01 Control de Pozos Preventivo.pdf

(1)

Schlumberger Private

Procedimientos

para mantenimiento

del Control Primario

en los pozos

Control de

Pozos

Preventivo

(2)

Antes de comenzar……

• Sede del Seminario

• Información sobre QHSE y seguridad

• Servicios / facilidades

• Asignación de salas para estudio en grupo

• Uso de celulares y computadores

• Horario de trabajo, descansos, comidas

• Pasaporte QHSE

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Agenda del Curso

• Introducción

• Discusión de los estándares sobre control de pozos

• Analogía del tubo en “U” – Presiones en el pozo.

• Causas, prevención y detección de influjos

• Diseño del pozo para control de influjos

• Equipos para control de pozos

• Desviadores de flujo

• Procedimientos para cerrar el pozo

• Control de pozos con lodos base de aceite – OBM

• Efectos de la migración de gas

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Agenda del curso (continuación)

• Control Secundario – Métodos convencionales (con

circulación) – Presión de fondo constante

• Otros Métodos de Control – Condiciones especiales

• Control de pozos en operaciones de rehabilitación

• Inspección y evaluación de equipos y procedimientos.

Prácticas recomendadas para la prevención de

Influjos

• Casos históricos sobre control de pozos

• Resumen y Conclusión del seminario

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Sección 1

(6)

Sección 1

• Razones para un Curso de Control Preventivo

• Entrenamiento sobre Control de Pozos en IPM

• Ejemplo de Incidente de Control de Pozo

• Causas Raíz de los Incidentes de Control

• Objetivos del Curso de Control Preventivo

• Evaluación Previa.

(7)

7

¿Por qué un curso de Control de Pozos Preventivo?

1. El número creciente de incidentes de control de

pozos exige de aplicación de estrategias para

eliminarlos de las operaciones debido a sus:

Consecuencias catastróficas

2. Comprensión del fenómeno para evitar su

ocurrencia

3. Promover el mantenimiento del Control Primario:

Soluciones Pro-activas

4. Evitar llegar o actuar en en escenarios de crisis:

Soluciones Reactivas

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Entrenamiento en Control de Pozos en IPM

1. Módulo Básico Introductorio para el personal nuevo y como

iniciación al trabajo en el campo (Documento informativo

sobre condiciones específicas para WC en el Proyecto)

2. Entrenamiento exigido por IWCF o según los requerimientos

del cliente

3. Entrenamiento en Control de Pozos Preventivo

- No es de certificación pero sí mandatorio en IPM

4. Cursos avanzados sobre control de Pozos HP/HT,

Operaciones en Aguas Profundas, Perforación Bajo Balance,

Pozos Horizontales, etc., forman parte de un proceso modular

de autoentrenamiento basado en los requerimientos de cada

proyecto.

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Caso Histórico de Incidente de Control de Pozo

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Detalles del Incidente – Pozo GG-617

• Pérdida del control en el pozo GG-617: sucedió durante el cañoneo a las 01:30 horas el 27 de febrero de 2000. La cuadrilla del equipo recuperó el control del pozo a las 18:55 horas y lo cerró finalmente a las 19:00 horas del mismo día. No se reportaron lesionados durante la operación de recuperación debido al reventón.

• La gerencia de LASMO estimó una pérdida de 300 bls. de crudo pesado hacia el terreno circundante. Por otra parte, más de 2 kilómetros cuadrados, aproximadamente, quedaron afectados por la nube aerosol de hidrocarburos que se encontraba bajo 500-1000 psi en superficie. El pozo GG-617 es parte del campo Dación, bajo la gerencia de la Alianza LASMO-Schlumberger.

• No se cumplieron muchas de las políticas y procedimientos operativos fundamentales. De haber seguido los procesos básicos, no se habría producido esta emisión no controlada del pozo.

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• Falta de conocimientos y destreza del personal del equipo

• Falta de liderazgo de las personas a cargo

• Prácticas deficientes de trabajo

• Diseño inadecuado del pozo o del programa de perforación

• Falta de entrenamiento en control de pozos preventivo

• Aplicación deficiente de políticas y normas

• Manejo deficiente de contratistas y proveedores

• Deficiencias en el manejo de los riesgos o en el manejo de

los cambios en los programas ya aprobados

• Fallas en la comunicación / difusión de normas.

Incidentes de control de pozos

Ejemplos de “Causa–Raíz”

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Operador/nombre de pozo/ubicación

Año

Monto

Ejemplos de costo de reventones para los operadores

Phillips, Plataf. Ekofisk, Noruega/Mar del Norte 1976 $56,000,000

Pemex, Abkatun-91, México 1777 $12,000,000

Mobil, Arun C-II-2, Indonesia 1978 $93,000,000

Aramco, Berri-34, Arabia Saudita 1978 $65,000,000

Gulf Oil, Angola 1978 $90,000,000

Pemex, Ixtoc, México 1978 $85,000,000

Pemex, Giraldas-22, México 1978 $20,000,000

Pemex, Juspi-2A, México 1979 $15,000,000

Mobil, Arun C-II-8, Indonesia 1980 $53,000,000

Aramco, Hasba-6, Arabia Saudita 1980 $22,000,000

Apache, Key #1-11, Texas, EE.UU. 1982 $52,000,000

Mobil, West Venture, Nova Scotia, Canadá 1985 $124,000,000

Texas O&G, Marshall Well, Texas, EE.UU. 1985 $50,000,000

Total, Bekepai, Indonesia 1985 $56,000,000

PRC Oil, Manchuria, PRC 1986 $22,000,000

Elf, Tcebuila, Congo 1986 $45,000,000

Pemex, Yum-2, México 1987 $46,000,000

Pemex, Luna-11, México 1987 $18,000,000

Oil India, Bahía de Bengal, India 1987 $25,000,000

PetroBras, Plataforma de Anchove, Brazil 1988 $530,000,000

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Motivaciones del curso sobre Control de Pozos Preventivo

¿Qué tratamos de hacer?

• Eliminar los errores y deficiencias que causan incidentes de

control de pozos.

¿Cómo lo lograremos?

• Mejorando nuestra comprensión sobre los problemas de

control de pozo que se presentan y sobre los procedimientos

operacionales de uso rutinario.

• Esforzarnos por desarrollar la competencia del personal para

decidir qué hacer y cómo hacerlo en el sitio del pozo

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Motivaciones del Curso (continuación)

¿Cuál deberá ser nuestra actitud?

