CONTROL DE POZOS

SUBMARINOS

INTRODUCCION

La INDUSTRIA PETROLERA ha dado pasos agigantados en la tecnología de la perforación, producción y reparación de los pozos en agua profundas.

A medida que se incrementa la profundidad del agua, los problemas A QUE NOS ENFRENTAMOS se torna cada vez más agudos y surgen nuevos problemas.

Los fundamentos de control de pozo en los equipos flotantes son los mismo que aquellos para otros tipos de operaciones de reparación o perforación. La clave para controlar el pozo es la pronta detección de el influjo.

DESARROLLO

En un entorno submarino, la base guía es generalmente el primer equipo que se corre. Esta provee la base para guiar la columna de perforación, la tubería de revestimiento y otras herramientas en el pozo perforado. Según la profundidad del agua y el tipo de equipo de perforación, se podría asentar la base guía y los subsiguientes componentes con o sin una línea guía. Una vez que se haya corrido la columna de tubería de revestimiento de soporte y se haya instalado el cabezal de pozo, se puede instalar el sistema de control de pozos submarino.

COMPONENTES SUBMARINOS

Una serie de sistemas desconectores de emergencia fueron desarrollados para activarse en el caso de una perdida de las señales entre el sistema de control y el conjunto de BOP.

Cualquiera sea el sistema, el objetivo de ellos es cerrar rápido y de manera segura el pozo cuando se experimente cualquier emergencia. El conjunto de BOP está lleno de instrumentos que miden tanto la presión y/o la temperatura en el conjunto del BOP.

En ocasiones de emergencia el ROV puede cumplir las funciones del BOP.

El LMRP consiste en el anular superior, la junta esférica o flexible y el adaptador del riser. La junta esférica o flexible permite que el riser se desvié unos grados de la vertical sin esforzar demasiado ni dañar el conector, los preventores de reventón y el cabezal de pozo. El sistema del riser consiste en el riser, las líneas del choke y control y a veces módulos de flotación. También se podría incorporar una válvula de llenado en el riser.

PROFUNDIDAD DEL AGUA Y FRACTURA DE LA FORMACIÓN

A medida que se incrementa la profundidad del agua, se incrementa la posibilidad de que haya una pérdida de circulación y daños a la formación debajo del lecho marino.

En aguas profundas no hay tanta sobrecarga, lo cual normalmente resulta en gradientes de fractura de la formación reducidos.

El peso del gel-lechada, junto con las velocidades anulares que están por encima de las normales pueden ser lo suficientemente grandes como para que haya una ruptura de la formación. Por este motivo no se usa un riser hasta que no mejore la integridad de la formación.

DETECCIÓN DE KICK CUANDO SE OPERA SIN RISER

FLUJOS DE POCA PROFUNDIDADGas: El gas poco profundo puede acumularse en la arena si el gas migratorio queda atrapado por una barrera como la arcilla.La cantidad de presión excesiva está en función del espesor de la acumulación del gas.Zonas peligrosas con gas poco profundo, perforadas sin lodo denso y/o riser, pueden resultar en un influjo.

FLUJOS EN AGUAS POCO PROFUNDASLos flujos en aguas poco profundas podrían ser difíciles de detectar cuando se está perforando la parte superior del pozo.Si el flujo no es demasiado elevado como para alterar la presión de bomba, será indetectable.

PRECAUCIONES Y CONSIDERACIONES

Los miembros de la cuadrilla deben conocer los procedimientos de control estándar y estar constantemente alertas a los cambios en el flujo. Si se requiere fluido pesado, debe estar premezclado y listo.

.

. La erosión del pozo es una

preocupación primordial. Una sección de pozo erosionado o lavado requerirá cantidades de cemento más grandes que las programadas y resultara en trabajos de cementación ineficientes. También se podrá desestimar mayores volúmenes de lodo para tratar de recuperar el control.

.

. Para los viajes, se debe llenar el pozo con el lodo pesado para proveer un sobre balance y una mejor estabilidad en el pozo. El lodo pesado no debe exceder la presión de fractura o de sobrecarga.

Los jet que se eligen para el bit

se deberían tomar en cuenta los regímenes de circulación y el procedimiento para el control.

.

, Luego de un control exitoso, un efecto de tubo en U se presentara en el pozo para las bombas. Si la tubería de perforación se llena con agua de Mar después de un control exitoso, todo el flujo anular debería detenerse. Se debe comparar las interpretaciones cualitativas del R.O.V. (vehículo operado remotamente) para estar seguros que el pozo esta muerto.

