Curso Sobre Control de Pozos Preventivo

Control de Pozos PreventivoTaller sobre Control de Pozos Schlumberger IPM

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Antes de comenzar Sede del Seminario Informacin sobre QHSE y seguridad Servicios / facilidades Asignacin de salas para estudio en grupo Uso de celulares y computadores Horario de trabajo, descansos y almuerzos Pasaporte QHSE Presentacin de los participantes2 Schlumberger Private

Agenda del Curso Introduccin Estudio y discusin de polticas y estndares de IPM Analoga del tubo en U Presiones en el pozo.Schlumberger Private

Causas, prevencin y deteccin de Influjos Diseo 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 OBM3

Efectos de la migracin de gas

Agenda del curso (continuacin) Control de pozos con presin de fondo constante (mayor que la presin de formacin) Otros Mtodos de Control Control de pozos en operaciones de rehabilitacin ROPE- Rig Operations Performance Execution: - Inspeccin y evaluacin de equipos y procedimientos - Prcticas recomendadas para la Prevencin de Influjos Gerenciamiento del riesgo, Solucin de Problemas y Toma de Decisiones4 Schlumberger Private

Seccin 1Schlumberger Private

Introduccin

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Seccin 1 Razones para un Curso de Control Preventivo Entrenamiento sobre Control de Pozos en IPMSchlumberger Private

Ejemplo de Incidente de Control de Pozo Causas Raz de los Incidentes de Control en IPM Objetivos del Curso de Control Preventivo Evaluacin Previa.6

Por qu un curso de Control de Pozos Preventivo?Dos razones principales para este curso:1. El nmero de incidentes de control de pozos en IPM ha llegado a un nivel inaceptable: Tasa de incidentes en IPM : 1/50 (incluye todos los incidentes de control de pozos, tanto influjos como reventones) Promedio de la industria: 1/450 (slo incluye reventones) 2. Desarrollar una cultura comn: IPM est constituida por personas con diversa experiencia y provenientes de empresas diferentes. No existe una cultura comn. Esta es una buena oportunidad para reunirse y debatir ideas sobre el control de pozos, compartir experiencias y colocar a todos en el mismo contexto.7 Schlumberger Private

Entrenamiento en Control de Pozos en IPM1. Mdulo Bsico Introductorio para el personal nuevo y como iniciacin al trabajo en el campo (Documento informativo sobre condiciones especficas para WC en el Proyecto) 2. Entrenamiento exigido por IWCF o segn los requerimientos del cliente 3. Taller sobre Control de Pozos Preventivo - No es curso de certificacin pero es mandatorio en IPM 4. Cursos avanzados sobre control de Pozos HP/HT, Operaciones en Aguas Profundas, Perforacin 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 Histrico de Incidente de Control de PozoCampo Dacin - Pozo GG-617


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Detalles del Incidente Pozo GG-617 Prdida del control en el pozo GG-617: sucedi durante el caoneo a las 01:30 horas el 27 de febrero de 2000. La cuadrilla del equipo recuper el control del pozo a las 18:55 horas y lo cerr finalmente a las 19:00 horas del mismo da. No se reportaron lesionados durante la operacin de recuperacin debido al reventn. La gerencia de LASMO estim una prdida de 300 bls. de crudo pesado hacia el terreno circundante. Por otra parte, ms de 2 kilmetros 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 Dacin, bajo la gerencia de la Alianza LASMOSchlumberger. No se cumplieron muchas de las polticas y procedimientos operativos fundamentales. De haber seguido los procesos bsicos, no se habra producido esta emisin no controlada del pozo.10


Incidentes de control de pozos en IPM Ejemplos de CausaRaz Falta de conocimientos y destreza del personal del equipo Falta de compromiso y liderazgo de las personas a cargo Prcticas deficientes de trabajo Diseo inadecuado del pozo o del programa de perforacin Falta de entrenamiento en control de pozos preventivo Aplicacin deficiente de polticas 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 aprobados11 Schlumberger Private

Fallas en la comunicacin / difusin de normas.