• Nosotros (TODOS) debemos estar dispuestos a revisar, corregir

y mejorar nuestros conocimientos

• Debemos tratar de crear una atmósfera en el curso donde Ud. y

yo podamos decir, “No entiendo” o “No estoy seguro de

entender”

• Debemos buscar soluciones sencillas y prácticas para el

control de pozos

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Evaluación Preliminar

Control de Pozos - conceptos

1 ½ horas

• El objetivo es conocer el nivel de comprensión de los temas

relacionados con el control de pozos antes de comenzar el taller

• 50 preguntas relacionadas con situaciones de control de pozos

• 50 preguntas sobre los estándares sobre control de pozos

• Tiempo estimado: 1 ½ horas

• Sugerencia: Escribir respuestas breves, claras y concretas

• Responder primero todas las preguntas cuyas respuestas se

conocen. Regresar al final sobre las preguntas difíciles o dudosas

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Sección 2

Procedimientos Estándar y Normas API

Sobre Control de Pozos

(17)

Sección 2

Estándares de IPM

Relacionados con el Control de Pozos

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Equipos para la detección de gas

IPM-ST-HSE-001

• Cada equipo de perforación o de reparación de pozos debe estar equipado con detectores fijos de gas y alarmas para el monitoreo continuo de la concentración de gases combustibles y H₂S en la atmósfera. Las alarmas deben ser visuales y acústicas y los puntos mínimos de detección serán los siguientes:

5 (mesa rotaria, zaranda, piso inferior, sala de tanques de lodo, toma de aire en áreas de

habitaciones) 3 (niple campana, zaranda, sala

de tanques de lodo)

Costa afuera y aguas

interiores

3 (mesa rotaria, zaranda y contrapozo) 2 (niple campana y zaranda)

Tierra

H₂S Gas combustible

Tipo de taladro

(19)

Equipos para la detección de gas

IPM-ST-HSE-001

• Los sensores se deben revisar y calibrar periódicamente y la información se debe registrar por escrito y archivar en el equipo para su verificación por parte de IPM.

• Cada equipo debe disponer además de un mínimo de dos detectores electrónicos portátiles de gas para determinar el contenido de O2, gases

combustibles y H₂S en el aire.

• Los sensores deben tener capacidad para monitorear de manera continua la concentración de gas y también tendrán pantalla de clara visualización con alarmas acústicas y visuales ajustadas para detectar:

– Deficiencia de oxígeno: 19,5%

– Concentración de H2S : 10 partes por millón en volumen (ppm) – Nivel bajo de explosión: L.E.L

(20)

Equipos para la detección de gas

IPM-ST-HSE-001

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

• El PM es responsable por informar al operador y a la contratista sobre el cumplimiento del presente estándar. Si el contratista es elegido por IPM, el PM deberá anexar el presente estándar a la invitación para ofertar.

• Si no se cumple con lo estipulado en el estándar, el PM hará todos los esfuerzos para convencer al operador sobre la necesidad de su cumplimiento y su beneficio para mantener el control del pozo

(21)

Equipos para la detección de gas

IPM-ST-HSE-001

• El contratista de perforación debe asegurarse de que los sensores sean inspeccionados regularmente y en correcto mantenimiento en todo momento al igual que calibrados con información escrita guardada y debidamente archivada en el taladro para verificaciones de IPM.

• El contratista de perforación deberá realizar simulacros o prácticas de respuesta en caso de presencia de gas combustible o tóxico en el sitio del pozo, por lo menos una vez al mes.

(22)

Equipos para detección de influjos del Pozo

IPM-ST-WCI-003

• IPM asumirá la gerencia de proyectos solamente en aquellos en donde el contratista de perforación cumpla con los estándares definidos para los equipos de detección de influjos:

– Totalizador de volumen PVT

– Medidor de la variariación del flujo que retorna del pozo (diferencial) – Indicador de tanque de viaje

• El sistema debe tener un indicador electrónico o análogo, para medir los niveles de los tanques de lodo, una pantalla con la información clave, y la capacidad de suministrar alarmas visuales y acústicas.

• Las mediciones serán mediante sondas de nivel (sensores potenciométricos) ubicadas en los tanques de lodo, y un sensor del flujo de retorno del lodo (paleta) en la línea de flujo.

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Equipos para detección de influjos del pozo

IPM-ST-WCI-003

• La pantalla debe ser visible para el perforador e indicar:

Volumen del tanque de viaje, retorno del lodo, volumen individual de cada uno de los tanques, suma de los volúmenes de los tanques seleccionados, pérdida/ganancia del tanque de viaje o de cada tanque individual según se seleccione o ganancia/pérdida del volumen total de los tanques selecciónados con relación al gran total de todos los tanques de lodo.

• Tanto la ganancia / pérdida como el retorno del lodo deben regresar a cero automáticamente mediante un botón y tener dos umbrales de detección ajustables en el módulo de visualización con alarmas visual y acústica.

• El contratista de perforación es responsable de mantener el sistema PVT, el medidor de delta flujo y el indicador del tanque de viaje calibrados y en buenas condiciones de funciónamiento en todo momento

(24)

Requisitos de prueba para los equipos de control

IPM-ST-WCI-004

• Las BOP y los equipos relacionados se deberán probar periódicamente.

• Las pruebas de presión se realizarán cada 14 días o en el 1er. viaje después de 14 días (con un máximo de 21 días), o según normativas locales.

• Se realizarán pruebas de baja presión (200-300 psi) y de alta presión en todos los componentes del BOP y los equipos superficiales (ver detalles en IPM-ST-WCI 005 y en Manual de Control de Pozos de SLB, sección III.6)

• Las pruebas de presión se harán en la dirección del flujo y con salida libre después del equipo probado para verificar su capacidad de contención.

• Una prueba es exitosa si sostiene la presión por 15 minutos o su declinación es menor del 1% en 30 minutos, usando siempre un fluido limpio sin sólidos y de baja viscosidad

• Los sistemas Desviadores de flujo se someterán a pruebas de funciónamiento antes de perforar el conductor de superficie y después cada 7 días.

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Requisitos mínimos para BOPE y desviadores de flujo

IPM-ST-WCI-005

• Las BOP y el equipo de control de pozos relacionado, las presiones de operación, la configuración de los arietes y su selección deben garantizar la suficiente integridad y flexibilidad operativa para enfrentar todas las situaciones esperadas de control de pozos.

• La presión de trabajo del BOP de arietes debe ser mayor que la presión máxima esperada en superficie:

- Pozo exploratorio: con base en la evacuación total del pozo con gas seco

- Pozo de desarrollo: con base en la presión de cierre máx. de tub. de producción • Los equipos de BOP y los desviadores, cuando se requieran, deben cumplir o

exceder lo dispuesto en el documento API RP 53: “Recommended Practices for

Blowout Prevention Equipment Systems”.

• El diseño del acumulador y su tiempo de respuesta deben cumplir con los requerimientos estipulados en los documentos API RP 16E (Design of Control Systems) y del API RP 53.

• Responsabilidades:

Gerente de Proyecto: Asegura que las especificaciones del conjunto de BOP se incluyan en el programa de operaciones de acuerdo con el presente estandar

Supervisor del pozo (WSS): Asegura que las especificaciones del conjunto de BOP instalado estén de acuerdo con el programa de operaciones

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Certificación para control de pozos

IPM-ST-WCI-006

• Todo el personal de IPM involucrado en supervisión y operaciones de pozos debe tener un certificado válido y reconocido para control de pozos, al igual que la certificación de PWC.

• La certificación reconocida para control de pozos es IWCF, IADC-WellCAP, PITS, GOST.

• Si la region o pais tiene regulaciones locales que requieren de una certificación distinta de la de arriba en mención, todas las operaciones de IPM se someteran a dichas regulaciones

(27)

27

Consenso sobre procedimientos de control de pozos

IPM-ST-WCI-007

• En la mayoría de los proyectos supervisados por IPM, puede existir más de un conjunto de políticas para control de pozos.

• Antes del inicio de las operaciones de pozo, todos los procedimientos generales de control de pozos, fórmulas, sistemas de unidades, factores de conversión, capacidades y hojas de trabajo a ser usados en una situación de control de pozos deben ser acordados con el operador y el contratista de perforación.