Existen tres mayores diferencias a tener en consideración:

• La fricción en la línea del choke (CLFP).• Desplazamiento del riser luego de haber

controlado el pozo.• El gas atrapado en el conjunto BOP.

Procedimientos y métodos de control

se puede introducir una presión significativa en el pozo cuando se circula por las líneas de choke o kill.

Se debe determinar la CLFP con precisión para minimizar el riesgo de perdida de fluido y/o fractura de la formación durante el control del pozo.

Mientras mas profunda sea el agua, mas largo será el sistema de las líneas del choke y de kill, y mayor será la cantidad de fricción en la línea del choke.

Sistemas de las líneas del

Choke/kill y fricción

En un sistema de líneas de choke y de kill con un ID pequeño, la CLFP con un lodo de 14 ppg bombeado a 5 bbl/min en solo 500 ft de agua debe estar cerca de 200psi. Si se agrega esta precisión a un zapato de casing a 3500ft, la circulación por el sistema de la línea del choke del riser incrementara el peso efectivo del lodo que están en el zapato en 1,1 ppg. Debería ser obvio que en aguas profundas se deberían usar caudales de control mas bajos.

EEW (ppg)= CLFP (psi) ÷ profundidad de la casing (TVD) ÷ 0.052 (psi/ft)

= 200 ÷ 3.500 ÷ 0,052 = 1,1 ppg (1,0988 ppg redondeado)

La manera básica para determinar la presión por fricción en la línea del choke es el de realizar una prueba de circulación en el sistema de la línea del choke del riser.

En circunstancias normales, se usan las bombas del lodo en el equipo de perforación para controlar un pozo. Sin embargo, para aquellas circunstancias donde hay presión alta, quizás haya que usar la bomba de cementación.

Presión por fricción en la

Línea del choke

Procedimiento de arranque

Después del cierre, la determinación de las presiones y la selección del método para controlar el pozo, lentamente habrá que incrementar la velocidad de las bombas hasta alcanzar el régimen de ahogo.

La presión que se ejerce en la BOP y en la formación seguirá constante, al desaparecer la CLFP.

Las consideraciones sobre la presión anular también deberían tomar en cuenta la CLFP dado que esto incrementara las presiones en el conjunto de BOP, el casing y contra las formaciones potencialmente débiles.

Estático VS Dinámico

Un procedimiento alternativo de inicio del control involucra el uso de la línea de kill como una línea de monitoreo a medida que se incrementa la velocidad de la bomba y se toman los retornos por las líneas de choke. A medida que la presión empieza aumentar en el conjunto de BOP desde la CLFP, la presión se registrara en la línea de monitoreo.

Se abre el choke para mantener en la línea de monitoreo el valor que tenia antes del arranque de la bomba.

Una vez que alcanza la velocidad de control, entonces las presiones de circulación deberían estar cerca a las presiones calculadas.

Procedimiento alternativo del inicio

del control

MANTENIMIENTO DE LA PRESIÓN APROPIADA

Debido a la alta CLFP quizás no se puedan obtener los valores proyectados de presión para la tubería de perforación, la presión en la tubería de perforación podría reducirse gradualmente a medida que se circula el influjo.

PÉRDIDA DE PRESIÓN A MEDIDA QUE ENTRA GAS POR LA LINEA DE CHOKE

A medida de que entra gas por la línea de choke, la velocidad puede aumentar hasta 25 veces de la que esta en el espacio anular.

Esto se observa en el manómetro de la tubería de perforación como una caída de presión. Para poder mantener la presión en el fondo del pozo, quizá sea necesario tener mas contrapresión del lado del casing. La presión hidrostática del lodo en la línea del choke es compensada por una equivalente contrapresión en el manómetro de casing.

INCREMENTO EN LA PRESIÓN A MEDIDA QUE EL LODO LE SIGUE AL GAS EN LA LINEA DEL CHOQUEEn las embarcaciones flotantes, el lodo que vuelve a entrar en la línea del choke resulta en una ganancia rápida debido a un incremento rápido del lodo vertical, y vuelve a aparecer la presión por fricción en la línea del choke debido al lodo que está circulando. Cuando el lodo entra al choke después del gas, habrá un incremento en la presión de casing.

Arreglo típico de BOP para aguas profundas.

