaciones es el responsable de la administración, interpretación y mantenimiento de este documento.

REFERENCIAS Manual de Operaciones de Servicios Terrestres y de Pozo

PRIDE-03-02

Manual de Operaciones de Equipos Offshore

PRIDE-03-03

Manual de Respuesta ante Emergencias – En tierra

PRIDE-05-02

Manual de Respuesta ante Emergencias – Offshore

PRIDE-05-03

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Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento:

Ensayos de la Formación

N° de procedimiento: PRIDE-03-04-101 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

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N° de serie NIVEL 3

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ANTECEDENTES Cuando se realiza cualquiera de los dos ensayos se deben aplicar los siguientes lineamientos: •

Perforar el zapato, el pozo piloto y al menos 10 pies ( 3 m.) de la nueva formación.

•

Circular y acondicionar el fluido de perforación de modo de lograr una densidad de lodo uniforme.

•

Retroceder hasta el zapato.

Utilizar una bomba de alta presión y bajo volumen (por ejemplo, la bomba de cementación). Las bombas del equipo no son adecuadas para este ensayo.

ENSAYO DE INTEGRIDAD DE LA FORMACIÓN (FIT) El FIT ejerce en el pozo una presión igual al peso predeterminado del lodo. Este ensayo también se conoce como ensayo de peso de lodo equivalente. El ensayo no fractura ni rompe la formación. Se trata de un método aceptable para pozos de desarrollo en los que no se conocen con precisión las presiones de la formación en las secciones del pozo. No es adecuado para pozos de exploración.

ENSAYO DE FILTRACIÓN El objetivo de este ensayo es el de medir la presión necesaria para impulsar el fluido de perforación (lodo) al interior de la formación (presión de ingreso a la formación). El método consiste en bombear lodo lentamente al interior del orificio del pozo cerrado hasta que la presión deje de aumentar en forma lineal, lo que indica que se está impulsando lodo al interior de la formación. A partir de la presión de superficie que se aplica es posible realizar los siguientes cálculos: •

Peso máximo admisible del lodo

•

Presión máxima admisible de espacio anular en superficie

Si se continua bombeando lodo luego de que la presión se aparta de la línea recta, se puede producir la fractura de la formación, con lo que se reduce su resistencia. El ensayo de filtración es habitual en los pozos de exploración en los que se desconoce la resistencia de la formación.

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Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Derivación durante la Perforación N° de procedimiento: PRIDE-03-04-102 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

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PROPÓSITO El propósito de este procedimiento consiste en definir el momento en que es necesario derivar el gas durante la perforación.

ALCANCES Este documento se aplica a todos los equipos de Pride. El gas a poca profundidad es todo gas que se encuentre a cualquier profundidad previa a la instalación de la primera columna de casing competente (es decir, diseñado para soportar la presión con un conjunto de BOP).

GENERAL La derivación se considera como un control secundario. Cuando se imparten instrucciones de derivar se debe contar con lodo densificado en la pileta de reserva. Se deben conservar provisiones suficientes de agua lista para usar.

RESPONSABILIDADES El Vicepresidente Divisional de Operaciones es el responsable de la administración, interpretación y mantenimiento de este documento.

REFERENCIAS Manual de Operaciones de Servicios Terrestres y de Pozo

PRIDE-03-02

Manual de Operaciones de Equipos Offshore

PRIDE-03-03

Manual de Respuesta ante Emergencias – En tierra

PRIDE-05-02

Manual de Respuesta ante Emergencias – Offshore

PRIDE-05-03

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Manual de control de pozos

Título del manual:

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Derivación durante la Perforación N° de procedimiento: PRIDE-03-04-102 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

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DESCRIPCIÓN Y MAPA DEL PROCESO Jefe del Equipo/PIC

Perforador/ Ayudante del Perforador

Encargado del Lodo/ Representante Cía Ingeniero Submarino Enganchador Operadora Mantener Jefe de Equipo/PIC Informados acerca del estado de la formación 1

Indicación de afluencia del pozo 2

Detener perforación y continuar bombeo 3

Abrir línea de ventilación de derivador

4

Cerrar línea de salida a zarandas 5

Cerrar derivador 6

Aumentar la velocidad de la bomba al máximo

Dar la alarma 7

8

Pasar a lodo densificado 9

¿El pozo continúa fluyendo?

No

10

Detener el flujo de bomba y observar el pozo 11

Yes Continuar bombeo 12

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Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Derivación durante la Perforación N° de procedimiento: PRIDE-03-04-102 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

No controlado a la impresión

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 3 de 3

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Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Derivación durante la Perforación N° de procedimiento: PRIDE-03-04-102 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

N° de Etapa

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

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Etapa del proceso

Descripción

1

Mantener al Jefe del Equipo/PIC informados acerca de las condiciones de la formación

Representante de la compañía operadora: • Mantener al Jefe del Equipo/PIC informados acerca de las condiciones locales y de la formación durante las operaciones de perforación.

2

Indicación de afluencia del pozo

Jefe del Equipo/PIC: • Recibir notificación de afluencia del pozo

3

Detener la perforación y continuar el bombeo

Jefe del Equipo/PIC: • Indicar al perforador/ayudante del perforador que interrumpa la perforación •

Indicar al encargado del lodo/enganchador que continúe el bombeo

4

Abrir la línea de ventilación del derivador

Jefe del Equipo/PIC: • Ordenar la apertura de la línea de ventilación del derivador

5

Cerrar la línea de salida a las zarandas

Jefe del Equipo/PIC: • Ordenar el cierre de la línea de salida a las zarandas.

6

Cerrar el derivador

Jefe del Equipo/PIC: • Ordenar el cierre del derivador

7

Dar la Alarma

Jefe del Equipo/PIC: • Anunciar la condición de emergencia de control del pozo a través del sistema de intercomunicación. •

El personal no esencial debe dirigirse a los puntos de reunión.

8

Aumentar la velocidad de bombeo al máximo

Perforador/Ayudante del Perforador (Driller and Assistant Driller) • Ordenar que se aumente la velocidad de bombeo al máximo

9

Pasar a lodo densificado

Perforador/Ayudante del Perforador y Encargado del Lodo/Enganchador • Pasar al lodo densificado que se encuentra en las piletas de reserva.

¿El pozo continua fluyendo?

Jefe del Equipo/PIC: • Determinar si se ha logrado ahogar el pozo con el lodo densificado

10

Si la respuesta es Sí, pasar a la Etapa 12, “Continuar el bombeo”. Si la respuesta es no, pasar a la etapa 11, “Detener el flujo de las bombas y observar el pozo”. 11

Detener el flujo de las bombas y observar el pozo

Perforador/Ayudante del Perforador • Detener las bombas. •

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Realizar una comprobación de flujo del pozo para determinar si se logró ahogar la surgencia.

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Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Derivación durante la Perforación N° de procedimiento: PRIDE-03-04-102 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE 12

Continuar el bombeo

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N° de serie NIVEL 3

Página 5 de 5

Perforador/Ayudante del Perforador • Continuar bombeando todo el lodo restante. •

Alinear para bombeo de agua.

•

Bombear agua hasta que agotar todo el lodo disponible, en tanto el pozo continúe fluyendo.

Página 5

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Derivación durante las Maniobras de Bajada/Sacada N° de procedimiento: PRIDE-03-04-103 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 1 de 1

PROPÓSITO El propósito de este procedimiento consiste en definir los procedimientos de control de pozo secundarios, el uso correcto del equipamiento de preventora de reventones (BOP) para controlar un pozo cuando se pierde el control primario y los métodos de presión constante en fondo de pozo para recuperar el control primario.

ALCANCES Este documento se aplica a todos los equipos de Pride.

GENERAL El reconocimiento temprano y el cierre rápido del pozo son medidas claves para un control de pozo eficaz. Con un cierre rápido se logran: •

Surgencias de menor envergadura

•

Presiones de cierre más bajas

•

Menores riesgos de rotura de la formación

La política de Pride establece el uso de métodos de cierre “duro”.

RESPONSABILIDADES El Vicepresidente Divisional de Operaciones es el responsable de la administración, interpretación y mantenimiento de este documento.

REFERENCIAS Manual de Respuesta ante Emergencias – En tierra

PRIDE-05-02

Manual de Respuesta ante Emergencias – Offshore

PRIDE-05-03

Plan de Emergencias por Contaminación con Petróleo a Bordo

PRIDE-05-04

No controlado a la impresión

Página 1

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Derivación durante las Maniobras de Bajada/Sacada N° de procedimiento: PRIDE-03-04-103 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 2 de 2

DESCRIPCIÓN Y MAPA DEL PROCESO Jefe del Equipo/PIC

Perforador/ Ayudante del Perforador

Encargado del Lodo/ Representante Cía Ingeniero Submarino Enganchador Operadora Mantener Jefe de Equipo/PIC Informados acerca del estado de la formación 1

Indicación de afluencia del pozo 2

Colocar cuñas 3

Abrir línea de ventilación de derivador

4

Cerrar línea de salida a zarandas 5

Cerrar derivador 6

Aumentar la velocidad de la bomba al máximo

Dar la alarma 7

8

Pasar a lodo densificado 9

¿El pozo continúa fluyendo?

No

10

Detener el flujo de bomba y observar el pozo 11

Yes Continuar bombeo 12

No controlado a la impresión

Página 2

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Derivación durante las Maniobras de Bajada/Sacada N° de procedimiento: PRIDE-03-04-103 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

N° de Etapa

Etapa del proceso

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 3 de 3

Descripción

1

Mantener al Jefe del Equipo/PIC informados acerca de las condiciones de la formación

Representante de la compañía operadora: • Mantener al Jefe del Equipo/PIC informados acerca de las condiciones locales y de la formación durante las maniobras de bajada/sacada.

2

Indicación de afluencia del pozo

Jefe del Equipo/PIC: • Recibir notificación de afluencia del pozo

3

Colocar cuñas

Jefe del Equipo/PIC: • Indicar al perforador que detenga las maniobras •

Indicar al encargado del lodo/enganchador que continúe el bombeo

4

Abrir la línea de ventilación del derivador

Jefe del Equipo/PIC: • Ordenar la apertura de la línea de ventilación del derivador

5

Cerrar la línea de salida a las zarandas

Jefe del Equipo/PIC: • Ordenar el cierre de la línea de salida a las zarandas.

6

Cerrar el derivador

Jefe del Equipo/PIC: • Ordenar el cierre del derivador

7

Dar la Alarma

Jefe del Equipo/PIC: • Anunciar la emergencia a través del sistema de intercomunicación •

El personal no esencial debe dirigirse a los puntos de reunión.

8

Aumentar la velocidad de bombeo al máximo

Perforador/Ayudante del Perforador • Ordenar que se aumente la velocidad de bombeo al máximo

9

Pasar a lodo densificado

Perforador/Ayudante del Perforador y Encargado del Lodo/Enganchador • Pasar al lodo densificado que se encuentra en las piletas de reserva.

10

¿El pozo continua fluyendo?