Distribucin de incidentes en IPM por tipo(Aos 1999 y 2000 - Aprox. 300 pozos)Control de pozos 17% 17% 17% 49% Cementacin Atascamiento de tubera Tub. de revestimiento y completacionesSchlumberger Private

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Incidentes de Control de Pozo en IPMYear 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Total # Kicks + blowouts 0 5 18 14 7 11 15 4 74 8 3175 3 4 1 # Blow Outs # Wells Total 24 145 536 507 300 493 1170 Well / Kick 29 30 36 43 45 78 43 397 Well / Blowout Schlumberger Private

100 123 -

74 incidentes de control de pozo en 74 mesesEne 1996 - Feb 200213

Ejemplos de costo de reventones para los operadoresOperador/nombre de pozo/ubicacinPhillips, Plataf. Ekofisk, Noruega/Mar del Norte Pemex, Abkatun-91, Mxico Mobil, Arun C-II-2, Indonesia Aramco, Berri-34, Arabia Saudita Gulf Oil, Angola Pemex, Ixtoc, Mxico Pemex, Giraldas-22, Mxico Pemex, Juspi-2A, Mxico Mobil, Arun C-II-8, Indonesia Aramco, Hasba-6, Arabia Saudita Apache, Key #1-11, Texas, EE.UU. Mobil, West Venture, Nova Scotia, Canad Texas O&G, Marshall Well, Texas, EE.UU. Total, Bekepai, Indonesia PRC Oil, Manchuria, PRC Elf, Tcebuila, Congo Pemex, Yum-2, Mxico Pemex, Luna-11, Mxico Oil India, Baha de Bengal, India PetroBras, Plataforma de Anchove, Brazil Saga Pet, 2/4-14, Noruega, Mar del Norte14

Ao1976 1777 1978 1978 1978 1978 1978 1979 1980 1980 1982 1985 1985 1985 1986 1986 1987 1987 1987 1988 1989

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


Motivaciones del curso sobre Control de Pozos PreventivoQu tratamos de hacer? Eliminar los errores y deficiencias que causan incidentes de control de pozos. Cmo lo lograremos? Mejorando nuestra comprensin 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 qu hacer y cmo hacerlo en el sitio del pozo15 Schlumberger Private

Motivaciones del Curso (continuacin)Cul deber ser nuestra actitud? Nosotros (TODOS) debemos estar dispuestos a revisar, corregir y mejorar nuestros conocimientos Debemos tratar de crear una atmsfera en el curso donde Ud. y yo podamos decir, No entiendo o No estoy seguro de entender Debemos buscar soluciones sencillas y prcticas para el control de pozos Nuestra meta: Cero incidentes en control de pozos16 Schlumberger Private

Un incidente catastrfico de control de pozos podra sacar a IPM del negocio- Antonio J. Campo anterior presidente de IPM


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Prueba inicial sobre Control de Pozos 1 horas Deseamos conocer su nivel de comprensin de los temas relacionados con el control de pozosSchlumberger Private

50 preguntas relacionadas con situaciones de control de pozos 10 preguntas sobre las nuevas Polticas y Estndares de IPM Tiempo estimado: 1 horas Sugerencia: Escribir respuestas breves, claras y concretas Responder primero todas las preguntas cuyas respuestas se conocen. Regresar al final sobre las preguntas difciles o dudosas18

Seccin 2


Polticas y Estndares de IPM

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Seccin 2 Definiciones Listado general de Polticas y Estndares de IPM Polticas de IPM: Corporativa y de Ingeniera Estndares de HSE y Calidad Estndares de WCI aplicados al Control de Pozos20 Schlumberger Private

Polticas y Estndares de IPM Poltica Enunciado de los principios que gobiernan la empresa

Estndar Documento que indica en detalle un nivel mnimo de excelencia o suficiencia que se debe alcanzar.


Procedimiento Documento que indica en detalle la manera pre-definida como se debe realizar una actividad.

Gua (ejemplo: documento Shield) Documento que orienta el trabajo con el fin de cumplir con los estndares y Polticas.21

Polticas y Estndares de IPM Existen 50 Polticas y Estndares especficos de IPM 8 Niveles Politicas : 2 Estndares : 36 Procedimientos : 9 Manuales : 0

Documentos de Referencia : 1 Formas : 1 Corporativa : 1 Instrucciones de Trabajo : 0


Polticas, Estndares y Guas adicionales- rea de Schlumberger, Geomarket y Proyecto

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Listado con los Nuevos Ttulos de las Polticas y Estndares de IPMPolticasRef. NuevaIPM-PO-QAS-002 Politica de Ingenieria

Titulo Nuevo

Ref. ViejaIPM-CORP-P001 IPM-ENOP-P001 Politica de Ingenieria

Titulo ViejoPolitica Corporativa QHSE

IPM-PO-QAS-001 Politica Corporativa QHSE

Estndares HSERef. NuevaIPM-ST-HSE-001 IPM-ST-HSE-002 IPM-ST-HSE-003

Titulo NuevoEquipos de deteccion de Gas Equipos de salvamento y evacuacion Operaciones simultaneas