• Objetivo - Asegurar que exista solamente un conjunto de políticas y procedimientos que se apliquen en toda situación de control de pozos. • Todo el personal de perforación de IPM debe conocer bien el Manual

para Control de Pozos de SLB, el cual constituye la base de las políticas, procedimientos y pautas de control de pozos en IPM.

• También deberá conocer las políticas y procedimientos del operador y de la contratista del equipo sobre control de pozos.

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Simulacros de control de pozo

IPM-ST-WCI-008

• Los simulacros de control de pozos son parte integral del entrenamiento para las cuadrillas y se deben realizar al menos una vez por semana. • Objetivo de los simulacros frecuentes:

- Mejorar la atención para reconocer influjos del pozo

- Familiarizar a la cuadrilla de perforación con relación a la operación de los equipos para control de pozos.

- Acciones a tomar y sus funciones respectivas, para asegurar que las cuadrillas reaccionen pronta y eficientemente en las situaciones de control de pozos.

- Determinar el nivel de conocimientos de la cuadrilla de manera tal que, si se requiere, se puedan tomar los pasos necesarios para su mejoramiento.

- Enfasis especial en las responsabilidades individuales y el conocimiento común de las responsabilidades de los demás

Responsabilidades:

Gerente de Proyecto: Asegurarse de que los planes de simulacros sean de mutuo acuerdo entre el operador y el contratista de perforación.

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29

Pruebas de presión para tuberías de revestimiento,

tuberías de producción y liners

IPM-ST-WCI-009

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

A) Perforar más allá de la zapata de un revestidor o liner, B) Cañonear una zona de interés, ó

C) Iniciar operaciones de completación.

• Objetivo - Asegurar la integridad mecánica satisfactoria antes de: A) Perforar la sección siguiente del pozo,

B) Cañonear el yacimiento,

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

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Pruebas de presión para tuberías de revestimiento,

tuberías de producción y liners

IPM-ST-WCI-009

• La presión de prueba máxima no debe exceder la presión de trabajo del cabezal de pozo, de la BOP, o el 80% de la resistencia al estallido de la tubería de revestimiento, la que sea menor.

• La presión de prueba mínima debe ser un 110% de la presión máxima esperada durante la vida del pozo, sin exeder la máxima presión de prueba definida arriba.

• Los solapamiento de los Liners deben ser probados como mínimo al valor de LOT / FIT en la zapata de la tubería de revestimiento.

• La prueba de presión es satisfactoria cuando no cae más de 1% en un período de cierre de 15 minutos y no se tienen fugas de fluído.

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31

Existencias mínimas de químicos

IPM-ST-WCI-010

• Se deben mantener, en el sitio del pozo, existencias suficientes de material de lodo, cemento, combustible y otros materiales especificados, para manejar las situaciones inesperadas de control de pozos.

• Los niveles mínimos se establecen como sigue:

1. Suficiente material densificante (usualmente barita) para aumentar el peso al volumen total de circulación en 1.0 ppg (0.12 gr/cc), o hasta el peso para producir fuga hacia la formación más débil, el que sea el menor.

2. Suficiente cemento para colocar un tapón de 400 pies (120 metros) en el hoyo abierto que se perfora (sólo aplica en ops costa Afuera). • Si no se cuenta con las cantidades mínimas estipuladas, el supervisor de

pozo debe detener las operaciones de perforación hasta que se tenga el inventario suficiente

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Procedimiento de contingencia para forzar la

tubería con presión en el pozo (Stripping)

IPM-PR-WCI-002

• Cuando la sarta de perforación esté total o parcialmente fuera del hoyo y se presente un influjo, se deben realizar todos los esfuerzos para regresarla en forma segura al fondo, o lo más cerca posible del mismo, al tiempo que se mantiene el control del pozo.

• Si no es posible llevar la sarta de nuevo al fondo, se aplicará el método volumétrico para matar el pozo, hasta que el influjo haya pasado la arriba de la barrena, después de lo cual se intenterá remover el influjo por circulación, manteniendo la presión de fondo constante.

• Solamente se permitirá realizar un Stripping de emergencia con el preventor anular si la presión en el revestidor es menor de 500 psi, y en el caso de equipos flotantes cuando la oscilación vertical del mismo sea menor de 5 pies y cuando el balanceo y cabeceo sean menores de 1 grado. • La operación de Stripping no se iniciará sin antes llenar la Hoja de Trabajo

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Tolerancia al Influjo (Kick tolerance)

IPM-ST-WCI-011

• Definición: La Tolerancia al Influjo es el máximo volumen de influjo que se puede circular hacia fuera del pozo sin fracturar la formación más débil expuesta (que se supone ubicada en la zapata del revestidor) • La tolerancia al influjo debe ser, por lo menos, tres veces la

capacidad de detección de influjos en el equipo, considerando un margen de de seguridad de 0,5 ppg a favor de la formación más débil. • Toda Tolerancia al Influjo debe ser siempre mayor de 25 BBLS.

• Objetivos:

- Asegurar la selección de profundidades con suficiente integridad para el asentamiento de los revestidores en la etapa de diseño y planeación del pozo.

- Establecer la capacidad de circular un influjo afuera del pozo en forma segura, sin fracturar la formación más débil en el hoyo abierto.

• La capacidad de detección es el volumen de influjo que pueden detectar los instrumentos del equipo según la prueba más reciente.

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Tolerancia al Influjo

IPM-ST-WCI-011

• La Tolerancia se debe calcular para cada sección del hoyo a perforar y estipular claramente en el programa de perforación

• A menos que exista experiencia local amplia y documentada por el cliente indicando otra cosa, el influjo se considerará como gas seco de gravedad específica de 0.7 y gradiente de 0.1 psi / ft

• Se debe suponer también para el cálculo de la tolerancia: - la máxima presión de poros esperada en el hoyo abierto

- la mínima resistencia de la formación esperada en la zapata

- el máximo peso de lodo requerido para controlar las presiones de formación en la sección a perforar

• Los valores de tolerancia deben indicarse claramente en el programa de perforación

• Es responsabilidad del ingeniero de perforación de mayor rango en el proyecto el cumplimiento del presente estándar

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Barreras

IPM-ST-WCI-012

• Definición: Una Barrera es un material o dispositivo impermeable que puede bloquear en forma temporal o permanente el flujo del pozo o del yacimiento

• Los pozos deben tener, en todo momento, dos o más barreras independientes, impermeables y probadas, para asegurar que el riesgo de un flujo no planificado de fluidos de pozo y del yacimiento hacia la atmósfera o hacia el lecho marino se mantenga en el nivel más bajo que sea razonablemente posible.

• Una barrera sólo se considera aceptable cuando ha sido probada en la dirección del flujo y ha demostrado ser capaz de sostener la presión a su máximo valor de operación con cero fugas.

• Dos barreras son independientes si no tienen causa común para fallar • Excluyendo el conjunto BOP, las barreras no se consideraran efectivas

después de que hayan sido perturbadas (desconectadas o modificado su estado original después de ser probadas).

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Barreras

IPM-ST-WCI-012

Las siguientes son barreras aceptables:

– Válvulas superficiales de operación manual o remota.

– Válvulas subsuperficiales cerradas y controladas desde la superficie.