Jefe del Equipo/PIC: • Determinar si se ha logrado ahogar el pozo con el lodo densificado Si la respuesta es Sí, pasar a la Etapa 12, “Continuar el bombeo”. Si la respuesta es no, pasar a la etapa 11, “Detener el flujo de las bombas y observar el pozo”.

11

Detener el flujo de las bombas y observar el pozo

Perforador/Ayudante del Perforador • Detener las bombas. •

No controlado a la impresión

Realizar una comprobación de flujo del pozo para determinar si se logró ahogar la surgencia.

Página 3

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Derivación durante las Maniobras de Bajada/Sacada N° de procedimiento: PRIDE-03-04-103 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

N° de Etapa 12

Etapa del proceso Continuar el bombeo

No controlado a la impresión

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 4 de 4

Descripción Perforador/Ayudante del Perforador • Continuar bombeando todo el lodo restante. •

Alinear para bombeo de agua.

•

Bombear agua hasta que agotar todo el lodo disponible, en tanto el pozo continúe fluyendo.

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Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Cierre Duro (BOP de Superficie) N° de procedimiento: PRIDE-03-04-104 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 1 de 1

PROPÓSITO El propósito de este procedimiento consiste en definir los procedimientos de control de pozo secundarios, el uso correcto del equipamiento de preventora de reventones (BOP) para controlar un pozo cuando se pierde el control primario y los métodos de presión constante en fondo de pozo para recuperar el control primario.

ALCANCES Este documento se aplica a todos los equipos de Pride.

GENERAL El reconocimiento temprano y el cierre rápido del pozo son medidas claves para un control de pozo eficaz. Con un cierre rápido se logran: •

Surgencias de menor envergadura

•

Presiones de cierre más bajas

•

Menores riesgos de rotura de la formación

La política de Pride establece el uso de métodos de cierre “duro”.

RESPONSABILIDADES El Vicepresidente Divisional de Operaciones es el responsable de la administración, interpretación y mantenimiento de este documento.

REFERENCIAS Manual de Respuesta ante Emergencias – En tierra

PRIDE-05-02

Manual de Respuesta ante Emergencias – Offshore

PRIDE-05-03

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Página 1

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Cierre Duro (BOP de Superficie) N° de procedimiento: PRIDE-03-04-104 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

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DESCRIPCIÓN Y MAPA DEL PROCESO Cierre Duro (BOP de Superficie) - Perforación Perforador/ Ayudante del Perforador

Jefe del Equipo/PIC

Encargado del lodo/ Representante Cía Ingeniero submarino Enganchador Operadora Mantener a Jefe de Equipo/PIC informados acerca de las condiciones de la formación 1

Detener perforación 2

Detener flujo de bombas de lodo y observar pozo 3

No

¿El pozo está fluyendo? 4 Sí

Cerrar BOP 5

Abrir válvula de línea de estrangulador (HCR) 6

¿Se cerró el pozo?

No

7 Sí

Reanudar perforación 9

No controlado a la impresión

Registrar condiciones y elaborar reporte 8

Página 2

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Cierre Duro (BOP de Superficie) N° de procedimiento: PRIDE-03-04-104 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 3 de 3

Cierre Duro (BOP de Superficie) - Perforación N° de Eta pa

Etapa del proceso

1

Mantener al Jefe del Equipo/PIC informados acerca de las condiciones de la formación

Representante de la compañía operadora: • Mantener al Jefe del Equipo/PIC informados acerca de las condiciones locales y de la formación durante las operaciones de perforación.

2

Detener la perforación

Jefe del Equipo/PIC: • Ordenar la suspensión de la perforación

Descripción

• 3

Detener el flujo de las bombas y observar el pozo

Perforador/Ayudante del Perforador y Encargado del Lodo/Enganchador • Interrumpir la circulación de fluido de perforación •

4

¿El pozo está fluyendo?

Subir la columna de sondeo y espaciar para cerrar el pozo.

Realizar comprobación de flujo del pozo

Perforador/Ayudante del Perforador • En base a la comprobación de flujo, verificar si el pozo está fluyendo Si la respuesta es Sí, pasar a la Etapa 5, “Cerrar BOP” Si la respuesta es No, pasar a la Etapa 9, “Reanudar la Perforación”

5

Cerrar BOP

Perforador/Ayudante del Perforador • Cerrar BOP

6

Abrir válvula de línea de estrangulador (HCR)

Perforador/Ayudante del Perforador • Abrir válvula de línea de estrangulador (HCR)

7

¿Se cerró el pozo?

Perforador/Ayudante del Perforador • Verificar si el pozo está cerrado. Si la respuesta es Sí, pasar a la Etapa 8, “Registrar las condiciones y elaborar reporte” Si la respuesta es No, volver a la Etapa 5, “Cerrar BOP”

8

9

Registrar condiciones y elaborar reporte

Reanudar la perforación

No controlado a la impresión

Perforador/Ayudante del Perforador • Registrar presión de cierre en barras de sondeo (SIDPP) •

Registrar presión de cierre en casing (SICP)

•

Registrar aumento en piletas

•

Notificar al jefe de Equipo/PIC

Jefe del Equipo/PIC: • Reanudar la perforación

Página 3

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Cierre Duro (BOP de Superficie) N° de procedimiento: PRIDE-03-04-104 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 4 de 4

DESCRIPCIÓN Y MAPA DEL PROCESO Cierre Duro (BOP de Superficie) – Maniobras de Bajada/Sacada Jefe del Equipo/PIC

Perforador/ Ayudante del Perforador

Encargado del lodo/ Representante de la Ingeniero Submarino Enganchador Cía. Operadora Mantener a Jefe de Equipo/PIC informados acerca de las condiciones de la formación 1

Espaciar y colocar cuñas 2

Instalar y cerrar FOSV 3

Cerrar BOP 4

Abrir válvula de línea de estrangulador (HCR) 5

Registrar Presión y elaborar reporte 6

Enroscar el Top Drive; Abrir FOSV; Registrar condiciones 7

¿Se cerró el pozo?

Soltar columna; Usar esclusa de corte No

9

8 Yes

Continuar maniobra 10

No controlado a la impresión

Página 4

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Cierre Duro (BOP de Superficie) N° de procedimiento: PRIDE-03-04-104 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 5 de 5

Cierre Duro (BOP de Superficie) – Maniobras de Bajada/Sacada N° de Eta pa

Etapa del proceso Descripción

1

Mantener al Jefe del Equipo/PIC informados acerca de las condiciones de la formación

Representante de la compañía operadora: • Mantener al Jefe del Equipo/PIC informados acerca de las condiciones locales y de la formación durante las maniobras de bajada/sacada.

2

Espaciar y colocar cuñas

Jefe del Equipo/PIC: • Espaciar y colocar cuñas

3

Instalar y cerrar FOSV

Perforador/Ayudante del Perforador y Encargado del Lodo/Enganchador • Instalar válvula de seguridad de apertura total (FOSV) •

Cerrar FOSV

4

Cerrar BOP

Perforador/Ayudante del Perforador • Cerrar BOP

5

Abrir válvula de línea de estrangulador (HCR)

Perforador/Ayudante del Perforador • Abrir válvula de línea de estrangulador

6

Registrar presión y elaborar Perforador/Ayudante del Perforador reporte • Comenzar a registrar presión de cierre en casing (SICP) •

7

8

Enroscar el Top Drive; abrir la FOSV; Registrar las condiciones

¿Se cerró el pozo?

Notificar al jefe de Equipo/PIC

Perforador/Ayudante del Perforador • Enroscar el top drive (con unión corta de tubo) o el vástago de perforación •

Abrir válvula de seguridad de apertura total

•

Registrar presiones y nivel en piletas

•

Registrar SICP y presión de cierre de barras de sondeo (SIDPP) una vez por minuto hasta que se estabilicen durante 5 minutos; luego, registrar cada 5 minutos.

Perforador/Ayudante del Perforador • Verificar si el pozo está cerrado. Si la respuesta es Sí, pasar a la Etapa 10, “Continuar maniobra” Si la respuesta es no, pasar a la etapa 9, “Soltar la columna; utilizar esclusa de corte”.

9

10

Soltar la columna; usar esclusas de corte

Perforador/Ayudante del Perforador • Si no fuera posible cerrar el pozo con otros métodos, soltar la columna y utilizar las esclusas de corte

Continuar Maniobra

Jefe del Equipo/PIC: • Ordenar la reanudación de las maniobras según se requiera

No controlado a la impresión

Página 5

Manual de control de pozos

Título del manual:

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Cierre Duro (BOP Submarina) N° de procedimiento: PRIDE-03-04-105 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 1 de 1

PROPÓSITO El propósito de este procedimiento consiste en definir los procedimientos de control de pozo secundarios, el uso correcto del equipamiento de preventora de reventones (BOP) para controlar un pozo cuando se pierde el control primario y los métodos de presión constante en fondo de pozo para recuperar el control primario.

ALCANCES Este documento se aplica a todos los equipos offshore de Pride.

GENERAL El reconocimiento temprano y el cierre rápido del pozo son medidas claves para un control de pozo eficaz. Con un cierre rápido se logran: •

Surgencias de menor envergadura

•

Presiones de cierre más bajas

•

Menores riesgos de rotura de la formación

La política de Pride establece el uso de métodos de cierre “duro”.

RESPONSABILIDADES El Vicepresidente Divisional de Operaciones es el responsable de la administración, interpretación y mantenimiento de este documento.

REFERENCIAS Manual de Respuesta ante Emergencias – Offshore

No controlado a la impresión

PRIDE-05-03

Página 1

Manual de control de pozos

Título del manual:

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Cierre Duro (BOP Submarina) N° de procedimiento: PRIDE-03-04-105 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 2 de 2

DESCRIPCIÓN Y MAPA DEL PROCESO Cierre Duro (BOP Submarina) - Perforación Perforador/ Ayudante del Perforador

Jefe del Equipo/PIC

Encargado del lodo/ Representante de Ingeniero submarino Encganchador Cía operadora Mantener a Jefe de Equipo/PIC acerca de las condiciones de la formación 1

Detener perforación 2 Detener flujo de bombas de lodo y observar pozo

No

3

¿El pozo está fluyendo? 4 Sí

Abrir válvula de línea de estrangulador 6

¿Se cerró el pozo?

Cerrar BOP 5

No

7 Sí

Registrar condiciones y elaborar reporte 8

Verificar espaciado y hang off 9

Reanudar perforación 10

No controlado a la impresión

Página 2

Manual de control de pozos

Título del manual:

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Cierre Duro (BOP Submarina) N° de procedimiento: PRIDE-03-04-105 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 3 de 3

Cierre Duro (BOP Submarina) - Perforación N° de Eta pa

Etapa del proceso

Descripción

1

Mantener al Jefe del Equipo/PIC informados acerca de las condiciones de la formación

Representante de la compañía operadora: • Mantener al Jefe del Equipo/PIC informados acerca de las condiciones locales y de la formación durante las operaciones de perforación.

2

Detener la perforación

Jefe del Equipo/PIC: • Ordenar la suspensión de la perforación •

3

Detener el flujo de las bombas y observar el pozo

Perforador/Ayudante del Perforador • Interrumpir la circulación de fluido de perforación •

4

¿El pozo está fluyendo?