Ref. ViejaIPM-QHSE-S005 IPM-QHSE-S008 IPM-CORP-S003

Titulo ViejoEquipos de deteccion de Gas Equipos de salvamento y evacuacion


Operaciones simultaneas

Estndares de CalidadRef. NuevaIPM-ST-QAS-001 IPM-ST-QAS-002 IPM-ST-QAS-003 IPM-ST-QAS-004

Titulo NuevoFormatos de Documentos Documento de Enlace de Proyecto Glosario de Definiciones QHSE Gerencia de Cambios

Ref. ViejaIPM-CORP-S001 IPM-QHSE-S001 IPM-QHSE-S003 IPM-QHSE-S010

Titulo ViejoFormatos de Documentos Documento de Enlace de Proyecto Glosario de Definiciones QHSE Gerencia de Cambios

Estndares de IngenieraRef. NuevaIPM-ST-WCI-001 IPM-ST-WCI-002 IPM-ST-WCI-003

Titulo NuevoSistema de gerencia para la ingenieria de pozos Informacion mantenida en Locacion Equipos para deteccion de Arremetidas

Ref. ViejaIPM-ENOP-S001 IPM-ENOP-S005 IPM-QHSE-S004

Titulo ViejoSistema de gerencia para la ingenieria de pozos Informacion mantenida en Locacion Equipos para deteccion de Arremetidas

Estndares de IngenieraRef. NuevaIPM-ST-WCI-004 IPM-ST-WCI-005 IPM-ST-WCI-006 IPM-ST-WCI-007 IPM-ST-WCI-008 IPM-ST-WCI-009 IPM-ST-WCI-010 IPM-ST-WCI-011 IPM-ST-WCI-012 IPM-ST-WCI-013 IPM-ST-WCI-014 IPM-ST-WCI-015 IPM-ST-WCI-016 IPM-ST-WCI-017 IPM-ST-WCI-018 IPM-ST-WCI-019 IPM-ST-WCI-020 IPM-ST-WCI-021 IPM-ST-WCI-022 IPM-ST-WCI-023 IPM-ST-WCI-024 IPM-ST-WCI-025 IPM-ST-WCI-026 IPM-ST-WCI-027 IPM-ST-WCI-028

Titulo NuevoPruebas para equipos de control de pozos Requerimientos minimos de BOP y Desviador Certificacion para Control de Pozos Consenso sobre Procedimientos para Control de Pozos Simulacros de Control de Pozos Pruebas de Revestidores Liners y Tuberias de Produccion Existencias Quimicas Minimas Tolerancia de Arremetidas Barreras Autoridad en Operaciones de Pozos Procedimientos Especificos para Control de Pozos Metodos para Cierre de Pozos Metodos de Control de Pozos Deteccion de Arremetidas Prevencion de Arremetidas Presion de Fondo Constante Reportes de Arremetidas Contingencias y evaluacion de riesgo de Gas Superficial Control de Pozo durante Corrida de Revestidores Pruebas de Fuga en Zapatas Procedimiento para Fuentes Radiactivas Diseo de Tuberias de Revestimiento y Produccion Abandono Temporal y Permanente de Pozos Registros de Pozo y Anti Colision Reunion Informativa al Control de Pozo

Ref. ViejaIPM-WELL-S001 IPM-WELL-S002 IPM-WELL-S003 IPM-WELL-S004 IPM-WELL-S005 IPM-WELL-S006 IPM-WELL-S007 IPM-WELL-S009 IPM-WELL-S010 IPM-WELL-S011 IPM-WELL-S012 IPM-WELL-S013 IPM-WELL-S014 IPM-WELL-S015 IPM-WELL-S016 IPM-WELL-S017 IPM-WELL-S018 IPM-WELL-S019 IPM-WELL-S021 IPM-WELL-S026 IPM-WELL-S027 IPM-WELL-S029 IPM-WELL-S030 IPM-WELL-S031 IPM-WELL-S032

Titulo ViejoPruebas para equipos de control de pozos Requerimientos minimos de BOP y Desviador Certificacion para Control de Pozos Consenso sobre Procedimientos para Control de Pozos Simulacros de Control de Pozos Pruebas de Revestidores Liners y Tuberias de Produccion Existencias Quimicas Minimas Tolerancia de Arremetidas Barreras Autoridad en Operaciones de Pozos Procedimientos Especificos para Control de Pozos Metodos para Cierre de Pozos Metodos de Control de Pozos Deteccion de Arremetidas Prevencion de Arremetidas Presion de Fondo Constante Reportes de Arremetidas Contingencias y evaluacion de riesgo de Gas Superficial Control de Pozo durante Corrida de Revestidores Pruebas de Fuga en Zapatas Procedimiento para Fuentes Radiactivas Diseo de Tuberias de Revestimiento y Produccion Abandono Temporal y Permanente de Pozos Registros de Pozo y Anti Colision Reunion Informativa al Control de Pozo