– Tapones de cemento colocados en el pozo y / o en la tubería de producción.

– Obturadores, tapones puente y retenedores de cemento en el pozo o en la tubería de producción.

– Tapones mecánicos en el árbol de válvulas (Christmas Tree), en el cabezal del pozo, en el cabezal / colgador de tubería de producción, en el anular o en el pozo. – El conjunto BOP se considera como una sóla barrera

– Tuberías de revestimiento y producción con conexiones adecuadas para su función deseada (ver el estándar IPM – ST – WCI – 025)

– Arbol de válvulas (Christmas Tree), cabezal de pozo y cuerpos de BOP, sellos del colgador de tubería de producción.

– Columna de fluido dentro del pozo con presión hidrostatica mayor a la presión de formación, siempre que se pueda conocer la condición y posición de dicha columna en todo momento

Duración de la prueba:

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Barreras

IPM-ST-WCI-012

• En el caso de fallar una barrera:

Asegurar de inmediato la integridad del pozo y restaurar o sustituir la barrera perdida. Todas las demás actividades deberán detenerse durante ese tiempo a menos que ello implique incremento en el riesgo de un incidente.

• Barreras durante operaciones de registro

–En operaciones normales : Fluido de perforación o de completación y la BOP del equipo son las dos barreras aceptables;

–Si se tuvieron pérdidas o influjos : Se requerirá, además, el equipo de presión en superficie para operaciones con guaya. El lubricador debe tener las medidas

adecuadas para alojar las herramientas que se van a correr en el pozo

• El WSS no permitirá la remoción de BOPs, conductor submarino, árbol de válvulas, o cabezal de producción a menos que los fluidos de formación esten contenidos detrás de dos barreras impermeables, independientes y probadas. • Los WSS de IPM efectuarán todas las operaciones de construcción,

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Autoridad en operaciones de control de pozos

IPM-ST-WCI-013

• Cada proyecto debe tener una persona a cargo designada, con plena autoridad sobre todas las operaciones efectuadas en el lugar del trabajo en todo momento. Esta persona tiene responsabilidad plena por la aplicación de las prácticas y procedimientos seguros en el pozo para mantener la integridad del sitio y la seguridad del personal.

• El Documento de Enlace debe incluir un organigrama y descripción de las responsabilidades de ésta y de otras personas claves como lo hayan acordado el operador, IPM y el contratista de perforación.

• Para operaciones costa afuera la persona a cargo es, por lo general, el representante de la contratista de perforación; en otras facilidades mayores la persona a cargo puede ser el representante de la operadorea o un gerente de la instalación designado.

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Acuerdo sobre el procedimiento específico

para control de pozos

IPM-ST-WCI-014

• Antes de iniciar los procedimientos de control de pozo y una vez que se haya cerrado el mismo, los representantes del operador, IPM y el contratista de perforación en el sitio del pozo deberán llegar a un acuerdo completo sobre el método de control

• Su objeto es evitar conflictos y confusiones durante la operación de control de pozo.

• Se realizará una reunión previa al control de pozo con todas las personas involucradas. Se preparará un procedimiento por escrito y el mismo se distribuirá en el equipo a todos los involucrados en las operaciones de control (contratista de perforación, perforador, cabina de registro, ing. de lodos, ing. del pozo, etc.)

• El acuerdo alcanzado incluirá el método de control a seguir, velocidad de la bomba, el incremento en el peso del lodo, el programa de bombeo, y toda otra información pertinente.

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Acuerdo sobre el procedimiento específico

para control de pozos

IPM-ST-WCI-014

• En el caso de desacuerdo entre los representantes en el sitio del pozo sobre los procedimientos de control (cuando la seguridad no sea una preocupación inmediata), el asunto se remitirá a sus supervisores respectivos. La acción de control del pozo deberá, en este caso, ser detenida, y el pozo se asegurará hasta que se resuelva la situación.

• La persona designada a cargo tendrá la autoridad final y la responsabilidad de asegurar la aplicación de prácticas y procedimientos adecuados y seguros para controlar el pozo.

• Se aprobará un procedimiento por escrito que se colocará en la estación del perforador y otra copia se guardará en los archivos del pozo.

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Método para cierre del pozo

IPM-ST-WCI-015

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

• El perforador tiene plena autoridad y responsabilidad por las acciones correctivas inmediatas, tales como el cierre del pozo.

• En la posición del perforador se colocará una notificación indicando los procedimientos para el cierre del pozo.

• El procedimiento general de cierre se indica, como guía, en el Manual de Control de Pozos de SLB, Sección II.2.1 Como referencia, los procedimientos para manejar las diferentes situaciones de influjo, se presentan en la sección V del mismo Manual.

• El estrangulador y la válvula HCR se deben mantener cerrados. El cierre del pozo se efectúa al cerrar la preventora anular contra la tubería mientras se abre la válvula HCR para registrar las presiones.

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Método para control de influjos

IPM-ST-WCI-016

• IPM utilizará métodos reconocidos por la industria para el control de influjos en los pozos, tales como el método de Esperar y Densificar, Método del Perforador y Método Volumétrico. Se prefiere el Método del Perforador a menos que las condiciones hagan más apropiado el empleo de otro método.

• Los procedimientos para el método de Esperar y Densificar, del Perforador y Volumétrico, junto con sus ventajas y desventajas, se describen en el Manual de Control de Pozos de SLB, Sección II.2.3.

• Otros procedimientos especiales para manejar diferentes situaciones de influjo (incluyendo cuando se perfora con lodo de base aceite y la reversión del influjo o bullheading) se describen en la Sección V del Manual de Control de Pozos de SLB.

(43)

43

Detección de influjos del pozo

IPM-ST-WCI-017

• Cualquier brote de fluidos desde la formación se detectará lo antes posible mediante verificaciones del flujo cada vez que varíe en forma abrupta la tasa de penetración, vigilando los volúmenes el volumen de lodo en las presas y entrenando al personal en la detección de influjos.

• El objetivo es disminuir el tiempo de reacción y la magnitud del influjo, además de facilitar las operaciones posteriores para el control del pozo.

• Los procedimientos a seguir en todo momento se describen en la Sección II.1.2 del Manual de Control de Pozos de SLB.

• Todas las cuadrillas del equipo deben estar altamente entrenadas y comprender la importancia de una detección temprana de los influjos. Además, quienes operan el sistema de lodos deberán,

- Investigar y reportar toda variación en el nivel de los tanques como indicio de un posible influjo, por pequeña que sea

- Verificar flujo después de todo cambio abrupto en la tasa de perforación (ROP)

• El supervisor del pozo (WSS) debe asegurarse que los procedimientos para cierre de pozo y desviación de flujo esten publicados cerca de la estación del perforador en Inglés y en el idioma local.

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Prevención de influjos

IPM-ST-WCI-018

• El Control Primario del pozo -definido como el uso de fluido de perforación o completación con densidad y altura suficientes para superar la presión más alta de la formación expuesta- se debe mantener en todo momento para disminuir la ocurrencia de incidentes de control del pozo.

• El perforador o su relevo deberá asegurarse de:

- Mantener el pozo lleno con fluido de control o conocer el nivel del mismo en todo momento.

- Usar el tanque y la planilla de viaje para controlar los volúmenes de llenado durante los viajes de tubería saliendo y entrando en el pozo

- Investigar toda discrepancia en los volúmenes y verificar el flujo del pozo en caso de duda.