Subir la columna de sondeo y espaciar para cerrar el pozo.

Realizar comprobación de flujo del pozo

Perforador/Ayudante del Perforador y Encargado del Lodo/Enganchador • Determinar si el pozo está fluyendo en base a la comprobación de flujo Si la respuesta es Sí, pasar a la Etapa 5, “Cerrar BOP” Si la respuesta es No, pasar a la Etapa 10, “Reanudar la Perforación”

5

Cerrar BOP

Ingeniero Submarino • Cerrar BOP

6

Abrir válvula de línea de estrangulador

Perforador/Ayudante del Perforador • Abrir la válvula a prueba de fallas de la línea de estrangulador tan pronto como el preventor anular comience a cerrarse

7

¿Se cerró el pozo?

Perforador/Ayudante del Perforador • Verificar si el pozo está cerrado. Si la respuesta es Sí, pasar a la Etapa 8, “Registrar las condiciones y elaborar reporte” Si la respuesta es No, volver a la Etapa 5, “Cerrar BOP”

8

9

10

Registrar condiciones y elaborar reporte

Perforador/Ayudante del Perforador • Registrar presión de cierre en barras de sondeo (SIDPP) •

Registrar presión de cierre en casing (SICP)

•

Registrar aumento en piletas

•

Notificar al jefe de Equipo/PIC

Verificar espaciado y hang off

Jefe del Equipo/PIC: • Verificar espaciado y hang off

Reanudar la perforación

Jefe del Equipo/PIC: • Reanudar la perforación

No controlado a la impresión

Página 3

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Cierre Duro (BOP Submarina) N° de procedimiento: PRIDE-03-04-105 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

No controlado a la impresión

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 4 de 4

Página 4

Manual de control de pozos

Título del manual:

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Cierre Duro (BOP Submarina) N° de procedimiento: PRIDE-03-04-105 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 5 de 5

DESCRIPCIÓN Y MAPA DEL PROCESO Cierre Duro (BOP Submarina) – Maniobras de Bajada/Sacada Jefe del equipo/PIC

Perforador/ Ayudante del perforador

Encargado del lodo/ Representante de Ingeniero submarino Enganchador Cía operadora Mantener a Jefe de equipo/PIC informados acerca de las condiciones de la formación 1

Espaciar y colocar cuñas 2

Instalar y cerrar FOSV 3 Cerrar BOP 4

Abrir válvula de línea de estrangulador (HCR) 5

Registrar presión y elaborar reporte 6

Enroscar Top Drive, Abrir FOSV, y registrar condiciones 7

¿Se cerró el pozo?

No

8

Soltar columna; Utilizar esclusas de corte 9

Yes

Continuar maniobras 10

No controlado a la impresión

Página 5

Manual de control de pozos

Título del manual:

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Cierre Duro (BOP Submarina) N° de procedimiento: PRIDE-03-04-105 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 6 de 6

Cierre Duro (BOP Submarina) – Maniobras de Bajada/Sacada N° de Eta pa

Etapa del proceso

Descripción

1

Mantener al Jefe del Equipo/PIC informados acerca de las condiciones de la formación

Representante de la compañía operadora: • Mantener al Jefe del Equipo/PIC informados acerca de las condiciones de la formación durante las maniobras de bajada/sacada.

2

Espaciar y colocar cuñas

Jefe del Equipo/PIC: • Espaciar y colocar cuñas

3

Instalar y cerrar FOSV

Perforador/Ayudante del Perforador y Encargado del Lodo/Enganchador • Instalar válvula de seguridad de apertura total (FOSV) •

Cerrar FOSV

4

Cerrar BOP

Ingeniero Submarino • Cerrar BOP

5

Abrir válvula de línea de estrangulador (HCR)

Perforador/Ayudante del Perforador • Abrir válvula de línea de estrangulador

6

Registrar presión y elaborar Perforador/Ayudante del Perforador reporte • Comenzar a registrar presión de cierre en casing (SICP) •

7

Enroscar el Top Drive; abrir la FOSV; Registrar las condiciones

Notificar al jefe de Equipo/PIC

Perforador/Ayudante del Perforador • Enroscar el top drive (con unión corta de tubo) o el vástago de perforación •

Abrir FOSV

•

Registrar presiones y nivel en piletas

Registrar SICP y presión de cierre de barras de sondeo (SIDPP) una vez por minuto hasta que se estabilicen durante 5 minutos; luego, registrar cada 5 minutos. 8

¿Se cerró el pozo?

Perforador/Ayudante del Perforador • Determinar si se cerró el pozo Si la respuesta es Sí, pasar a la Etapa 10, “Continuar maniobras” Si la respuesta es no, pasar a la etapa 9, “Soltar la columna; utilizar esclusa de corte”.

9

Soltar la columna; usar esclusas de corte

No controlado a la impresión

Perforador/Ayudante del Perforador •

Si no fuera posible cerrar el pozo con otros métodos, soltar la columna y utilizar las esclusas de corte

Página 6

Manual de control de pozos

Título del manual:

Nombre de procedimiento: Control de Pozos Secundario – Cierre Duro (BOP Submarina) N° de procedimiento: PRIDE-03-04-105 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE 10

Continuar Maniobras

No controlado a la impresión

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 7 de 7

Jefe del Equipo/PIC: • Ordenar la reanudación de las maniobras según se requiera

Página 7

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Procedimiento de Control de Pozos – Método del Perforador N° de procedimiento: PRIDE-03-04-106 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 1 de 1

PROPÓSITO El objetivo de este procedimiento consiste en definir el método control de pozo conocido como Método del Perforador

ALCANCES Este documento se aplica a todos los equipos offshore de Pride.

GENERAL Este procedimiento puede emplearse cuando se ha instalado un conjunto submarino Consideraciones especiales: •

El lodo de ahogo debe ser de la densidad exacta (no se deben aplicar márgenes de seguridad, de maniobra, etc., hasta más adelante)

•

Seguir el procedimiento de inicio correspondiente

•

La BOP de superficie debe mantener constante la presión del casing

•

La BOP submarina debe permitir que la presión de casing descienda en un valor igual a la fricción de línea del estrangulador.

•

Se deben tener en cuenta los volúmenes de líneas de superficie (desde la bomba hasta el top drive).

•

Preparar y utilizar una hoja de ahogo de Pride.

•

Una persona designada a tal fin debe llevar registros precisos de todos los acontecimientos.

•

Antes de abrir la BOP, se debe realizar una comprobación de flujo del pozo a través del estrangulador.

•

En los equipos semisumergibles se debe eliminar el gas del conjunto y se debe pasar desplazar el caño conductor submarino a lodo de ahogo antes de abrir la BOP.

RESPONSABILIDADES El Presidente Divisional de Operaciones es el responsable de la administración, interpretación y mantenimiento de este documento.

REFERENCIAS Manual de Respuesta ante Emergencias – Offshore

No controlado a la impresión

PRIDE-05-03

Página 1

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Procedimiento de Control de Pozos – Método del Perforador N° de procedimiento: PRIDE-03-04-106 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 2 de 2

DESCRIPCIÓN Y MAPA DEL PROCESO Perforador/ Ayudante del perforador

Jefe del equipo/PIC

Encargado del lodo/ Representante de cía Ingeniero submarino Enganchador operadora

Primera circulación lleva bomba a velocidad de ahogo 2

Se observa afluencia a orificio del pozo 1

Observar presión en barras de sondeo 3

Mantener constante la presión en barras de sondeo hasta eliminar la afluencia del orificio del pozo4

Apagar bombas de lodo 5

La circulación secundaria lleva las bombas a velocidad de ahogo 6

Observar presión en barras de sondeo 7

No

¿Lodo de perforación en el trépano? 8 Sí

Apagar bombas 9

Permitir aumento de SICP hasta igualar CLF 10

No controlado a la impresión

Página 2

Manual de control de pozos

Título del manual:

Nombre de procedimiento: Procedimiento de Control de Pozos – Método del Perforador N° de procedimiento: PRIDE-03-04-106 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

N° de Eta pa

Etapa del proceso

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 3 de 3

Descripción

1

Se observa una afluencia al Jefe del Equipo/PIC: orificio del pozo • Observar afluencia al orificio del pozo

2

La primera circulación lleva Perforador/Ayudante del Perforador y Encargado del Lodo/Enganchador las bombas de lodo a • Llevar bombas de lodo a velocidad de ahogo velocidad de ahogo • Abrir estrangulador • Permitir que la presión de cierre del casing (SICP) caiga en un valor igual al de la fricción de línea de estrangulador (CLF). Nota: La presión de cierre de barras de sondeo (SIDPP) y la SICP deben ser iguales a la SIDPP original.

3

Observar la presión en barras de sondeo

Perforador/Ayudante del Perforador • Una vez alcanzado el caudal de ahogo, observar la presión de barras de sondeo.

4

Mantener constante la presión de barras de sondeo hasta eliminar la afluencia del orificio del pozo.

Perforador/Ayudante del Perforador • Mantener constante la presión de barras de sondeo hasta eliminar la afluencia del orificio del pozo mediante circulación.

5

Apagar las bombas de lodo Perforador/Ayudante del Perforador y Encargado del Lodo/Enganchador • Apagar las bombas de lodo

6

La circulación secundaria lleva las bombas de lodo a velocidad de ahogo

7

8

Observar la presión en barras de sondeo

¿Lodo de perforación en el trépano?

Perforador/Ayudante del Perforador y Encargado del Lodo/Enganchador • Llevar el contador de emboladas a cero •

Pasar la circulación a lodo de ahogo

•

Llevar bombas a velocidad de ahogo

•

Permitir que la SICP caiga en un valor igual a la CLF.

Perforador/Ayudante del Perforador • Establecer caudal de ahogo •

Observar la presión en barras de sondeo

•

Seguir el programa a medida que se bombea lodo de ahogo hasta el trépano y cae la presión de las barras de sondeo desde la presión de circulación inicial (ICP) hasta la presión de circulación final (FCP).

Perforador/Ayudante del Perforador • ¿Lodo de perforación en el trépano? Si la respuesta es sí, pasar a la etapa 9, “Apagar las bombas de lodo”. Si la respues ta es no, pasar a la Etapa 6, “La circulación secundaria lleva las bombas a la velocidad de ahogo”.

No controlado a la impresión

Página 3

Manual de control de pozos

Título del manual:

Nombre de procedimiento: Procedimiento de Control de Pozos – Método del Perforador N° de procedimiento: PRIDE-03-04-106 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

N° de Eta pa

Aprobado por CD/JA

Etapa del proceso

Página 4 de 4

Descripción

9

Apagar las bombas de lodo Perforador/Ayudante del Perforador • Apagar las bombas de lodo

10

Permitir que la SICP aumente en un valor igual al de la CLF

No controlado a la impresión

N° de serie NIVEL 3

Perforador/Ayudante del Perforador • Permitir que la SICP aumente hasta igualar la CLF •

Observar la presión

Página 4

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Procedimiento de Control de Pozos – Método de Densifique y Espere N° de procedimiento: PRIDE-03-04-107 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 1 de 1

PROPÓSITO El objetivo de este procedimiento consiste en definir el método control de pozo conocido como Método del Densifique y Espere.