El método volumétrico estándar de mantener la presión de fondo del pozo constante para mantener la migración de gas, es una técnica de purgar y descomprimir.

METODO VOLUMETRICO SIN TUBERIA DE PEFORACION

En las embarcaciones flotantes, se debe manejar con cuidado el gas que está encima del conjunto de BOP. En este punto, el sistema del desviador es el sistema que maneja el gas. Generalmente el sistema del desviador consiste de un empaquetador del desviador que generalmente está incorporada en el conjunto de la junta flexible del riser.

SISTEMA DE DESVIADORES

PROCEDIMIENTO DE DESVIO DE GAS PARA AGUAS POCO PROFUNDAS

•PROCEDIMEINTO DE DESVÍO CON AGUA

• PROCEDIMIENTO DE DESVIO CON LODOS

Este es el procedimiento más sencillo y más común. Si no funcionan otros procedimientos, todo tiene que volver a este procedimiento.

PROCEDIMEINTO DE DESVÍOCON AGUA

1. Cuando se detecta un incremento en el flujo, levante la tubería para dejar libre el sub del kelly o la válvula de seguridad.

2. Apague la bomba y verifique si hay flujo, a no ser que sea obvio que el pozo está en fluyendo. Si está seguro que el pozo está fluyendo, no apague las bombas.

3. Ponga vigilancia debajo del equipo de perforación para ver si hay señales de gas.

4. Abra las líneas al mar y cierre el empaquetador del desviador. Haga sonar la alarma.

5. Coloque las bombas de lodo en el pozo a la máxima velocidad.

6. Abra la succión de la bomba al agua de mar. 7. Continúe bombeando agua a caudal máximo

para mantener algo de presión en el pozo y para amortiguar la posibilidad de un incendio o explosión.

PROCEDIMIENTO DE DESVIO CON LODOS

Este es un método para tratar de controlar un influjo utilizando lodo denso que está almacenado en pits auxiliares.

1. Cuando se detecta un incremento en el flujo,

levante la tubería para dejar libre el substituto

del vástago o la válvula de seguridad. 2. Apague la bomba y verifique si hay flujo,

a no ser que sea obvio que el pozo está en

fluyendo. Si está seguro que el pozo está fluyendo,

no apague las bombas. 3. Ponga vigilancia debajo del equipo de perforación para ver si hay señales de gas. 4. Abra las líneas a la mar y cierre el

empaquetador del desviador. Haga sonar la alarma.

5. Coloque las bombas de lodo en el pozo a régimen máximo. 6. Abra la succión de la bomba al lodo denso auxiliar y luego cierre la succión en el lodo

de perforación más liviano 7. Continúe bombeando hasta que sube la

presión de la bomba o hasta que se termina el lodo. 8. Si sube la presión de la bomba, el pozo

debería estar controlado. Haga una verificación de

flujo. 9. Si la presión de la bomba se mantiene

baja, el pozo probablemente todavía esté

fluyendo. Cuando se acaba el lodo, cambie a la

succión de agua de mar.

Una alternativa al sistema del desviador es el uso de un preventor anular ubicado debajo de la junta telescópica o deslizante. La junta telescópica debería tener una línea flexible que la conecta con el manifold del choke en la plataforma del equipo de perforación. Al usar este arreglo conjuntamente con el riser, podemos tener un control de la presión y un control de los fluidos en la superficie, reduciendo así la contaminación.

PREVENTOR ANULARDEL RISER SUPERIOR

HIDRATOS DE GASLos hidratos de gas son estructuras sólidas parecidas al hielo que se forman ante la presencia de gas, presión y agua a temperaturas bajas.Estas condiciones podrían existir dentro del preventor de reventones en el lecho de mar. Todos los gases, exceptuando el helio, el hidrógeno y el neón, pueden formar hidratos de gas.

Una capa de hidrato de gas (en blanco), depositado en sedimento marino.

Estructura de un hidrato de gas incrustado en sedimento.

La formación de los hidratos también depende del tipo de fluidos de perforación que se está usando (cuanta agua libre contiene) y el tipo de gas de hidrocarburo.

Normalmente en un ambiente submarino profundo, la temperatura del agua alrededor del preventor de reventones está por debajo de los 40º F (4,4ºC) y podría empezar el proceso de formación de los hidratos.