- Si la prueba de flujo no es concluyente se deberá cerrar el pozo para observar presiones en caso de duda

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

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Prevención de influjos

IPM-ST-WCI-018

• Responsabilidades del Perforador:

– Mantener el pozo lleno en todo momento

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

– Que la cabina de registro geológico (o un sistema de medición)

controle y reporte en forma independiente los volúmenes de lodo y de desplazamiento en cada viaje

– Mantener una densidad de fluido que permita un sobrebalance de 200psi contra la formación de mayor presión expuesta

– Bombear un bache de fluido pesado antes de sacar la tubería y herramientas del pozo.

– Realizar cálculo de los efectos de succión / surgencia para determinar el margen de viaje adecuado

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Presión de fondo (BHP) constante

IPM-ST-WCI-019

• Durante la operación de matar el pozo mediante circulación o permitiendo la migración de gas, se debe mantener siempre una presión de fondo constante ligeramente superior a la presión de formación, incluso si se tiene que superar el valor de la MAASP**, antes que el influjo llegue a la zapata o a otro punto débil en el hoyo abierto.

• El objetivo es evitar todo influjo adicional de fluidos de la formación hacia el pozo, incluso a riesgo de fracturar la formación y de inducir un reventón subterráneo.

• El WSS será responsable por mantener la presión de fondo constante mediante el bombeo a tasa constante y / o ajustando el estrangulador • También deberá desactivar cualquier mecanismo para control automático

de la MAASP. Es decir, no permitirá mantener la MAASP en forma automática o manual, mientras se esté evacuando el influjo afuera del pozo.

(47)

Reporte de incidentes de control

IPM-ST-WCI-020

• Definición – Un brote o “kick” es un flujo imprevisto de fluidos desde la formación hacia el pozo, debido a lo cual se requiere el cierre de las BOP y la circulación a través de un estrangulador.

• Los influjos tienen el potencial de causar pérdidas catastróficas. Sin embargo, IPM considera que tales incidentes pueden ser manejados exitosamente recopilando y estudiando datos históricos.

•

Todos las influjos así definidos son considerados incidentes y deben ser reportadas por escrito y clasificadas de acuerdo con el estándar OFS-QHSE-S002. Las causas raiz de todas los influjos seran investigadas para minimizar su impacto y la posibilidad de su repetición.

• El reporte debe incluir: Resumen del incidente y el manejo del mismo, Condiciones previas a al influjo (actividades, equipo de control instalado, fluido utilizado, detección, etc), Detalles sobre Control del Pozo, y Lecciones Aprendidas

(48)

• Se efectuará un estudio de riesgo y se preparará un plan de contingencia para la posibilidad de encontrar gas superficial en todos los pozos de IPM. El diseño final del pozo junto con el programa de operaciones serán usados para mitigar el riesgo hasta ¨ALARP¨. • Se considera gas superficial cualquier acumulación de gas que se

encuentre en el subsuelo durante la perforación del hoyo antes de llegar a la profundidad de asentamiento del primer revestidor programado para contener presiones.

• Las precauciones en el sitio, preparación de contingencias y detalle de las operaciones se encuentran descritas en el Manual para Control de Pozos de Schlumberger, secciones II.1.1.3.b, II.1.2.3 , II.2.2 y en Apendice 6 del mismo.

Evaluación del riesgo de gas superficial

y plan de contingencias

(49)

49

• Responsabilidades:

– Gerente de Proyecto :

• Asegurarse de llevar a cabo una completa evaluación del riesgo de gas superficial usando las mejores técnicas y herramientas disponibles, como los levantamientos sísmicos de baja profundidad para locaciones costa afuera.

• Asegurarse que el programa de operaciones contiene los resultados de la evaluación del riesgo de gas superficial, cualquier información relevante de los pozos vecinos, la estrategia para perforar el hoyo de superficie y los planes de contingencia.

– Persona a cargo ( PAC ) en la localización :

• Asegurarse de que todo el personal conoce sus funciones durante una eventual contingencia de gas superficial y que el perforador posea las instrucciones necesarias a seguir.

Evaluación del riesgo de gas superficial

y plan de contingencias

(50)

• El programa del pozo incluirá una declaración que haga referencia a la evaluación de riesgo de gas superficial. En caso de ausencia de lo anterior, la misma deberá ser exigida al operador • Ante cualquier indicación o duda de gas superficial, se supondrá

la presencia del mismo y se considerará en primer lugar la opción de cambiar la localización superficial del pozo.

• Si no se puede cambiar el sitio de la localización superficial o se tiene certeza de la presencia del gas superficial, se deberá preparar un procedimiento de perforación detallado, que incluya los planes de contingencia y los mitigadores del riesgo.

Evaluación del riesgo de gas superficial

y plan de contingencias

(51)

Control del pozo mientras se baja el revestimiento

IPM-ST-WCI-022

• Se debe mantener el control del pozo al bajar la tubería de revestimiento. • El control primario se mantiene con la columna de fluido de altura

suficiente dentro del revestidor y en el espacio anular

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

asegurar que se haya conectado a la tubería de perforación, un sub de combinación (crossover ) adecuado para conectar la misma al revestidor. • No se utilizará equipo de flotación automático o de llenado diferencial

cuando se baje el revestidor a través o en zonas con hidrocarburos. • El revestidor se debe llenar completamente al menos cada 5 tubos.

• Al bajar el revestidor en una zona con hidrocarburos, se deben instalar dos válvulas de no retorno (de contrapresión) en la sarta de revestimiento.

(52)

Prueba de fuga de formación (prueba de la zapata)

IPM-ST-WCI-023

• Objetivo: determinar la integridad de la formación por debajo de la zapata o del cemento alrededor de la misma lo cual afectará la MAASP (máxima presión anular permisible en la superficie) y la tolerancia al influjo para perforar la sección siguiente.

• Se realizará una prueba de la resistencia de formación después de perforar entre 10 y 20 pies (3 a 6 mts) de formación nueva por debajo de cada sarta de revestimiento donde se haya instalado un conjunto de BOPs.

• La Prueba de Fuga (LOT) es la presión a la cual la formación comienza a admitir fluido y se identifica por una desviación de la recta Pres. Vs. Volumen inyectado • Si se obtiene una presión de fuga menor que la esperada y el peso

equivalente del lodo es inferior al requerido para controlar las presiones de poro mientras se perfora hasta la profundidad de asentamiento del siguiente revestidor, se deberá realizar una cementación forzada en la zapata o reducir la profundidad de asentamiento del siguiente revestidor

(53)

• Los resultados de la prueba de fuga, expresados en Peso Equivalente de Lodo (EMW), presión máxima, peso de lodo y profundidad de la zapata, se deben reportar en el informe diario de perforación y en el reporte IADC. • La presión máxima de prueba no debe exceder el 80%de la resistencia

interna del punto más débil del revestidor expuesto a la prueba de fuga. • Presión vs Volumen bombeado tiene que ser una relación lineal hasta

obtener inyectividad. Cuando la tendencia de la linea graficada se desvie de la relación lineal, el bombeo DEBERÁ DETENERSE inmediatamente. • Se deberá utilizar la bomba de la unidad de cementación y el bombeo

deberá ser preferiblemente continuo pues el bombeo intermitente puede conducir a lecturas erróneas.