ALCANCES Este documento se aplica a todos los equipos de Pride.

GENERAL Este procedimiento puede emplearse cuando se ha instalado un conjunto de superficie. Consideraciones especiales: •

El lodo de ahogo debe ser de la densidad exacta (no se deben aplicar márgenes de seguridad, de maniobra, etc., hasta más adelante)

•

Seguir el procedimiento de inicio correspondiente

•

La BOP de superficie debe mantener constante la presión del casing

•

La BOP submarina debe permitir que la presión de casing descienda en un valor igual a la fricción de línea del estrangulador.

•

Se deben tener en cuenta los volúmenes de líneas de superficie (desde la bomba hasta el top drive).

•

Preparar y utilizar una hoja de ahogo de Pride.

•

Una persona designada a tal fin debe llevar registros precisos de todos los acontecimientos.

•

Antes de abrir la BOP, se debe realizar una comprobación de flujo del pozo a través del estrangulador.

RESPONSABILIDADES El Vicepresidente Divisional de Operaciones es el responsable de la administración, interpretación y mantenimiento de este documento.

REFERENCIAS Manual de Respuesta ante Emergencias – En tierra

PRIDE-05-02

Manual de Respuesta ante Emergencias – Offshore

PRIDE-05-03

No controlado a la impresión

Página 1

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Procedimiento de Control de Pozos – Método de Densifique y Espere N° de procedimiento: PRIDE-03-04-107 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 2 de 2

DESCRIPCIÓN Y MAPA DEL PROCESO Jefe del Equipo/PIC

Se observa afluencia al orificio del pozo 1

Perforador/ Ayudante del Perforador

Llevar bombas de lodo a velocidad de ahogo

Encargado del lodo/ Enganchador

Ingeniero submarino

Representante Cía Operadora

2

Observar presión en barras de sondeo 3

Lodo de ahogo en el trépano; Mantener FCP hasta que el lodo de ahogo llegue a la superficie 4

Apagar bombas de lodo 5

No controlado a la impresión

Página 2

Manual de control de pozos

Título del manual:

Nombre de procedimiento: Procedimiento de Control de Pozos – Método de Densifique y Espere N° de procedimiento: PRIDE-03-04-107 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

N° de Eta pa

Aprobado por CD/JA

Etapa del proceso

N° de serie NIVEL 3

Descripción

1

Se observa una afluencia al Jefe del Equipo/PIC: orificio del pozo • Observar afluencia al orificio del pozo

2

Llevar bombas de lodo a velocidad de ahogo

3

Observar la presión en barras de sondeo

Página 3 de 3

Perforador/Ayudante del Perforador y Encargado del Lodo/Enganchador • Llevar bombas de lodo a velocidad de ahogo •

Abrir estrangulador

•

Permitir que la presión de cierre del casing (SICP) caiga en un valor igual al de la fricción de línea de estrangulador (CLF).

Perforador/Ayudante del Perforador • Una vez alcanzado el caudal de ahogo, observar la presión de barras de sondeo. •

Seguir el programa; permitir que la presión de las barras de sondeo caiga desde la presión de circulación inicial (ICP) hasta la presión de circulación final (FCP).

4

Perforador/Ayudante del Perforador Lodo de ahogo en el trépano; Mantener la FCP • Mantener la FCP hasta que el lodo de ahogo llegue a la superficie. que el lodo de ahogo llegue a la superficie.

5

Apagar las bombas de lodo Perforador/Ayudante del Perforador y Encargado del Lodo/Enganchador • Apagar las bombas. •

No controlado a la impresión

Permitir que la SICP aumente en un valor igual al de la fricción de línea de estrangulador y monitorear las presiones.

Página 3

Manual de control de pozos

Título del manual:

Nombre de procedimiento: Procedimiento de Control de Pozos – Método Volumétrico N° de procedimiento: PRIDE-03-04-108 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 1 de 1

PROPÓSITO El objetivo de este procedimiento consiste en definir el método control de pozo conocido como Método Volumétrico

ALCANCES Este documento se aplica a todos los equipos de Pride.

GENERAL Si no fuera posible circular el gas hacia fuera del pozo en el corto plazo o en el largo plazo, puede presentarse una migración de gas. Esto provoca un aumento de la presión de cierre en barras de sondeo (SIDPP), de la presión de cierre en casing (SICP), de la presión en fondo de pozo (BHP) y de la presión en el zapato del casing. Para mantener constante la presión BHP se debe permitir que el gas se expanda a medida que asciende por el espacio anular. El método para permitir dicha expansión se conoce como Método Volumétrico.

COMUNICACIÓN CON BARRAS DE SONDEO ( ES DECIR, SIDPP UTILIZABLE) Si existiera dicha posibilidad de comunicación, utilizar el manómetro de barras de sondeo de la siguiente manera: •

Observar la SIDPP

•

Permitir que aumente en alrededor de 100 psi para establecer un factor de seguridad.

•

Permitir que la SIDPP aumente otros 100 psi.

•

Purgar el lodo del estrangulador, permitiendo que la SIDPP caiga 100 psi.

•

Repetir hasta que sea posible circular o hasta que el gas llegue a la superficie.

•

No purgar gas del pozo con este método.

SIN COMUNICACIÓN CON BARRAS DE SONDEO Si las boquillas o la columna están taponadas, si la columna no está en el fondo o si no hay una columna en el interior del pozo, solamente se conoce la SICP. En tal caso, se debe utilizar el siguiente procedimiento: •

No controlado a la impresión

Observar la SICP

Página 1

Manual de control de pozos

Título del manual:

Nombre de procedimiento: Procedimiento de Control de Pozos – Método Volumétrico N° de procedimiento: PRIDE-03-04-108 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

•

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 2 de 2

Permitir que la SICP aumente en alrededor de 100 psi para establecer un factor de seguridad.

•

Calcular la cantidad de lodo a purgar del espacio anular de modo de reducir la presión hidrostática en 100 psi.

•

Permitir que la SICP aumente otros 100 psi.

•

Purgar el volumen de lodo calculado desde el espacio anular a través del estrangulador. Esta operación debe realizarse con lentitud, manteniendo constante la presión del casing. La presión del casing aumentará a medida que continúe la migración.

•

Repetir hasta que el gas alcance la superficie.

Una vez que el gas llega a la superficie, se podrá reducir la presión del casing del siguiente modo: •

Bombee lentamente un volumen de fluido al interior del espacio anular, lo que aumentará la presión hidrostática en 100 psi. Se producirá un leve aumento de la presión en el casing debido a que se está bombeando al interior de un sistema cerrado.

•

Permitir que el lodo se asiente a través del gas.

•

Purgar el aumento de presión provocado por el bombeo (purgar gas únicamente).

•

Purgar una presión igual a la presión hidrostática del lodo bombeado (purgar gas únicamente).

•

Si vuelve lodo, detenerse y esperar a que el gas llegue a la superficie.

•

Repetir hasta que se haya purgado todo el gas o hasta que la SICP haya caído hasta el nivel deseado.

RESPONSABILIDADES El Vicepresidente Divisional de Operaciones es el responsable de la administración, interpretación y mantenimiento de este documento.

REFERENCIAS Manual de Respuesta ante Emergencias – En tierra

PRIDE-05-02

Manual de Respuesta ante Emergencias – Offshore

PRIDE-05-03

No controlado a la impresión

Página 2

Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Procedimiento de Control de Pozos – Método Volumétrico N° de procedimiento: PRIDE-03-04-108 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0 QA/HSE

No controlado a la impresión

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 3 de 3

Página 3

Manual de control de pozos

Título del manual:

Nombre de procedimiento: Procedimiento de Simulacro de Control de Pozos –Surgencia durante las Maniobras N° de procedimiento: PRIDE-03-04-109 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0

QA/HSE

Aprobado por CD/JA

N° de serie NIVEL 3

Página 1 de 1

PROPÓSITO El propósito de este procedimiento consiste en definir los requisitos para simulacros de surgencia durante una maniobra de bajada/sacada de tubería.

ALCANCES Este documento se aplica a todos los equipos de Pride.

GENERAL Se deberán realizar simulacros de control de pozo según los requisitos establecidos en la sección WCP-10 Perforación en Subbalance, con el objeto de familiarizar a todos los miembros de la dotación con su función y con las técnicas a implementar. Se los deberá llevar a cabo con el mayor realismo posible. Cuando sea posible, no deberán existir diferencias entre el simulacro y los procedimientos reales. Sin embargo, los simulacros deben realizarse en momentos adecuados, de modo tal de minimizar los riesgos de aprisionamiento de la tubería o cualquier otra situación que pudiera afectar las operaciones.

SURGENCIA DURANTE LAS MANIOBRAS DE BAJADA O SACADA El objetivo de este simulacro consiste en que la dotación practique el procedimiento de cierre a aplicar en caso de surgencia durante maniobras de bajada/sacada de tubería. El simulacro debe realizarse con el trépano dentro del casing. Cuando la PIC lo indica, el Perforador debe hacer los siguiente: •

Suspender otras operaciones

•

Instalar válvula de seguridad de apertura total (FOSV)

•

Cerrar FOSV

•

Cierre el preventor anular.

•

Abrir HCR o válvulas a prueba de fallas.

•

Verificar que el pozo esté cerrado.

•

Comenzar a registrar las presiones

•

Notificar a la Persona a Cargo (PIC)

Los simulacros y sus duraciones deberán registrarse en el Reporte Diario de la IADC, siguiendo los requisitos establecidos en el Manual de Respuesta ante Emergencias.

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Nombre de procedimiento: Procedimiento de Simulacro de Control de Pozos –Surgencia durante las Maniobras N° de procedimiento: PRIDE-03-04-109 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0

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Una vez que la PIC considere que la dotación del equipo puede responder ante un incidente de control de pozos durante las maniobras de bajada/sacada, se podrán simular los últimos cinco pasos.

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Título del manual:

Manual de control de pozos

Nombre de procedimiento: Procedimiento de Simulacro de Control de Pozos – Surgencia durante la Perforación N° de procedimiento: PRIDE-03-04-110 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0

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N° de serie NIVEL 3

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PROPÓSITO El propósito de este procedimiento consiste en definir los requisitos para simulacros de surgencia durante la perforación.

ALCANCES Este documento se aplica a todos los equipos de Pride.

GENERAL Se deberán realizar simulacros de control de pozo según los requisitos establecidos en la sección WCP-10 Perforación en Subbalance, con el objeto de familiarizar a todos los miembros de la dotación con su función y con las técnicas a implementar. Se los deberá llevar a cabo con el mayor realismo posible. Cuando sea posible, no deberán existir diferencias entre el simulacro y los procedimientos reales. Sin embargo, los simulacros deben realizarse en momentos adecuados, de modo tal de minimizar los riesgos de aprisionamiento de la tubería o cualquier otra situación que pudiera afectar las operaciones.