Formas, Procedimientos y ReferenciasRef. NuevaIP M - C O R P - S 0 0 4 IPM-FO-QAS-001

Titulo NuevoIndemnizacion y Riesgo Forma para Gerencia de Cambios Derivacion de la formula para Tolerancia a arremetidas Procedimiento de contingencia Stripping

Ref. ViejaIP M - C O R P - S 0 0 4 IPM-QHSE-F001 IPM-WELL-R001 IPM-WELL-S008 Forma para Cambios

Titulo ViejoIndemnizacion y Riesgo

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IPM-REF-WCI-001 IPM-PR-WCI-002

Derivacion de la formula para Tolerancia a arremetidas Procedimiento de contingencia Stripping

Poltica Corporativa QHSE de IPMIPM-PO-QAS-001Enunciado de la Poltica - Las operaciones se realizarn de manera legal, tica y responsable Gerencia dedicada a: Mejorar la calidad de las operaciones Asegurar la salud y seguridad del personal de SLB y de otros Promover la proteccin del ambiente Estos principios deben de considerarse a la par de los resultados financieros Meta de Schlumberger: Convertirse en lder reconocido en QHSE Hacer de QHSE una parte integrante de la cultura en IPM25 Schlumberger Private

Poltica Corporativa QHSE de IPMIPM-PO-QAS-001 IPM establecer las Polticas, Estndares, Guas y Procedimientos y lo comunicar a todos los involucrados en los proyectos.Schlumberger Private

IPM operar segn ciertas Polticas, Estndares y pautas, as: 1. Primero, aplicar las de Schlumberger Limited 2. Segundo, las de Schlumberger Oilfield Services 3. Finalmente, las de IPM (que tendrn prioridad si son ms estrictas) IPM preparar un Documento de Enlace para todos los proyectos Las diferencias entre las partes se deben analizar y conciliar por escrito en este Documento de Enlace.26

Poltica Corporativa QHSE de IPMIPM-PO-QAS-001 Trabajar de manera segura y protegiendo el medio ambiente es una condicin de empleo. Todo el personal es responsable de seguir las Polticas y Procedimientos. Los contratistas que trabajen bajo IPM o en las instalaciones de IPM deben seguir las Polticas y Procedimientos de QHSE, vigentes en IPM. QHSE es una responsabilidad de la Gerencia de Lnea y no es posible delegarla.27 Schlumberger Private

Poltica de Ingeniera de IPMIPM-PO-QAS-002Enunciado de la Poltica Todos los pozos, instalaciones y operaciones de IPM deben ser configurados de manera tal que se asegure su integridad en todo su ciclo de vida til, desde el diseo hasta el abandono, al tiempo que se garantiza que los riesgos para el personal y el ambiente se mantienen en el nivel ms bajo que sea razonablemente posible (ALARP). Se debe prestar la atencin debida a: Cargas ambientales y operativas Peligros y riesgos asociados con la operacin Dinmica del ciclo de vida de los yacimientos Aspectos de diseo y control de pozos28


Poltica de Ingeniera de IPMIPM-PO-QAS-002 Se debe prestar la debida atencin a: Capacidades y limitaciones del equipo o las instalaciones Requerimientos para la respuesta a emergencias Requerimientos para el abandono del pozo Otros asuntos especficos del proyecto Todas las actividades deben realizarse con base en los Cdigos, Estndares, Reglamentos y Prcticas recomendadas por la Industria. Cuando exista un Estndar mnimo de IPM o de OFS, el cumplimiento del mismo es usualmente suficiente para demostrar el cumplimiento con esta Poltica.29


Poltica de Ingeniera de IPMIPM-PO-QAS-002 Cuando la Salud, Seguridad o Ambiente estn amenazados, el personal de IPM involucrado es responsable de llevar el asunto al Gerente del Area y al Gerente de Operaciones correspondienteSchlumberger Private

Un pozo, instalacin u operacin de IPM se definen como aqullos en donde el personal de IPM es responsable del diseo, procura, construccin o supervisin de operaciones. Cuando el personal de IPM est involucrado en estas actividades, pero no es responsable, IPM tiene la responsabilidad de notificar a las partes pertinentes si las actividades no siguen esta Poltica o los Estndares de IPM.30

Operaciones Simultneas (SIMOPS)IPM-ST-HSE-003 Se requiere un plan de SIMOPS en todos los proyectos donde la perforacin y/o intervenciones a los pozos se realicen a una distancia de 30 metros o menos de las operaciones de produccin. Proveer una planificacin e implementacin segura de las operaciones simultneas en localizaciones donde haya pozos productores cercanos.