• La Prueba de Integridad (PIT) somete la formación expuesta a una presión pre-determinada sin llegar al punto de fuga o inyección.

Prueba de fuga de formación (prueba de zapata)

(54)

Reunión informativa sobre control de pozos

IPM-ST-WCI-028

• Antes de que los supervisores del pozo asuman su responsabilidad en el mismo, deberán atender a una reunión informativa sobre control de pozos para asegurar que se entienden claramente las políticas de SLB e IPM, así como los procedimientos y los objetivos del proyecto relacionados con el control de pozos.

• Todo supervisor de IPM para el sitio del pozo deberá conocer los procedimientos de control de pozos específicos del proyecto y estar familiarizado con el Manual sobre Control de Pozos de SLB

• En la fase inicial de ingeniería de todo proyecto se elaborará un Documento Instructivo sobre Control de Pozos, específico para el proyecto, a partir del registro de riesgos y desarrollado durante la fase inicial de planeación y diseño del proyecto

(55)

Reunión informativa sobre control de pozos

IPM-ST-WCI-028

• El documento de Reunión Informativa sobre control de pozos será firmado por el supervisor del pozo y archivado en la oficina del proyecto.

• Al culminar la Reunión Informativa sobre control de pozos, se hará la anotación correspondiente en el pasaporte de seguridad QHSE del supervisor que recibió la inducción.

• Se requerirá re-certificación cada año si el supervisor se mantiene en el proyecto o antes de que asuma las responsabilidades en un nuevo proyecto.

• La Reunión Informativa sobre control de pozos del proyecto es mandatoria para los WSS, los ingenieros y quienes tengan autoridad y responsabilidad sobre control de pozos.

(56)

Reunión informativa sobre control de pozos

IPM-ST-WCI-028

• Ejemplos de información a incluir en el Documento Instructivo sobre Control de Pozos: - Exenciones aprobadas a los estándares sobre control de pozos en el proyecto - Presencia o No presencia de gas superficial

- Procedimientos seguidos para manejar y controlar los influjos - Zonas de pérdida de circulación

- Zonas de presiones anormales - Tectónica local

- Equipos de control de pozos instalados en la unidad de perforación o de WO - Otra información de proyecto requerida para el cumplimiento de las funciones

del WSS en el sitio del pozo

- Se revisarán las políticas y normas de IPM para asegurar su comprensión y cumplimiento

La persona a cargo en el sitio del pozo tendrá la autoridad final para control del mismo y será responsable por la aplicación de prácticas y procedimientos seguros de control, en todos los casos.

(57)

Resumen

• Los estándares y las guías se revisan periódicamente

• Se deben archivar las dispensaciones, pues pueden ayudar a

cambiar las políticas / estándares de SLB y IPM

• El texto de las mismas se obtiene en InTouch, cuya dirección es:

http://intouchsupport.com/intouch/methodinvokerpage.cfm?method=iteview&caseid=3271495

(58)

Sección 3

Analogía del Tubo en “U”

(59)

Sección 3

• Tipos de control aplicados en un pozo

• Fórmula básica para control de pozos

• Principio del tubo en “U”

• Cálculo de presiones en el pozo usando la

analogía del tubo en “U” estático y dinámico

(60)

Introducción

(61)

61

Tipos de Control en el Pozo

Control Primario :

– Colocar dentro del pozo un fluido de densidad sufiente

para ejercer una presión de fondo que impida un flujo

imprevisto de fluidos desde la formación hacia el pozo

Control Secundario:

– Detener el flujo del pozo con el equipo de prevención y

control instalado, BOPE y recuperar el control primario al

evacuar el influjo por circulación con el lodo original o con

lodo pesado

Control Terciario:

– Inducir una fractura en la formación más débil expuesta en

el hoyo abierto provocando un reventón subterráneo antes

que permitir un reventón en la superficie. Aplicar técnicas

especiales posteriores para controlar el flujo cruzado en el

subsuelo y recobrar las condiciones del pozo

(62)

Fórmula básica para control de pozos

(unidades en el sistema inglés)

volumen: 1 galón = 230.75 in3 Peso: 1 libra Si D = 10 lpg: _{P = 10 lb. = 0.52 psi = 0.052 x 10} 19.23 in2 Si la Densidad = 1 lb/gal:

Presión = 1 lb. = 0.052 psi =

P

1PIE

19.23 in2

Cambio de presión por pie = 0.052 psi/pie = Grad. de 1lpg

altura: 1

pie=12

pulg

área: 19.23 in2

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

P

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

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

Cambio de presión por pie = 0.052 ( psi/pie) x D(lb/gal)

(63)

63

Fórmula básica para control de pozos

D = 10 lb/gal Profundidad -pies

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

(psi/pie) (lb/gal) Presión –psi 0 1 2 3 0 0.52 1.04 1.56

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

Presión Hidrostática de fondo: HP Gradiente de Presión: G

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

HP = Grad. x altura de columna en pies

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

P

(H)PIES

=

0.052 x

D x H : psi

(64)

Fórmula básica para control de pozos

(unidades en sistema métrico)

Volumen: 1 litro = 1000 cm3 _{Si MW = 10 kg/lt:} _P 1METRO

=

10 kg. = 0.1 x 10 kg/ cm2 10 cm2 P = 1 kg. = 0.1 kg/ cm2 _{= P}_1METRO 10 cm2

Gradiente = cambio de presión = 0.1 kg/ cm2 _{/ m}

altura: 1 metro.

área: 10 cm2

Si la Densidad = 1kg/lt: _{Presión sobre el fondo = (fuerza) / (área)}

P

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

Cambio de presión por metro = 0.1 kg/cm2 = Grad. de _1kg/l

Cambio de presión por metro = 0.1 (kg/cm2 ) x D(_kg/lt)

Gradiente de fluido de densidad D = 0.1 x D G = 0.1 x (D) => kg/ cm2 / m

(65)

65

Fórmula básica para control de pozos

D =1.2 kg/lt D = 10 lb/gal Profundidad -metros G = 0.1 x (D) = 0.12 kg/ cm 2 _/m (kg/ cm2_{) (kg/lt)} Presión –kg /cm 2 0 1 2 3 0 0.12 0.24 0.36

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

Gradiente de Presión: G

[Kg/cm2] [kg/ lt ] [ m ] 1lb/gal = 0.12 gr/cc

1 psi = 0.0703 kg/ cm2

Presión Hidrostática de fondo: HP

HP = Grad. x altura de columna en metros

HP = (G) x (H): (kg/cm2_{/m) x m = kg/cm}2

HP = (0.1) x (D) x (H) :

kg/cm2

P

(H) METROS

=

0.1 x

D x H :

kg/cm2

(66)

Cómo versus por qué

Datos:

• Se produce un influjo de gas

mientras se perfora a 6000 pies y se

cierra el pozo

• Se leen las presiones de cierre SICP

y SIDPP (en la TR y la TP, respectiv.)

• Peso del lodo corriente (MW)= 10 lpg

• Peso del lodo de matar (KMW) =?