SURGENCIA DURANTE LA PERFORACIÓN El objetivo de este simulacro consiste en que la dotación practique el procedimiento de cierre a aplicar en caso de surgencia durante la perforación. El simulacro puede realizarse con el trépano en el pozo abierto o con el pozo entubado. Si el trépano está en el pozo abierto, no se podrá cerrar el pozo. Cuando la PIC lo indica, o como reacción ante un aumento en piletas simulado, el perforador debe hacer los siguiente: •

Detectar el aumento en piletas (si se lo simulara)

•

Detener la perforación

•

Levantar y espaciar

•

Apagar las bombas.

•

Comprobación de flujo

•

Cerrar el preventor anular.

•

Abrir HCR o válvulas a prueba de fallas.

•

Comenzar a registrar las presiones y el aumento en piletas.

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Nombre de procedimiento: Procedimiento de Simulacro de Control de Pozos – Surgencia durante la Perforación N° de procedimiento: PRIDE-03-04-110 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0

•

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Llamar a la Persona a Cargo (PIC)

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Nombre de procedimiento: Procedimiento de Simulacro de Control de Pozos – Surgencia durante la Perforación N° de procedimiento: PRIDE-03-04-110 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0

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La duración del simulacro deberá registrarse en el reporte diario de la IADC. Cuando el trépano está en el pozo abierto, se pueden simular los últimos cuatro pasos. Una vez que el trépano está en el casing, se puede enroscar el top drive y realizar el simulacro completo.

CUANDO LAS INSTRUCCIONES VIGENTES INDICAN QUE SE DEBE DERIVAR En un equipo apoyado en el lecho marino (autoelevable), cuando se perfora el pozo inicial y las instrucciones indican que se debe derivar, el tiempo de reacción es de importancia crucial. (los equipos offshore de Pride no deben derivar en pozos de superficie). En cada equipo se debe preparar un simulacro específico para la derivación, el que deberá incluir los siguientes aspectos: •

Simular la derivación del pozo siguiendo los procedimientos.

•

Simular la alienación de las bombas para pasar a lodo densificado y/o a agua de mar.

•

El personal esencial debe acudir a sus puestos.

•

El personal no esencial debe dirigirse a los puntos de reunión o seguir las instrucciones del plan de emergencias.

Todas las cuadrillas deben realizar la simulación de derivación y alineación de bombas al comienzo de cada turno durante esta fase de la perforación. Se deben realizar simulacros de traslado a los puntos de reunión al comienzo de la perforación de la sección del pozo superior, y luego cada 7 días o en cada cambio de cuadrilla durante esta fase. Los simulacros deberán registrarse en el Reporte Diario de la IADC, siguiendo los requisitos establecidos en el Manual de Respuesta ante Emergencias.

O TROS SIMULACROS Se recomienda realizar una variedad de simulacros antes de perforar el casing por encima de una zona de alta presión o de hidrocarburos. El simulacro completo de BOP incluye: •

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Cierre de la BOP

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Nombre de procedimiento: Procedimiento de Simulacro de Control de Pozos – Surgencia durante la Perforación N° de procedimiento: PRIDE-03-04-110 Fecha de emisión Revisión N° Preparado por 01-Apr-02 0

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•

Circulación por el estrangulador con contrapresión (500 psi)

•

Reunión de la dotación

•

Solicitud de transporte para evacuación

•

Presurización de tanques de lastre, etc.

El simulacro de bajada/sacada contra presión de pozo incluye:

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•

Simulacro estándar para maniobras de bajada/sacada

•

Aplicación de baja presión (2 – 500 psi)

•

Sacada de tubería por el preventor anular según el procedimiento (5 tiros).

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ANEXO A – COMPORTAMIENTO DEL GAS EN LODO A BASE DE PETRÓLEO El comportamiento del gas en lodos a base de petróleo puede provocar la descarga del pozo sin advertencia previa para el perforador. El punto de burbujeo es la presión a la que el gas se escapa de la solución y se comporta según las leyes de los gases.

PROCEDIMIENTOS CLAVE PARA EVITAR LA DESCARGA DEL POZO DURANTE LAS MANIOBRAS DE BAJADA/ SACADA DE TUBERÍA •

Limitar las velocidad de la maniobra para minimizar las presiones de surgencia por pistoneo.

•

Observar el llenado del pozo en la bajada y en la sacada.

DURANTE LA PERFORACIÓN •

Regular las alarmas del equipamiento de detección en el punto más bajo posible.

•

Realizar una circulación desde el fondo ante cualquier aumento en los niveles de gas.

•

Verificar con frecuencia la densidad del lodo de salida y de entrada.

•

Realizar comprobación de flujo ante aumentos repentinos de la velocidad de perforación

¡S E DEBE ESTAR ATENTO ANTE ACTIVIDADES QUE PERMITAN VOLÚMENES DE AFLUENCIA NO DETECTABLES ! Prestar atención a los siguientes eventos: •

Pistoneo cuando se retira la tubería del fondo

•

Perforación a través de arenas gasificadas

•

Limpieza de gas en el interior del conjunto en conjuntos submarinos.

¡C IRCULAR DESDE EL FONDO A TRAVÉS DEL ESTRANGULADOR ABIERTO CON EL POZO CERRADO! Se deben extremar las precauciones en las siguientes circunstancias: •

En los últimos 2000 – 3000 pies.

•

Cuando se perfora en aguas profundas con un conjunto submarino

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DETECCIÓN DE SURGENCIAS Y SEÑALES DE ADVERTENCIA SITUACIONES QUE PUEDEN OCULTAR UNA AFLUENCIA PEQUEÑA Se debe estar atento ante lo siguiente: •

Pérdida parcial de la circulación

•

Variaciones de la densidad del lodo durante la perforación

•

Equipamiento de control de sólidos y desgasificación del lodo

•

Volumen de pozo perforado recientemente

•

Derrames y pérdidas en equipamiento de superficie

•

Pérdida de volumen de vástago de perforación

Nota: Una surgencia de 5 barriles puede pasar totalmente desapercibida en condiciones normales de operación.

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ANEXO B – CONTROL DE POZOS TERCIARIO Si no fuera posible mantener el control secundario debido a problemas en fondo de pozo o a fallas del equipamiento, es posible implementar ciertos procedimientos de emergencia para evitar la pérdida total del control. No existen muchos métodos establecidos de control de pozos terciario, porque cada situación suele exigir una solución específica. Sin embargo, entre la variedad de procedimientos que se suelen utilizar se encuentran los siguientes: •

Tapón de baritina

•

Tapón de gasoil-bentonita

•

Tapón de cemento

T APÓN DE BARITINA El tapón de baritina es una mezcla de baritina y agua o diesel que se emplea para tapar un pozo. El tapón se coloca en su lugar y sella el pozo a medida que se asienta la baritina. La eficacia depende de la alta densidad de la baritina y de su capacidad de formar una barrera impermeable. El tapón se desplaza a través de la columna y, si es posible, se saca la columna hasta que quede por encima del tapón. Una mezcla eficaz debe tener las siguientes propiedades: •

Baritina de alta calidad con bajo contenido de arcilla

•

Viscosidad y punto de fluencia bajos, de modo de permitir un asentamiento rápido.

•

Alta densidad (3 ppg más que la densidad del lodo).

•

Pérdida de fluido elevada para permitir una deshidratación rápida, lo que también puede ayudar a sellar el pozo

Es posible emplear dos tipos de tapones de baritina •

Baritina - agua

•

»Baritina – diesel

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BARITINA - AGUA Utilizar este tapón con lodo de base petróleo y aplicar el siguiente procedimiento: •

Elegir la densidad deseada

•

Calcular el volumen necesario para producir un tapón de la longitud suficiente (300 – 450 pies).

•

Ingredientes por barril de mezcla

Densidad del

18 ppg

20 ppg

22 ppg

Agua (bbl)

0.643

0.569

0.495

Baritina (bbl)

536

647

756

lodo

•

•

Mezclar la baritina con una tolva mezcladora directamente hacia el interior de las barras de sondeo empleando agua que contenga: −

0,7 ppb Ácido Pirofosfórico Sódico (SAPP)

−

0,25 ppb Cáustico

Desplazar con lodo al interior del espacio anular, dejando el lodo en las barras de sondeo alrededor de 2 barriles por encima del que se encuentra en el interior del espacio anular.

•

Sacar la tubería del tapón

•

Circular por encima del tapón durante varias horas si fuera posible

Nota: Como diluyente alternativo es posible emplear lignosulfonato a 0,4 ppb en reemplazo del SAPP. El lignosulfonato resulta muy afectado por la contaminación y es térmicamente estable, pero reduce la pérdida de fluido a la décima parte.

BARITINA - DIESEL Utilizar este tapón con lodo de base petróleo y aplicar el siguiente procedimiento: •

Para un lodo a base de petróleo es preferible emplear una mezcla de baritina y diesel. Ingredientes por barril:

Densidad del

18 ppg

20 ppg

22 ppg

lodo

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Diesel (bbl)

0.610

0.54

0.47

Baritina (bbl)

570

680

780

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•

Agregar un agente humectante de lodo para aumentar la sedimentación (0,5 ppb).

•

Se debe emplear el mismo procedimiento de bombeo que el empleado para el agua.

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T APÓN DE GASOIL-BENTONITA Se trata de una posible alternativa al tapón de baritina en caso de surgencia de agua. No funciona bien cuando se trata de gas y se lo debe considerar como una solución de corto plazo (es decir, se le debe colocar un tapón de cemento encima). El petróleo funciona como transporte de la bentonita, e impide su hidratación y expansión. A medida que el agua entra en contacto con la bentonita, ésta se hidrata y fragua como cemento de arcilla.

T APÓN DE CEMENTO Es posible emplear un tapón de cemento para sellar el flujo en el fondo del orificio del pozo. Generalmente ofrece pocas posibilidades de recuperar la columna, por lo que implica el abandono del pozo y la pérdida de la mayoría de las herramientas de interior de pozo. También es probable que obture la columna de sondeo, por lo que no es posible realizar un segundo intento si el primero falla. En lo que se refiere al control de pozos, se la debe considerar como la última opción. Los tapones de cemento se colocan mediante el bombeo de una cantidad de cemento acelerador (de fragüe rápido) al interior del espacio anular a través de la columna. El bombeo debe continuar hasta que la presión indique que se formó un sello. En los pozos con ángulos muy agudos, o cuando se lo coloca fuera del fondo, se debe emplear un tapón muy viscoso por debajo, de modo de impedir que el cemento atraviese el lodo.

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ANEXO C – SIMULACROS DE BOP SIMULACROS DURANTE LA PERFORACIÓN Durante la perforación se deben seguir los lineamientos que se detallan a continuación: •

El simulacro puede realizarse con el pozo abierto o entubado. Sin embargo, si el trépano está en el pozo abierto, no se debe cerrar el pozo.

•

La PIC debe iniciar el simulacro elevando manualmente un flotante indicador de nivel en piletas.

•

Se espera que el perforador detecte el aumento en piletas y tome las siguientes medidas para proteger el pozo: −

Levantar el vástago del perforación (o el top drive) hasta que la unión de barras supere la BOP y la válvula superior del vástago quede justo encima de la mesa rotativa.

−

Apagar las bombas.

−

Comprobar si el pozo fluye.

−

Informar al representante de la compañía operadora.