SIMOPS: Produccin o procesamiento de hidrocarburos en la misma locacin en cualquiera de las actividades siguientes: perforacin, completacin, rehabilitacin, intervencin en pozos con presin (Snubbing), tubera flexible (Coiled Tubing), trabajos con cable, construccin de obras, trabajo en caliente u operaciones de bombeo.31


Operaciones Simultneas (SIMOPS) IPM-PR-HSE-005Ejemplo una de matriz para operaciones simultneasMantenimiento cabezal de pozo Operacin de embarcaciones


Produccin de pozos

Pruebas de presin

Trab. en caliente

Operaciones con cable

Buceo

SIMOPS Cuadro de actividades Perforacin y CompletacinLlegar/alejarse locacin Subir/bajar plataforma Arrastrar torre Colocar conductor etc.

N N N R

N N R R

N N R R

N N N N

R R R P

R R R P

N N N N

P= permiso para trabajar requerido R= restringido32

N= no permitido

etc.

Documento de Enlace del proyectoIPM-ST-QAS-002Se debe preparar un Documento de Enlace durante la etapa de planificacin de todos los proyectos de IPM, preferiblemente antes de terminar el Programa de Operaciones. Este Documento de Enlace debe, en todos los casos, estar listo antes de iniciar las operaciones. 1) Objetivos: Conciliar los diferentes Estndares, Prcticas y / o Procedimientos que pueden tener las partes involucradas en la operacin supervisada por IPM, para lograr uniformidad.


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Documento de Enlace del proyectoIPM-ST-QAS-002 2) Objetivos: Resolver las posibles diferencias antes del inicio de las operaciones, especialmente cuando hay espacio para diversas interpretaciones y / o aclaraciones. Los temas incluyen: - Generales - Gas superficial - H 2S - Operaciones a la luz del da Control de pozos Perforacin direccional Toma de registros Polticas y Procedimientos para las operaciones de pozosSchlumberger Private

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Documento de Enlace del proyectoIPM-ST-QAS-002 En referencia al control de pozos: -Requerimientos para certificacin en control de pozos -Prcticas de cierre del pozo: tipo y frecuencia -Configuracin de BOP: Tipo, tamao y nmero de vlvulas preventoras; requerimientos mnimos para su instalacin y rango de presin de trabajo para la aplicacin particular. -Pruebas del BOP (y equipos relacionados): Pruebas de funcionamiento y de presin. Frecuencia, presiones de prueba, formato para reporte de pruebas del BOPE -Requerimientos para pruebas de presin del revestidor (TR) -Pruebas de fuga (goteo) y de integridad de la formacin en la zapata de la TR (LOT y FIT) -Tolerancia al influjo durante la perforacin completacin -Poltica sobre variaciones abruptas en la tasa de penetracin35


Documento de Enlace del proyectoIPM-ST-QAS-002 En referencia al control de pozos: - Procedimiento para la verficiacin del flujo (frecuencia y duracin) - Cantidad de sobrebalance para mantener condiciones estticas - Mtodos de prediccin / deteccin de la presin de poro - Revisin del equipo para deteccin de influjos (PVT, indicadores deflujo diferencial, tanque de viaje, alarmas, etc.)Schlumberger Private

- Inventarios mnimos de productos qumicos (barita, cemento, otros) - Volumen de lodo activo. Volumen y peso del lodo de reserva - Frecuencia de medicin de la Presin de Circulacin a velocidad reducida SCR (Presin Reducida) 36

Documento de Enlace del proyectoIPM-ST-QAS-002

Con referencia al control de pozos:- Acuerdo sobre mtodos generales para matar el pozo, registro de la informacin previa, hojas de trabajo para control del pozo y frmulas aplicables en los clculos - Procedimiento detallado para cerrar el pozo - Lista de verificacin para forzamiento de la sarta (Stripping) - Responsabilidades individuales en el sitio del pozo y lnea de mando durante las operaciones de control de pozoSchlumberger Private

Otros acuerdos:- Poltica para los registros de desviacin en pozos verticales37

Qu pasa con el no cumplimiento de un estndar? Intencin: Cumplir con los mnimos estndares operacionales En caso de no poder cumplir un estndar se debe:

Obtener Dispensacin o permiso para la no aplicacin de un procedimiento estndar en una operacin particular, bajo condiciones especiales y previo anlisis y manejo del riesgo. Las dispensaciones son alertas para la gerencia La solicitud de dispensacin se debe llenar en QUEST (Sistema de


reportes SLB QHSE) SLB establece el procedimiento para la dispensacin en: Estndar OFS / QHSE - S010, con apndice de IPM38