O sea,

HP_KMW

=

P_form SIDPP = 600 psi SICPP = 900 psi Bomba Estrangulador MW = 10 lpg H = 6000 pies

(67)

Cómo versus por qué

Cómo calcular KMW

:

KMW = 10 + 1.923 = 11.923 lpg

Por qué KMW es 12 lpg

:

G_lodo = 0.052 x 10 = 0.52 psi/pie

HP_lodo = G_lodo x H=0.52 psi/pie x 6,000 pie

HP_lodo = 3,120 psi

P_form = HP_lodo + SIDPP = 3120 + 600

P_form = 3,720 psi KMW = MW + H x 0.052SIDPP_ KMW = 10 + 6,000 x 0.052600____ KMW = 11.923 lpg è12 lpg Pform = Gform x (H) G_form = (P_form ) / (H) = (3,720) / (6,000) G_form = 0.62 psi/pie = 0.052 x KMW KMW = (0.62) / (0.052) KMW = 11.923 è12 lpg

(68)

Cómo versus por qué

¿Cuál es el significado de un

valor de SIDPP de 600 psi?

¿Por qué se utilizó para el

cálculo la presión indicada por

el manómetro de la tubería de

perforación y no la presión de

cierre en el anular, SICP?

¿Por qué redondeamos hasta

12 lpg para el lodo de matar?

SIDPP SICP

(69)

Principio del tubo en “U”

Dos columnas adyacentes (dispuestas una al lado de otra) que

contienen fluidos de diferente densidad y altura, que se

encuentran comunicadas por sus bases

Las presiones en el fondo de las columnas se hacen iguales en el

punto de comunicación, C. Por lo tanto:

Presión en A = Presión en B = Presión en C

(70)

El pozo como tubo en “U”

q La tubería dentro del pozo se puede ver como una columna con fluidos de densidad y altura específicos

q El espacio anular entre el agujero y la tubería sumergida es otra columna que contiene fluidos con altura y densidad determinadas q La tubería y el anular se comunican en el

fondo en la barrena y forman un “Tubo en U” q Al comunicarse ocurre un flujo espontáneo de

una columna hacia la otra por diferencia de densidades y /o de alturas de los fluidos contenidos en ellas hasta encontrar el equilibrio en la presión de fondo

q La presión en el fondo del pozo deberá ser la misma, bien sea la ejercida por los fluidos

Bomba Estrangulador

(71)

71

El pozo como tubo en “U”

Bomba Estrangulador

columna de

la tubería espacio anularcolumna del

comunicación en el fondo

(BHP)_TUBERÍAigual a (BHP)_ANULAR Presión de fondo

(72)

Conceptos fundamentales del Tubo en “U”

Concepto 1:

• La suma de presiones en el fondo de uno de los

tubos o columnas de fluidos es igual a la suma de

presiones en el fondo del otro tubo

Concepto 2:

• En un tubo en “U” estático la suma de presiones

por encima de un punto dado es igual a la suma de

presiones por debajo de dicho punto.

(73)

4000 ft

10,000 ft Tubo en “U” lleno con lodo de 10 ppg

En un tubo en “U “estático la suma de presiones por encima de un punto dado es igual a la suma de presiones por debajo de dicho punto.

Presión de fondo de la tubería: BHP = 10 x 10000 x 0.052 = 5200 psi Análisis de presiones en un punto de la columna anulara 4000 pies:

Presion hidtostática por encima del punto = 10 x 4000 0.052 = 2080 psi

Presión hidtostática por debajo de ese pun to = BHP – Hp _{[10000 –4000]}= 5200 – [6000 x 10 x0.052 ] = 2080 psi Por tanto :

Las presiones por encima de un punto dado son exactamente iguales a la suma de presiones por debajo de dicho punto.

(74)

• BHP dentro de la tubería DP

• BHP en el espacio anular

SIDPP = 500 psi SICP = 700 psi 476 ft psi P P BHP_DP _DP_Indicator _DP_Lodo 5700 000 , 10 * 10 * 052 . 0 500 ) ( = + = + = psi P P P

BHP_Ann _manómetro _Lodo _Gas

5700 476 * 1 . 0 524 , 9 * 10 * 052 . 0 700 ) ( = + + = + + =

Tubo en “U” estático Concepto 1

Bomba Estrangulador

(75)

75

Tubo en “U” estático Concepto 2

Datos:

• Se cierra el pozo después

de circular el influjo por el

anular hasta 5000 pies

cuando se ha expandido

hasta 1190 pies

• Profundidad: 10,000 ft

• MW: 10 lpg

Calcular:

• BHP en el fondo de la DP?

• BHP en el fondo del Anular?

• Presión a 5,000 ft ?

Densidad del Gas 1.923 ppg

Top @ 5000 SIDPP = 500 psi SICP = 1000 psi

P

₁

= P

₂ 1190 ft Bomba Estrangulador

(76)

Tubo en “U” estático Concepto 2

• BHP en el fondo de la tubería DP

• BHP en el fondo del espacio anular

psi P P BHP_DP _manómetro _DP_Lodo 700 , 5 000 , 10 * 10 * 052 . 0 500 ) ( = + = + = psi P P P P

BHP_Anu _manómetro _Lodo_encima_gas _Gas _Lodo_debajo_gas

700 , 5 810 , 3 * 52 . 0 190 , 1 * 1 . 0 000 , 5 * 52 . 0 000 , 1 ) ( = + + + = + + + = Densidad Gas 1.923 ppg SIDPP = 500 psi SICP = 1000 psi 1190 ft Bomba Estrangulador

(77)

Para calcular la presión @ 5,000 ft

ft de debajo presiones ft de encima presiones P P BHP P P ft Calculando P P P P BHP o P P P P P BHP P P Gas Gas Debajo Lodo a Lodo manómetro Gas Debajo Lodo Gas a Lodo manómetro Gas Debajo Lodo Gas a Lodo manómetro anu anu dp 5000 5000 000 , 5 @ 700 , 5 000 , 10 * 52 . 0 500 5000 5000 5000 ) ( ) ( ) (

∑

= − − = + + + + = + + + = = = = + =

(78)

Tubo en “U” estático Concepto 2

Densidad Gas 1.923 ppg

• P

_{@ 5000}

desde arriba

• P

_{@ 5000}

desde el fondo

psi P P

P _ooo _manómetro _Lodo_Encima _de

600 , 3 000 , 5 * 10 * 052 . 0 000 , 1 5000 ) , 5 ( = + = + = SIDPP = 500 psi SICP = 1000 psi 1190 ft Bomba Estrangulador psi P P P

P _BHP _Lodo_Debajo_de _Gas

600 , 3 190 , 1 * 1 . 0 ) 1190 000 , 5 000 , 10 ( * 52 . 0 700 , 5 5000 ) 000 , 5 ( = − − − − = − − =

(79)

El pozo como tubo en “U”

El tubo en “U”

puede ser:

• Estático

• Dinámico

Bomba Estrangulador ¿Qué factores contribuyen con la presión?

Factores que contribuyen con la presión:

Presión de bomba

Perdidas de Presión en la superficie Pérdida de presión por fricción en la tubería de perforación

Pérdida de presión en mecha Pérdida de presión anular (ECD) Contrapresión del estrangulador

(80)

Tubo en “U” estático

SIDPP = 500 psi SICP = 700 psi

P₁ = P₂ Datos:

•Cierre después del influjo de gas

•Profundidad: 10.000 pies ( pozo vertical) •MW: 10 lpg

•Herramienta de fondo: DC de 6-3/4” x 476 ft Calcular:

•BHP: ? (Presión en el fondo del pozo) •Grad. promedio del fluido en el anular: ? •EMW: ? (Peso de lodo Equivalente a BHP) •Magnitud o tamaño del Influjo?