−

Registrar el tiempo requerido para reaccionar y documentar el simulacro en el reporte de la IADC.

DURANTE LAS MANIOBRAS DE BAJADA/ SACADA DE TUBERÍA El simulacro durante las maniobras sirve para que la cuadrilla de perforación se familiarice con el procedimiento de cierre a emplear en caso de surgencia durante las maniobras. La PIC debe iniciar el simulacro sin previo aviso, levantando el flotante del tanque de maniobra para indicar un aumento en piletas. Se espera que el perforador tome las siguientes medidas para proteger el pozo: •

Suspender otras operaciones

•

Activar la alarma de alerta de surgencia.

•

Instalar la válvula de seguridad de la columna

•

Cerrar el preventor anular.

•

Registrar la presión de casing y de columna de sondeo/de trabajo.

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•

Notificar el cierre del pozo al Supervisor de Perforación

•

Registrar el simulacro en el reporte de la IADC

SIMULACROS DE PILETAS BOP

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Y ENSAYO FUNCIONAL DE EQUIPAMIENTO DE

Si las condiciones del pozo lo permiten, se deberá realizar una serie de simulacros al menos una vez por cada turno, con el objeto de que la dotación se familiarice con el procedimiento y minimice los tiempos de reacción. Dichos simulacros se deberán realizar hasta que el Jefe del Equipo considere que todos los miembros de la cuadrilla están familiarizados con la operación en su totalidad. Todas las cuadrillas que regresen después de un receso deberán realizar estos simulacros lo antes posible luego de retomar sus tareas en el equipo. Una vez que se alcancen los estándares requeridos, cada cuadrilla deberá realizar los simulacros al menos una vez por semana. Toda disminución de los estándares deberá rectificarse de inmediato mediante un aumento en la frecuencia de los simulacros. En el formulario de reporte de ensayos operacionales y procedimientos de simulacro, la “D” indica un simulacro. La letra “O” indica un ensayo operacional. “DI” indica en todos los reportes que se ha realizado un ensayo de piletas durante las maniobras. La letra “R” indica que se emplearon controles remotos. En los reportes matutinos, basta con ingresar “DI” o “DIR”. Los reportes de la UADC registran todos los horarios y toda otra información relevante. En el reporte de la IADC se deben registrar los siguientes horarios: Tiempo total desde que se levanta el indicador de nivel en piletas hasta que el último miembro del personal acude a su puesto, con todas las etapas intermedias del programa completadas y el pozo protegido. Nota:

La cuadrilla de perforación debe estar organizada como equipo; cada miembro debe tener tareas específicas asignadas. Se deben establecer señas estándar para comunicarse.

Todos los ensayos funcionales deben realizarse con la columna fuera del pozo o lo más pronto posible luego de la sacada. Los ensayos se realizan bajo la dirección de la PIC. Se debe notificar al representante de la compañía operadora acerca de la intención de realizar los ensayos, de modo tal que pueda observar los procedimientos. En el reporte de la IADC se deben registrar los resultados del

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ensayo y el tiempo necesario para cerrar cada preventora. El reporte debe ser firmado por el representante de la compañía operadora y por la PIC.

ENSAYOS Los ensayos operacionales de la BOP se deben realizar desde el sistema de control del perforador en el piso del equipo y desde los controles remotos en días alternativos. (Cuando se utilicen las unidades de control remoto se debe ingresar la letra “R” en el reporte. Los ensayos a realizar son los siguientes: •

Esclusas de BOP (Ciegas) 01 (R) Realizar el ensayo con la columna fuera del pozo. Cerrar las esclusas ciegas/de corte. Comprobar si el volumen de fluido es correcto con el medidor de control. Registrar el tiempo necesario para cerrar y comprobar el volumen de fluido.

•

Esclusas de BOP (Tubería) 02 (R) Verificar que la esclusa de tubería esté ubicada a mitad de camino entre las uniones de las barras de sondeo antes de comenzar el ensayo. Cerrar las esclusas de tubería. Comprobar si el volumen de fluido es correcto con el medidor de control. Registrar el tiempo necesario para cerrar y comprobar el volumen de fluido.

•

Preventora esférica 03 (R) Comprobar que la preventora esférica esté ubicada a mitad de camino entre las uniones de barras de sondeo o de portamechas. Cerrar la preventora esférica sobre el portamechas o las barras de sondeo. Abrir y registrar el tiempo de cierre. Nota:

Todos los ensayos que impliquen el cierre de preventoras de esclusa o de bolsa deben realizarse con la mayor rapidez posible, de modo de verificar que el tiempo de cierre se mantenga en el mínimo.

Si fuera posible, los ensayos de rutina (con excepción del ensayo con preventora esférica) deberán realizarse con la columna fuera del pozo, de modo de coincidir con la maniobra de cambio de trépano. •

Válvulas de vástago de perforación 04 Abrir y cerrar las válvulas inferiores y superiores de vástago de perforación, verificando que todas abran y cierren con facilidad.

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•

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BOPs de columna de sondeo 05 Abrir y cerrar las válvulas de bola y las válvulas de resorte (BOP interna). Comprobar los sustitutos de crossover para sustitutos de válvula de seguridad de columna de sondeo.

•

Indicador de nivel en piletas 06 Levantar y bajar los flotantes de nivel en piletas para verificar la configuración de las alarmas y las señales de alarmas. (Registrar en la tabla).

•

Desgasificador 07 Alinear el desgasificador con su bomba centrífuga y verificar que funcione correctamente. Realizar ensayos operacionales del desgasificador una vez por semana. (Registrar la fecha del ensayo en el formulario de reporte de la IADC). −

Advertir al perforador en forma anticipada acerca de la intención de realizar ensayos o simulacros.

−

Para observar el desgaste de esclusas o de preventores anulares en relación al uso, llevar un registro actualizado de la cantidad de veces que se pone en funcionamiento alguno de estos dispositivos.

SIMULACROS EN PILETAS Los simulacros se realizan bajo la dirección de la PIC. Se debe notificar al representante de la compañía operadora acerca de la intención de realizar los ensayos, de modo tal que pueda observar los procedimientos. Los resultados deben registrarse en el formulario de reporte de la IADC, los que deben estar firmados por la PIC y por el representante de la compañía operadora. Se incluyen procedimientos para cuatro ensayos de piletas diferentes: •

D1 Maniobra

Durante las maniobras de

sacada/bajada de tubería •

D2 Perforación circulando o perforando

•

D3 Fuera del pozo

Cuando se está en el fondo y se está Cuando se está fuera del pozo, perfilando o

cambiando el trépano •

D4 Derivación de gas en el caño conductor submarino

Aguas

profundas

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Cada una de estas condiciones implica problemas especiales, aunque todas están estrechamente relacionadas con el mantenimiento del control y la prevención de reventones. Todos los ensayos que impliquen el cierre de preventoras de esclusa o de bolsa deben realizarse con la mayor rapidez posible, de modo de verificar que el tiempo de cierre se mantenga en el mínimo. Antes de cerrar los preventores de esclusas o esféricos sobre la columna de sondeo se debe verificar que dichos dispositivos estén ubicados a mitad de camino entre las uniones de barras de sondeo o de portamechas. Nota:

Nunca se deben cerrar preventores de esclusas o esféricos sobre estabilizadores o portamechas en espiral. No emplear válvulas de contrapresión (BPV) con dardos durante la perforación.

SURGENCIA DURANTE LAS MANIOBRAS DE BAJADA O SACADA Emplear las siguientes instrucciones: •

Levantar el flotante en el tanque de maniobras para simular una afluencia.

•

El perforador advierte el cambio en el nivel de piletas de lodo, que supera al de la tubería que se está bajando o sacando, a través de señales sonoras o visuales. (Timbre e indicador de nivel en piletas).

•

El perforador notifica a la cuadrilla.

•

El perforador deja un espacio entre la tubería y la mesa rotativa.

•

Se apagan las bombas si se está circulando con TDS.

•

Instalar FOSV (TIW) y cerrar FOSV si no hubiera TDS conectado.

•

Cerrar el preventor anular.

•

Abrir las válvulas superiores a prueba de fallas de la línea del estrangulador en la BOP. Alinear el manifold contra la válvula de estrangulador cerrada.

•

Registrar la SICP y el volumen de la afluencia.

•

Registrar en el reporte de la IADC.

Asimismo, realizar los siguientes procedimientos cuando sea necesario: •

Espaciar la columna. (el perforador debe llevar un registro de profundidad de esclusas/espaciamiento de uniones de barras y debe estar atento ante variaciones por marea).

•

Instalar cabeza de circulación

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•

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Asentar sobre esclusas de tubería (superiores) empleando el compensador de columna de sondeo.

•

Abrir preventor esférico

•

Registrar el tiempo total.

SURGENCIA DURANTE LA PERFORACIÓN Emplear las siguientes instrucciones: •

Levantar el flotante en la pileta de lodo para simular una afluencia.

•

El perforador advierte el cambio en el nivel.

•

El perforador alerta a la cuadrilla.

•

Apagar la mesa rotativa.

•

Levantar del fondo, espaciar la tubería.

•

Apagar las bombas.

•

Cerrar la BOP (normalmente, el preventor anular)

•

Abrir las válvulas a prueba de fallos superiores de la línea de estrangulador con la válvula de estrangulador y de corriente Arriba cerradas.

•

Registrar la SIDPP, la SICP y el volumen de la afluencia.

•

Informar a la PIC.

•

Registrar en el reporte de la IADC.

Asimismo, realizar los siguientes procedimientos cuando sea necesario: •

Cerrar la válvula inferior del vástago de perforación.

•

Asentar la tubería en las cuñas. Estibar el vástago, instalar la cabeza de circulación.

•

Cerrar las esclusas (inferiores) y bloquear.

•

Abrir preventor esférico

•

Asentar la columna en las esclusas.

•

Registrar el tiempo total.

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SIMULACRO DE SURGENCIA CON LA COLUMNA FUERA DEL POZO Emplear las siguientes instrucciones: •

Levantar el flotante en el tanque de maniobras para simular una afluencia.

•

El perforador advierte el aumento y alerta a la cuadrilla.

•

Cerrar las esclusas ciegas/de corte.

•

Abrir las válvulas a superiores de la línea de estrangulador con la válvula de estrangulador y de corriente arriba cerradas.

SIMULACRO DE DERIVACIÓN DE GAS EN EL CAÑO CONDUCTOR SUBMARINO O FFSHORE Este simulacro debe realizarse cuando se perfora en aguas profundas, inmediatamente después de haber protegido el pozo. Emplear las siguientes instrucciones: •

Tan pronto como quede protegido el pozo, observar el caño conductor submarino en el tanque de maniobras.

•

Simular flujo desde el caño conductor.

•

El perforador observa el flujo y alerta a la cuadrilla.

•

Cerrar el derivador con retornos simulados a la línea del derivador.