Solicitud de DispensacinOFS-QHSE-S010 Define el proceso que se debe seguir para solicitar, otorgar y controlar la dispensacin (o permiso para la no aplicacin de una norma) mientras se garantiza que: -El personal y los activos estn protegidos de la exigencia para que realicen operaciones ms all de las prcticas estndar. -El riesgo se maneja adecuadamente, a medida que se introducen nuevas tecnologas y procesos no contemplados en la documentacin existente.Schlumberger Private

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Solicitud de DispensacinOFS-QHSE-S010 Este proceso se requiere para: -Suministrar informacin pertinente de manera tal que la autoridad que aprueba pueda decidir si es aceptable desviarse de un estndar especfico de IPM -Asegurarse de que las implicaciones de tal dispensacin hayan sido bien analizadas por quien la solicita -Ofrecer los medios, una vez que se tiene la documentacin adecuada y la aprobacin de la autoridad correspondiente, para alejarse de una Poltica, Estndar o Procedimiento de IPM40 Schlumberger Private

Solicitud de DispensacinOFS-QHSE-S010 Procedimiento: Realizar una evaluacin de riesgos para determinar el nivel de riesgo potencial asociado, con base en la Matriz de Riesgos de OFS.Schlumberger Private

Desarrollar un plan de disminucin de riesgos para reducir los mismos al nivel ms bajo que sea razonablemente posible (ALARP). Verificar que el riesgo residual despus de la Implementacin del plan de minimizacin quede dentro del rea de Bajo Riesgo del modelo de riesgos de OFS. Llenar el formato para la Solicitud de Dispensacin de OFS (OFSQHSE-F004) Enviar la Solicitud de Dispensacin a los gerentes correspondientes para su revisin y aprobacin (segn el documento de que se trate, del riesgo potencial asumido y del rea geogrfica de su aplicacin)41

Solicitud de dispensacinOFS-QHSE-S010 (Apndice 3) Documento para el cual se solicita la dispensacin Poltica Estndar Gua42

Riesgo operativo potencial antes de implantar el plan de minimizacin de riesgos

BajoGerente de Negocios del rea Gerente Funcional apropiado a nivel de lGM

MedioGerente de Ingeniera y Operaciones Gerente Funcional apropiado a nivel de sede Gerente Funcional apropiado a nivel del rea

AltoSchlumberger Private

Gerente General Gerente Funcional apropiado a nivel de sede

Gerente Funcional apropiado a nivel de Geomarket

GerenteFuncional apropiado a nivel de sede

Solicitud de dispensacinOFS-QHSE-S010 (Apendice 3)Funcin del documento para el cual se solicita la dispensacinCORP Corporativo ENOP Ingeniera y Operaciones QHSE WELL Const. pozos PROD Oper. De Producc. COIL Perf. con CT43

Riesgo operativo potencial antes de implantar el plan de minimizacin de riegos

GeoMarketGerente de Operaciones Gerente de Operaciones o Gerente de Ing. GMGerente QHSE GM (IPM) Gerente Ingeniera GM Gerente Ingeniera GM

AreaGerente de Negocios Gerente Ing. del rea Gerente QHSE del rea (IPM) Gerente Ing. del rea Gerente Ing. del rea Gerente CTDS del rea

SedeSchlumberger Private

VP y Gerente General VP y Gerente de Operaciones Gerente QHSE IPM Gerente de Ing. IPM Gerente de Ing. IPM Gerente CTDS IPM

Gerente CTDS GM

Solicitud de DispensacinOFS-QHSE-S010 Procedimiento (continuacin): Una vez aprobado por el gerente correspondiente, el formato de Solicitud de Dispensacin debe devolverse al gerente que la solicita y enviarse una copia al personal siguiente: Gerente de Operaciones Gerente del Proyecto Solicitante de la dispensacin Gerentes Funcionales involucrados en los niveles de solicitud y aprobacin Gerente QHSE de IPM Cuando finalice la actividad y ya no se requiera la dispensacin, el gerente solicitante confirmar esto con el gerente que aprueba y el gerente de QHSE de IPM.44 Schlumberger Private

Solicitud de DispensacinOFS-QHSE-S010 Validez: Las dispensaciones se otorgarn solamente por un perodo de validez definido, segn lo que determine el gerente que autorize, pero dicho perodo nunca puede exceder un ao. Si se repite la misma solicitud, el caso debe enviarse al responsable de la Poltica, Estndar o Gua, para su posible modificacin. Registro de dispensaciones: Todas las solicitudes de dispensacin aprobadas se archivarn a nivel de la organizacin que las aprob o en el nivel siguiente superior si no existe una funcin de QHSE en el nivel correspondiente. Todas las dispensaciones se numerarn secuencialmente usando el formato siguiente: Area/Geomarket/Sub-GeoMarket y nmero secuencial45