EQUIPAMIENTO SUBMARINO

Se pueden quitar los hidratos por medio del calor, disolución con productos químicos o reducción de la presión. El metanol, empleándolo de manera correcta, podría ser eficaz para disolver los hidratos. Para colocar el producto químico en los puntos para el tratamiento, se tendría que cortar la tubería químicamente o correr un “coiled tubing” por la línea bloqueada.. Si se circula un fluido calentado, se calentará la tubería de perforación con el fin de aumentar la temperatura para disolver los hidratos.

Debido a los distantes que están los preventores de reventores submarinos, se han desarrollado equipos especializados. La parte que conecta al “riser” con el preventor de reventones principal se llama “Conjunto inferior del Riser Marino” o LMRP

RISER SUBMARINO

COLAPSO DEL RISER

DESCONEXION DEL

RISER

http://www.google.com.bo/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&docid=qpwWuhCz76tCPM&tbnid=M2LFyWhDMt-tNM:&ved=0CAUQjRw&url=http://dc376.4shared.com/doc/n-O3Crnn/preview.html&ei=Rb6GU8TVMovJsASb8YCIAg&bvm=bv.67720277,d.b2k&psig=AFQjCNEsR-vQ6IcNmntkBjuUPutnrDIa1w&ust=1401425746947862

Ocasionada por las fuerzas laterales del mar debido a su presion que ejercen sobre las paredes del riser que intentan colapsar “aplastar” el riser en todo momento

Se debe realizar cuando la embarcacion submarina ha sufrido Un arrastre ocasionado por que el sistema de posicionamiento no ha sido suficiente o debido Condiciones climaticas adversas que podrian poner en peligro la integridad de la embarcacion

Se convierte en un problema por la entrada de agua, debido a presiones anormales, que impiden la solidificacion del cemento.El cemento a utilizar debe ser liviano para no provocar fractura a la formacion, de secado rapido y q resista al flujo de agua aun antes de fraguar.

TIPOS DE PLATAFORMASMARINAS

61

1, 2) Plataformas convencionales fijas .3) Plataformas de torre auto elevable .4, 5) Plataformas flotantes tensionadas.6) Plataformas Spar.7,8) Plataformas semi-sumergibles .9) Plataformas en barcos perforadores. 10) Plataformas que están unidas a instalaciones de extracción en el fondo marino.

62

200 m

3000 m

Drill Ship

Land Rig

ConvencionalEquipo sobre PF

ConvencionalJack-Up

Semi-Sub

Plataformas(Fijas)

Torres(Fijas)

Startensionada(flotante)

FPSO(flotante) TLP

(flotante)SPAR

(flotante)

Submarino

offshore a partir de una plataforma fija

65

offshore a partir de una plataforma fija

Tabla de Rotación

Referencia Pozo

Tierra Costa Afuera(Plataforma)

Referencia Pozo

Referencia PozoReferencia Pozo

Altura de Agua

Fondo Marino

Tabla de Rotación

Onshore vs Offshore (PF)Que cambia?

• El equipo de Perforación • Existencia de un nivel de agua

Titre de la Présentation – Lieu et Pays – Date Jour Mois Année

66

Jack Up / Tender Rigs (Equipos fijos)

Tender Rig

Jack-UpJack-UpCompact

offshore Convencional(hasta 500m de agua)

68

Equipo flotante anclado

Referencia Pozo

Referencia Pozo

offshore a partir de un equipo flotante (< 500m)

Tierra

Referencia Pozo

Tabla de Rotación

Onshore vs Offshore ConvencionalQue cambia?

• El equipo de Perforación, • Existencia de un nivel de agua,• Conexión entre el equipo y el pozo (riser),• BOP submarino,• Cabezal submarino

Referencia Pozo

Tabla de Rotación

Costa Afuera(convencional)

Unidades de Perforación FLOTANTES (< 500m)

Semi-Submersibles

Semi-Submersibles

offshore profundo(a partir de los 500m de agua)

Referencia Pozo

Referencia Pozo

offshore a partir de un equipo flotante (> 500m)

Referencia Pozo

Tabla de Rotación

Onshore vs Offshore Profundo (> 500m)Que cambia?

• El equipo de Perforación, (posición dinámica, sin anclas) • Existencia de un nivel de agua,• Conexión entre el equipo y el pozo (riser),• BOP submarino,• Cabezal submarino

Tabla de Rotación

Tierra Costa Afuera(mar profundo)

Referencia Pozo

74

Equipos de tipo semi-sumergible - posición dinámica

barco de perforación - posición dinámica

¿Preguntas? Gracias por su atención