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PRIDE-03-04

Fecha de emisión 01-Apr-02

Revisión N° 0

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ANEXO D – PERFORACIÓN DE POZOS DE ALTA PRESIÓN/ALTA TEMPERATURA

INTRODUCCIÓN Las operaciones de perforación en pozos de alta presión/alta temperatura presentan problemas específicos relacionados con el personal y el equipamiento, y exigen que los supervisores de Pride tomen precauciones especiales. En las operaciones globales de Pride, los equipos pueden encontrar condiciones de pozos HPHT en dos circunstancias diferentes: •

En una penetración planificada y programada de una formación HPHT a partir de un diagnóstico del pozo provisto por la compañía operadora.

•

Como “sorpresa” en un pozo exploratorio.

En ambos casos, la administración de las operaciones de perforación y el control de dichos riesgos es de importancia crucial. Antes de realizar operaciones en un área en la que exista la posibilidad de HPHT, se debe realizar una Auditoría Pre-Tarea de Condiciones Físicas mediante el formulario PRIDE-03-04-F001. Asimismo, se deberá realizar una revisión de procedimientos mediante la Lista de Control de Procedimiento de Control de Pozos HPHT (PRIDE03-04-F002).

PROCEDIMIENTOS DE PERFORACIÓN MANIOBRAS DE BAJADA/ SACADA Los objetivos típicos de los procedimientos de maniobras en pozos HPHT son: •

Evitar el pistoneo de surgencias y cualquier otro tipo de surgencias durante la maniobra.

•

Confirmar la presión a la profundidad total (TD) de una sección de pozo cuando se perfora en zonas de transición.

•

Confirmar que el peso del lodo sea suficiente para retener la formación durante la maniobra.

El bombeo durante la sacada (con velocidades significativamente superiores a la velocidad de sacada) garantiza que no se producirá un pistoneo del pozo. Se debe tomar la precaución de bombear hasta una distancia suficiente como para evitar el pistoneo. Dicha distancia puede ser bastante por encima del zapato.

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Para probar la formación en la profundidad total (TD) se puede realizar un ensayo de pistoneo empleando el último tiro de la columna. Una maniobra corta a través de la nueva sección de pozo (con las bombas encendidas) permite confirmar si hay sobrebalance (o si no lo hay) para una sección del reservorio perforada recientemente. En todos los casos, es esencial que las prácticas de maniobra sean coherentes y que se lleven registros, de modo tal de poder establecer una comparación con la maniobra previa. En casos de sospecha o confirmación de condiciones de HPHT, esto es responsabilidad del perforador y del Jefe del Equipo.

PROCEDIMIENTOS DE HPHT ANTES DE LA MANIOBRA Ante la sospecha o confirmación de condiciones de HPHT, se deben cumplir los siguientes requisitos antes de la maniobra: •

No se debe sacar la tubería del pozo a menos que no existan peligros. En particular, no se deben sacar las barras de sondeo si el pronóstico meteorológico impide volver al fondo.

•

El perforador y el registrador del lodo deben completar hojas de maniobra separadas.

•

Siempre se debe contar con la hoja de maniobra de la sacada previa. Los intervalos en los que se produce una sobretracción deben registrarse en la hoja de maniobra.

•

La compañía Operadora debe brindar la información necesaria acerca de la maniobra al perforador (es decir, el motivo de la maniobra), el régimen de presión poral predominante, y el sobrebalance de maniobra.

•

El perforador debe verificar que el piso del equipo esté completamente preparado para cerrar el pozo y que las FOSV, las válvulas de retención y los dardos adecuados para el sustituto de dardos estén listos para usar.

•

Los perforadores deben comprobar que el dardo pase a través de las FOSV.

COMENTARIOS GENERALES ACERCA DE LAS MANIOBRAS DE BAJADA/ SACADA En todos los casos en los que se sospechen o se confirmen condiciones de HPHT durante las maniobras se deben considerar los siguientes aspectos: •

Cuando se bombea hasta el zapato de casing o la parte superior de la tubería auxiliar de revestimiento durante la sacada, se debe bombear a una velocidad equivalente a 75%-100% de la empleada en la perforación.

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Se debe verificar que la velocidad de la bomba sea superior al desplazamiento de la tubería que se saca del pozo.

•

Se debe continuar bombeando a través de las tuberías de revestimiento porque puede existir una tendencia al pistoneo debido a un espacio anular reducido.

•

Cuando se desenrosca un tiro, se deben apagar las bombas y detener el flujo antes de detener la rotación. Así se reducen las posibilidades de que la tubería quede aprisionada. La columna debe permanecer quieta durante el menor tiempo posible.

•

Se deben registrar los volúmenes de desplazamiento en la hoja de maniobras. Es de importancia crucial que el punto en el que se registra el desplazamiento sea el mismo en todos los tiros, de modo de que la tendencia observada sea significativa. Una vez llegado al zapato (en el punto en el que se establezca que es posible sacar la tubería seca), verificar que el volumen en piletas sea igual al volumen verificado cuando el trépano estaba en el fondo menos el llenado de pozo para el desplazamiento de la tubería. Realizar una comprobación de flujo de 15 minutos en el tanque de maniobra con la bomba de dicho tanque en funcionamiento.

•

Continuar la rotación de la tubería durante la comprobación del flujo. Si hubiera un conjunto de fondo de pozo (BHA), se debe detener el bombeo en la sacada cuando el trépano llega al zapato.

•

En las maniobras en pozos HPHT, el perforador y los registradores deben llevar registros precisos e independientes del desplazamiento. La comunicación entre el perforador y los registradores debe ser frecuente; toda variación debe ser analizada y resuelta antes de continuar. Toda discrepancia debe verificarse mediante una inmediata comprobación de flujo; si es necesario, se debe cerrar el pozo. Debido a las altas temperaturas, gelificación elevada y alta densidad, los volúmenes en las etapas iniciales pueden no concordar con los calculados. Estos datos deben investigarse detalladamente a medida que se avanza en la perforación. Se debe poder establecer una tendencia de desplazamiento. Es importante conservar las hojas de maniobra previas como referencia para la siguiente maniobra.

•

Cuando se bombea un tapón densificado, se debe verificar que su peso y la cantidad de tubería seca concuerden en toda la sección. Es posible establecer una tendencia histórica a la que se puede consultar luego de cada maniobra. Es necesario esperar hasta que el tapón se estabilice con las barras de sondeo abiertas y confirme que el volumen de retornos sea el correcto. Se debe rotar la tubería mientras se asienta el tapón, de modo de romper la gelificación. Si se interrumpe la maniobra por algún motivo (por ejemplo, falla mecánica o comprobación de flujo), se debe instalar una

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válvula de vástago de perforación en la columna. Dejar la válvula abierta para observar el pozo. •

Una vez fuera del pozo, circular a través del pozo hacia el tanque de maniobra con la bomba de dicho tanque. Mantener las esclusas de corte abiertas. El perforador debe encontrarse en el piso de perforación en todo momento a menos que el Jefe del Equipo lo reemplace.

•

Los registradores de lodo deben observar continuamente el tanque de maniobra y notificar al perforador sui advierten discrepancias.

•

El perforador goza de autoridad absoluta para realizar comprobaciones de flujo o para cerrar el pozo si lo considera necesario y se espera que investigue en detalle todos los eventos que difieran de las tendencias estables.

MANIOBRAS DE SACADA EN UNA ZONA DE TRANSICIÓN DE HPHT Más allá de pretender impedir una surgencia inducida, uno de los objetivos de las maniobras en una zona de transición consiste en confirmar la presión (o falta de presión) a la profundidad total del pozo penetrado. Este procedimiento de maniobra implica los siguientes aspectos: •

Cuando se toma la decisión de realizar la maniobra de sacada, se debe circular un volumen equivalente al del extremo superior del espacio anular.

•

Apagar la bomba con el top drive en funcionamiento.

•

Desplazar medio tiro (45 pies) a una velocidad mayor a la normal para la maniobra.

•

Volver al fondo y realizar una comprobación de flujo.

•

Bombear durante 30 segundos.

•

Desplazar medio tiro (45 pies) a una velocidad mayor a la normal para la maniobra.

•

Volver al fondo y realizar una comprobación de flujo.

•

Bombear desde el fondo. Cuando se toma la decisión de realizar la maniobra de sacada, se debe circular un volumen equivalente al del extremo superior del espacio anular.

•

Evaluar los niveles de gas del lodo que sale del separador de gas del lodo y que fluye hacia la canaleta de inyección (aunque esto puede ser difícil, a menos que el equipamiento de medición de gas esté montado corriente abajo en relación al estrangulador). Si el nivel de gas fuera aceptable, bombear en la sacada hasta el zapato como mínimo y luego taponar la tubería y sacarla seca. Si los niveles de gas fueran elevados, elevar la

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densidad del lodo, regular sus propiedades y repetir el ensayo de pistoneo antes de bombear en la sacada. Nota: Estos son los procedimientos que constituyen un “ensayo de pistoneo” en condiciones de HPHT.

MANIOBRAS DE SACADA DE POZOS HPHT Existen dos enfoques básicos para la sacada de un pozo HPHT. •

Bombear para asegurarse de que no se pistoneen hidrocarburos.

•

Llevar registros precisos de los tanque de maniobra de modo de monitorear todo posible aumento.

Dadas las capacidades de los equipos de Pride, el enfoque más seguro para secciones de pozo en condiciones HPHT es el de bombeo en la sacada. A la vez, un “ensayo de pistoneo” deliberado puede determinar cuán cerca del equilibrio está la presión hidrostática del orificio del pozo. Esto concuerda en gran medida con el enfoque global, que consiste en lo siguiente: •

Siempre que sea posible, y antes de perforar, realizar maniobras o sacar testigos, se deben verificar las presiones.

El objetivo de este procedimiento consiste en evitar una surgencia inducida. El procedimiento de sacada es el siguiente: •

Cuando se toma la decisión de realizar la maniobra de sacada, se debe circular un volumen equivalente al del extremo superior del espacio anular.

•

Realizar una maniobra corta a velocidad normal con la bomba en marcha a través de la totalidad de la formación nueva penetrada.

•

Volver al fondo y realizar una comprobación de flujo.

•

Bombear desde el fondo. Cuando el bombeo desde el fondo alcanza la zona en la que se sospecha HPHT, dirigir los retornos a través del estrangulador y al separador de gas del lodo.

•

Evaluar los niveles de gas del lodo que sale del separador y del que fluye a través de la canaleta de inyección. Si el nivel de gas fuera aceptable, bombear en la sacada hasta el zapato como mínimo y luego taponar la tubería y sacarla seca.

•

Si el nivel de gas fuera alto, elevar la densidad del lodo, regular sus propiedades y realizar una maniobra corta con la bomba en marcha para confirmar el sobrebalance.

Comentarios:

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En esta sección del pozo es probable que el bombeo en la sacada sea el método más seguro y eficaz para la sacada de tubería del pozo. De todas maneras, se incluye la maniobra de prueba para evaluar las presiones en fondo de pozo.

•

También se debe tener en cuenta que se debe continuar el bombeo en la sacada hasta que no haya peligro para bombear un tapón y sacar la columna seca. Dadas las propiedades del lodo y la proximidad del zapato del casing a la formación en producción, esto implica que se podría el bombeo en la sacada hasta cierta distancia en el interior del zapato del casing.