Manejo de los cambiosIPM-ST-QAS-004 Se aplicar un procedimiento para el gerenciamiento de todos los cambios de diseo, de equipos, reparaciones o modificaciones que causen una desviacin del procedimiento o de las especificaciones al nivel actual de actividades. Tales cambios requieren de justificacin y de la aprobacin de la misma autoridad que di la aprobacin inicial y se deben registrar de forma apropiada. El propsito de este estndar es asegurar:Que los cambios de diseo (incluyendo los que resulten de las actividades operacionales) sean justificados, aprobados, registrados y seguidos de manera controlada y efectiva. Que se controlen los cambios en los equipos que sean consecuencia de modificaciones a las especificaciones de su diseo


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Manejo de los cambiosIPM-ST-QAS-004 El propsito de este estndar es garantizar: Que la integridad tcnica de los diseos, procesos y sistemas se mantenga y controle en todo momento Que se identifiquen las partes interesadas y las mismas reciban informacin de los cambios, segn se requiera


Este procedimiento, para manejar un cambio detectado, se debe aplicar cuando se perciban las circunstancias siguientes:Cambios en el diseo: Cualquier alteracin al diseo que genere cambios en las barreras primarias (tipos y pesos de fluidos), secundarias (mecnicas, equipo superficial o BOP, vlvulas de seguridad, vlvulas del cabezal de pozo, tuberas, etc.) o terciarias (diseo de tub. de revestimiento y produccin) que definen la envolvente de presin del sistema, a travs de todas las fases de la vida del proyecto.47

Manejo de los cambiosIPM-ST-QAS-004Cambios en el uso y diseo de equipos Cualquier uso propuesto de los equipos por fuera de su envolvente de diseo certificada. Cualquier cambio al diseo de un equipo que ha sido elaborado con base en un estndar o cdigo reconocido Diseo de un equipo que constituir un componente de la envolvente de presin del sistema. Cambios o usos de equipos que causen desviaciones especificaciones de diseo del mismo. Cambios en los procedimientos Cualquier alteracin que cause un cambio en el procedimiento aprobado para llevar a cabo las operaciones, de un procedimiento operativo estndar o de las instruccines de trabajo.48 Schlumberger Private

respecto a las

Manejo de los cambiosIPM-ST-QAS-004 Definiciones: Origen: Persona dentro de cuya rea se origina el cambio. Autoridad tcnica: Ingeniero de perforacin, gerente de ingeniera o gerente de proyecto que corresponda. Autoridad que aprueba: Persona en la lnea gerencial o tcnica que originalmente aprob el programa, proyecto u operacin.Schlumberger Private

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Manejo de los cambiosIPM-ST-QAS-004 Procedimiento para el manejo de los cambiosSchlumberger Private

Origen: Prepara la propuesta tcnica y econmica incluyendo la evaluacin de los riesgos asumidos con el cambio propuesto. Autoridad tcnica: Revisa la propuesta y evala la aceptabilidad de los riesgos con debida atencin a la entrega econmica y segura de los objetivos del diseo/programa. Prepara el caso para aprobacin de terceros o del nivel tcnico superior, si es necesario.50

Manejo de los cambiosIPM-ST-QAS-004Autoridad que aprueba: Aprueba la aceptacin de los riesgos econmicos, comerciales y tcnicos relacionados con el cambio. Usualmente es la persona que originalmente aprob el diseo o procedimiento. Esta autoridad, o su delegado, tambin son responsables de: Confirmar que las personas pertinentes hayan revisado el cambio propuesto. Confirmar que las personas pertinentes hayan evaluado y determinado acciones sobre los riesgos ascociados con el cambio propuesto. Aceptar o de alguna otra manera identificar revisiones adicionales necesarias antes de la aprobacin. Origen: Prepara un cambio o modificacin al diseo o al programa para enviarlo a todas las partes afectadas del proyecto. Tales modificaciones se deben enviar de manera que se garantice que sean recibidas, ledas y entendidas.51


En resumen: Qu pasa cuando las cosas cambian?Proceso Original Al efectuar cambios en el proceso original

Propuesta Bases de Diseo Programa de Operaciones Reporte Final de Pozo

Propuesta Bases de Diseo Programa de Operaciones Reporte Final de Pozo


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

Proceso para el manejo del cambioReconocer el Cambio Identificar los riesgos resultantes de ese cambioProbabilidad