(81)

81

Tubo en “U” estático

BHP_DS = SIDPP + HP_DS

BHP = 500 + (0.052 x 10 x 10,000) BHP_DS = 500 + 5,200 = 5,700 psi BHP_anular = SICP + HP_anular

HP_A = BHP – SICP = 5,700 – 700 = 5,000 psi HP_A = (G_A) x (H) SIDPP = 500 psi SICP = 700 psi P₁ = P₂= BHP G_A = HPA H = 5,00010,000 = 0.5 psi/pie G_A= (0.052) x (EMW_A) EMW_A = GA 0.052 = 9.615 lb/gal HP_anular = (0.052)x(EMW_A)x(H) = 0.052x9.615 x10M HP_anular = 5,000 BHP_anular = 700 + 5,000 = 5,700 psi BHP_DS = BHP_Anular= 5,700 psi

(82)

Tubo en “U” estático

Altura del influjo =

G_lodo - G_influjo

Influjo de gas: < 0.2 psi/pie Influjo de agua: > 0.4 psi/pie

Peor escenario: suponer influjo de gas => G_influjo = 0.1 psi/pie

Hi =

Altura del influjo = 476.2 pies (TVD) = 476.2 pies (MD): Pozo vertical

Volumen del influjo = altura de influjo (MD) x volumen anular (450 pies de DC de 6-3/4” en hoyo de 8-1/2”) = 476.2 pies x 0.0259 bls/pie SICP - SIDPP ₌ (10 lpg x 0.052) - G_influjo 700 - 500 (10 lpg x 0.052) - G_influjo 700 - 500 = (0.52) – 0.1 200

(83)

EJERCICIO #1

CÁLCULO DE PRESIONES EN EL POZO

(84)

Ejercicio # 1 – Solución

1. Cuando un pozo ha sido cerrado, la presión en el fondo del espacio anular es

exactamente IGUAL a la presión en el fondo de la tubería porque el pozo es un TUBO EN

“U”

TD = 15,000 ft

LOT en la zapata =16 ppg Prof del revest =10,000 pies

Intensidad del Influjo = 0.5 ppg Tamaño del hoyo: 8 ½”

Tubería de 5” hasta superficie

Grad de gas: 0.1 psi/pie (supuesto)

Peso del lodo = 14.0 ppg Grad del lodo = 0.728 psi/pie 1500 pies de DC de 6 ¾”

TD = 15,000 ft

Concepto 1: La suma de presiones en el fondo de uno de los tubos o columnas de fluidos es igual a la suma de presiones en el fondo del otro tubo

(85)

2. El pozo mostrado aquí ha sido cerrado con un influjo de gas. La presión en el fondo del pozo

es exactamente igual a la presión FORMACIÓN . El pozo no está fluyendo el tubo en “U” formado por el anular y la tubería también es igual a la presión de FORMACIÓN. La suma de las presiones (mecánicas e hidrostáticas) deben ser iguales en ambos lados del tubo en “U”. Las presiones mecánicas vistas en el manómetro del perforador en la superficie, más la presión debida a la columna hidrostática en LA TUBERÍA deberá ser exactamente IGUAL la presión de fondo del pozo

y será exactamente igual a

la presión mecánica en el MANÓMETRO DE PRESIÓN del anular más la presión hidrostática ejercida por la columna del lodo en el tope de la burbuja de gas, más la presión hidrostática ejercida por la BURBUJA DE GAS más la presión hidrostática del lodo

DEBAJO de la burbuja.

Y ambas son exactamente iguales a la presión de FORMACIÓN.

(86)

Schlumberger Private 3. En el lado de la tubería de perforación, la presión mecánica atrapada en la superficie, más

la presión hidrostática debida a la columna de lodo en la tubería, debe ser igual a la presión en

el anular y ser exactamente igual a la presión en el fondo del pozo. Sólo con

palabras...escribir la situación que debe existir en el lado anular del tubo en “U”.

BHP en el anular = PRESIÓN MECÁNICA EN EL MANÓMETRO DEL ANULAR +

PRESIÓN DEBIDA AL LODO EN EL ANULAR + PRESIÓN DEBIDA AL GAS EN EL ANULAR

(87)

87 Schlumberger Private 1500 pies de CD de 6 ¾” DP = ?? Pr. anular = 704 psi 500 pies

Prof del revest =10,000 pies

TD = 15,000 pies LOT @ zapata = 16 ppg

Intensidad del Influjo = 0.5 ppg Tam del hoyo: 8 ½”

Grad del gas = 0.1 psi/pie (supesto)

Peso del lodo = 14.0 ppg Grad del lodo = 0.728 psi/pie

4. Utilizando el diagrama dado, cuál es la BHP para este pozo si el influjo es de 500 pies de longitud y es de gas?

psi BHP BHP P P P

BHP _manómetro _lodo_encima_gas _gas

310 , 11 500 * 1 . 0 ) 500 000 , 15 ( * 14 * 052 . 0 704 = + − + = + + = psi P P P BHP P P P BHP DP manómetro DP manómetro DP in Mud DP manómetro DP en lodo DP manómetro 390 000 , 15 * 14 * 052 . 0 310 , 11 = − = − = + =

5. Utilizando el mismo diagrama, cuál es la presión de cierre en la tubería?

(88)

Cuando se está circulando la burbuja afuera del pozo, se permite su expansión para así mantener CONSTANTE LA PRESIÓN EN EL FONDO DEL POZO en todo momento. Si se para la circulación;

La presión mecánica vista en el manómetro del perforador en superficie, más la presión hidrostática ejercida por la columna en TUBERÍA deberá ser IGUAL presión de fondo del pozo

y será exactamente igual a

La presión mecánica en el MANÓMETRO DE PRESIÓN del anular, más la presión debida a la columna hidrostática del lodo sobre el tope de la burbuja de gas, más la presión hidrostática de BURBUJA DE GAS más la presión hidrostática del lodo DEBAJO de la burbuja de gas.

(89)

89 Schlumberger Private DP = ?? Pr. Anular = 1,500 psi 1768 pies 1500 pies de CD de 6 ¾”

Prof del revest =10,000 pies

TD = 15,000 pies LOT @ zapata = 16 ppg

Intensidad del Influjo = 0.5 ppg Tam del hoyo: 8 ½”

Peso del lodo = 14.0 ppg Grad del lodo = 0.728 psi/pie Grad del gas = 0.1 psi/pie

(supesto) 7. En el ejemplo mostrado, las bombas se han

parado justo cuando la burbuja se aproxima a la zapata del revestidor

psi BHP BHP P P P P

BHP _manómetro _lodo_sobre_gas _gas _lodo_bajo_gas

310 , 11 232 , 3 * 14 * 052 . 0 768 , 1 * 1 . 0 000 , 10 * 14 * 052 . 0 500 , 1 = + + + = + + + = psi P P P BHP P P P BHP DP manómetro DP en lodo DP manómetro DP en lodo DP manómetro 390 000 , 15 * 14 * 052 . 0 310 , 11 = − = − = + =

Cuál es la presión en el fondo del pozo, BHP?

Cuál es la presión de cierre en la tubería?