•

Si se emplea un motor de lodo, se debe detener el bombeo una vez que el trépano llega al zapato.

MANIOBRA DE BAJADA EN UN POZO HPHT Se deben tomar precauciones para minimizar las presiones de surgencia cuando se baja tubería al pozo. Es posible que sea necesario reducir la velocidad de la maniobra si los márgenes fueran pequeños. •

Cuando se está conectando el conjunto de fondo de pozo (BHA), se debe verificar que se haya comprobado la válvula de flotación.

•

Cuando se realiza la maniobra de bajada, se debe observar el pozo en el tanque de maniobra con la bomba de dicho tanque en marcha.

•

Se debe limitar la velocidad de la maniobra de bajada a la determinada a partir de los cálculos de presiones de surgencia.

•

Verificar que se esté desplazando el volumen correcto de lodo del pozo. Realizar una comprobación de flujo si se presentan discrepancias. Apagar de inmediato en caso de que se observe flujo.

•

Iniciar la circulación hasta profundidad/es adecuada/s y circular los contenidos de la columna a una velocidad reducida para evitar presurizar las formaciones expuestas (Nota: se estará circulando lodo más frío, cuya viscosidad es significativamente mayor). Si hubiera una turbina, un motor o un sacatestigo en el pozo, puede ser necesario reducir la velocidad de circulación fuera del fondo.

•

Iniciar la circulación en el zapato del casing y desplazar al pozo con el volumen de perforación de lodo correspondiente.

•

Realizar una comprobación de flujo y bajar al fondo. Considerar la posibilidad de enjuagar desde el zapato para proteger la formación reduciendo el efecto de gelificación y evitando la creación de pérdidas. Como mínimo, se debe enjuagar el último tiro desde el fondo. Si fuera necesario realizar una rectificación, se debe tener en cuenta que este es

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probablemente el momento más delicado de la maniobra y que es muy fácil crear pérdidas a medida que la rotación de la columna de sondeo perturba el revoque. •

Cuando se vuelve al fono siempre se debe circular desde el fondo hasta que se conozcan las presiones del reservorio. Se debe cerrar el preventor anular rotando la tubería levemente

Nota:

Dado que el hundimiento de la baritina puede provocar problemas en los pozos HPHT, se recomienda circular desde el fondo y equilibrar el lodo antes de continuar perforando en pozos que presenten dicha condición. Cuando se está bajando tubería, es necesario circular el lodo en etapas aleatorias hasta equilibrarlo.

EXPANSIÓN O CONTRAFLUJO EN POZOS HPHT El contraflujo se produce cuando el lodo que se había perdido en las fracturas de la formación o en la zona expandida del orificio del pozo vuelve al aliviarse la presión sobrante en el orificio del pozo. Cuando dicha presión se alivia, las fracturas impulsan parte del lodo que ingresó o la expansión retoma su tamaño original. Se recomienda utilizar el método del perforador para el control del pozo. Este método permite circular la afluencia a la superficie y examinarla antes de densificar el lodo. Si la expansión disminuye l flujo (por lo que no hay presencia de hidrocarburos), es posible reanudar las operaciones sin modificar la densidad del lodo. El aumento de la densidad del loso (que puede suceder en forma automática con el método de densifique y espere) puede empeorar la situación (gravedad de la expansión).

PROCEDIMIENTO PARA MINIMIZAR LA EXPANSIÓN EN POZOS HPHT La secuencia de actividades para reducir la expansión es la siguiente: •

Poner en marcha las bombas para ejercer una fricción anular en el orificio del pozo además de la presión hidrostática del lodo (Nota: la presión de fricción anular es significativa y puede alcanzar los 300 psi o mayor velocidad de circulación en perforación).

•

Impulse el lodo a la formación.

•

Apague la bomba y verifique la presión de fricción anular.

•

Recupere parte o la totalidad del lodo que se perdió en la formación.

Es muy importante llevar un registro de la cantidad de lodo que se perdió en la formación y que se está recuperando. Se recomienda que el perforador y el registrador de lodo lleven registros independientes, La elaboración de registros precisos es la clave para manejar la expansión. La dificultad que presenta la

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expansión en los pozos HPHT consiste en determinar si se trata del lodo adicional que está regresando y no de una surgencia genuina. A menos que se esté seguro de que se trata del lodo perdido que está regresando, el aumento con la bomba apagada debe considerarse como una afluencia. Es importante evitar la expansión desde el principio, manteniendo la presión de orificio de pozo por debajo de la presión de propagación de fracturas. A continuación se incluyen algunas recomendaciones para el contraflujo:

PROCEDIMIENTOS PARA EL MANEJO DE CONTRAFLUJOS DE LODO EN POZOS HPHT El contraflujo es el volumen de lodo (en barriles) que fluye desde la partes superior del pozo cuando se apaga la bomba. Para reducir el riesgo asociado al contraflujo descontrolado se debe utilizar el siguiente procedimiento: •

La primera vez que se advierte un contraflujo se lo debe considerar como una surgencia verdadera.

•

Se recomienda emplear el método del perforador, de modo tal que se pueda examinar la afluencia antes de aumentar la densidad del lodo.

•

Cuando se sospecha una expansión, la PIC y el representante de la compañía operadora deben determinar la cantidad de afluencia que se permitirá regresar al orificio del pozo.

•

Se debe monitorear cuidadosamente la velocidad de la afluencia al orificio del pozo. En caso de la expansión la velocidad de la afluencia se mantiene igual o disminuye. Si la velocidad de la afluencia aumenta, se debe cerrar el pozo de inmediato y se la debe circular como si se tratara de una surgencia.

No se debe purgar fluido del pozo sin consultar previamente al Jefe del Equipo. Si el contraflujo ocurre repetidas veces, se deberán establecer reglas más específicas respecto del volumen de fluido que se debe purgar sin autorización específica del Gerente de Operaciones/del Equipo. Es esencial que todas las operaciones se realicen en forma coherente. La PIC es responsable de que se transmita suficiente información al perforador.

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CONFIGURACIÓN DE LA BOP EN POZOS HPHT

Cabeza rotativa

Preventor anular de 5K 13-5/8” CIW

Esclusas dobles de 10K 13-5/8” CIW

Esclusa simple de 10K 13-5/8” CIW

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LISTADO DE FORMULARIOS Y LISTAS DE CONTROL Requisitos de Equipamiento de Control de Pozos en Pozos HPHT Auditoría Pre-Tarea de Condiciones Físicas

PRIDE-03-04-F001

Lista de Control de Procedimientos para Control de Pozos HPHT

PRIDE-03-04-F002

Hoja de Trabajo de Control de Pozos

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Título del manual: Manual de control de pozos Nombre de Formulario: Requisitos de Equipamiento para Control de Pozos HPHT – Auditoría Pre-Tarea de Condiciones Físicas N° de Formulario: Fecha de emisión 01-Apr-02

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Fecha _________________ Por __________________ __________________ Pozo __________________

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Equipo

Equipamiento de control de pozos 1.

¿Los sellos de los sustitutos de circulación resisten altas temperaturas?

2.

¿Los elastómeros de las esclusas de tubería fijas resisten altas temperaturas?

3.

¿Los elastómeros de las esclusas de tubería variables y de las esclusas de corte resisten altas temperaturas?

4.

¿Los elastómeros de las empaquetaduras a prueba de fallas y de los sellos resisten altas temperaturas?

5.

¿Los elastómeros de los revestimientos de las líneas de estrangulador y de ahogo resisten altas temperaturas? droop hoses?

6.

¿Alguna de las mangueras coflexip cuenta con revestimiento “rilsan”? (Todas deben tener revestimiento “Coflon” compatible con gas metano a altas temperaturas)

7.

¿Los elastómeros de los revestimientos de las juntas de pestaña de los stab connectors de las líneas de estrangulador y de ahogo resisten altas temperaturas?

8.

¿Los elastómeros de las empaquetaduras y sellos de las válvulas 15K del manifold del estrangulador resisten altas temperaturas?

9.

¿Los elastómeros de las juntas de los transductores de presión del manifold del estrangulador resisten altas temperaturas?

10.

¿Se han instalado cilindros hidráulicos en las válvulas del manifold del estrangulador que pueden llegar a utilizarse en situaciones de ahogo de pozo con presiones elevadas?

11.

¿Los puntos de inyección de glicol están ubicados corriente arriba en relación a los estranguladores?

12.

¿Se ha instalado una válvula de alivio de 250 psi en la cámara amortiguadora de las líneas del manifold del estrangulador? (de esta manera se protege el sello de líquidos en el separador de gas del lodo y también el recipiente del separador, es decir, si se lo instala en la línea de ventilación y en el tubo de inmersión).

13.

¿La válvula de alivio de presión en N° 12 descarga a través de las líneas de fuera de borda?

14.

¿Las líneas de fuera de borda tienen capacidad para soportar como mínimo la presión de la cámara amortiguadora? ¿Cuáles son las presiones máximas de operación respectivas?

15.

¿Cuál es la configuración de presión del dispositivo que protege el sello de líquidos del tubo de inmersión?

16.

¿El dispositivo en N° 15 es automático o manual?

17.

¿Se han tomado las siguientes lecturas?

18.

Página

•

Temperatura corriente arriba y corriente abajo del estrangulador

•

Presión corriente arriba y corriente abajo del estrangulador

•

Presión del manifold de ahogo

•

Presión del estrangulador del manifold

•

Temperatura del separador de gas del lodo

•

Presión del separador de gas del lodo

Sí

No

¿Cuáles son las lecturas para cada uno de los indicadores de N° 17?

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•

Temperatura corriente arriba y corriente abajo del estrangulador

•

Presión corriente arriba y corriente abajo del estrangulador

•

Presión del manifold de ahogo

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Título del manual: Manual de control de pozos Nombre de Formulario: Requisitos de Equipamiento para Control de Pozos HPHT – Auditoría Pre-Tarea de Condiciones Físicas N° de Formulario: Fecha de emisión 01-Apr-02

PRIDE-03-04-F001 Revisión N° Preparado por 0 QA/HSE

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N° de serie NIVEL 3

Equipamiento de control de pozos •

Presión del estrangulador del manifold

•

Temperatura del separador de gas del lodo

•

Presión del separador de gas del lodo

19.

¿Ambos extremos de fluido de la bomba de cementación/de ahogo cuentan con una capacidad de 15K?

20.

¿En ambos extremos de fluido se han instalado camisas y pistones que soporten 15K?

21.

¿Se cuenta con camisas y pistones que soporten 15K de repuesto?

22.

¿Existe una línea de ahogo de 15K conectada en forma permanente a la bomba de cementación/de ahogo?

23.

¿Existen por lo menos dos válvulas que separen la bomba de cementación/ de ahogo de la línea de ahogo? (para evitar que la línea de ahogo se contamine con cemento).

24.

¿Existe una manguera de ahogo de 15K (coflexip) específica para ese propósito en el equipo? ¿Está conectada al manifold de ahogo en forma permanente?

25.

¿Existen suficientes válvulas de vástago de perforación de 15K para la columna de sondeo (3), para la kick single assy (3) y para stabbing? - 6 a bordo (4 deben estar sin uso).