Anlisis de riesgosSchlumberger Private

Proteccin Respuesta a Emergencias

Probable

Comunicar y Proceder

Raro Muy Raro Muy Improbable

regin

Regin NonRegion Inaceptable

Prevencin

Acceptable Region L S M C MC Severidad

Obtener la autorizacin de quien aprob el diseo original53

Modificar programa/ procedimientos

Mitigar riesgos a ALARP

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

De IPM-ST-QAS-004: "Un Procedimiento de la Gerencia del Cambio deber ser aplicado para todos los cambios sustanciales en las areas de diseo, diseo de equipos, reparaciones, y cambios que causan una desviacin del procedimiento actual, especificaciones o niveles de actividad. Cambios similares requieren justificacin y aprobacin."

IPM - Gerencia del Cambio, Formato de Evaluacin del RiesgoProyecto: Proceso que ha sido cambiado: Plan Original (breve): Nuevo Plan (breve): Taladro:

Pozo #

Gerencia del Cambio, Riesgo evaluado por:Nombre Posicin Nombre Posicin

Identificacin de Riesgos Pasos Crticos del Proceso Requeridos por el Cambio Medidas de Seguridad Existentes

Clasificacin Actual del Riesgo

Control del Riesgo Control Propuesto / Medidas para la Disminucin del Riesgo

Clasificacin de Riesgos Residuales

Riesgo

Riesgo A A A A M 5MultiCatastrfico


Exp

Exp M M M B B 2Serio

Sev

Riesgo

Consecuencias Potenciales

La aprobacin es requerida como lo indica debajo de acuerdo a la Clasificacin Actual del Riesgo H M LAlto - Autoridad Tcnica: IPM VTT WCI Mngr or PSE Mngr. Persona Autorizada: IPM VTT Ops Mngr Mediano-Autoridad Tcnica:IPM VTT WEM for WCI or IPM VTT PSE Mngr for PSE. Persona Autorizada: Project Manager Bajo -Autoridad Tcnica: Snr Technical Engineer (proj level). Lider del Departmento ( Drilling Mngr, W-O Mngr or O&M lider del dpto. Cualquiera debajo del Proj Mngr)

Matriz de Clasificacin del Riesgo segn OFS-QHSE-S002Ocurre ms de una vez/semana en el lugar Ms de una ocurrencia al ao Puede ocurrir una vez al ao en la locacin Se sabe que ha ocurrido en OFS Ocurrencia desconocida en OFS

E D C B A

M B B B B 1

A M M M B 3Mayor

A A M M M 4Catastrfico

Nombre Originador: Autoridad Tcnica: Persona Autorizada:

Posicin

Firma

FechaLeve

Resumen del Procedimiento de La Gerencia del Cambio: La Gerencia del Cambio es identificada y el anlisis del Riesgo es realizado por el equipo tcnico del proyecto o el personal del taladro (MOC originador). El anlisis del riesgo puede incluir la clasificacin actual del riesgo, medidas de control propuestas y clasificacin de riesgos residuales. El formato completado debe ser enviado a la autoridad tcnica apropiada y a la persona autorizada de acuerdo a la clasificacin ms alta del riesgo, como lo indica la leyenda arriba mostrada. La autoridad tcnica debe estar de acuerdo con las medidas de control o sugerir otras alternativas, y la persona autorizada tiene que revisar los riesgos y confirmar su acuerdo con las medidas de control propuestas por el equipo de evaluacin de la Gerencia de Cambio y la autoridad tcnica. La Gerencia del Cambio aprobada deber ser archivada a nivel de Proyecto y deber ser mantenida con todos los registros del pozo (Hub del Proyecto). Ver Estndar IPM-QHSE-S010 y IVT-QHSE-G001.

54

Sev

Seccin 2 Polticas y Estndares de IPM Relacionados con el Control de Pozos


Estudio y Discusin en Grupo

55

Equipos para la deteccin de gas IPM-ST-HSE-001 Cada equipo de perforacin o de reparacin de pozos debe estar equipado con detectores fijos de gas y alarmas para el monitoreo continuo de la concentracin de gases combustibles y H2S en la atmsfera. Las alarmasSchlumberger Private

deben ser visuales y acsticas y los puntos mnimos de deteccin sern los siguientes: Tipo de taladro Tierra Costa afuera y aguas interiores56

Gas combustible2 (niple campana y zaranda) 3 (niple campana, zaranda, sala de tanques de lodo)

H 2S3 (mesa rotaria, zaranda y contrapozo) 5 (mesa rotaria, zaranda, piso inferior, sala de tanques de lodo, toma de aire en reas de habitaciones)

Equipos para la deteccin de gasIPM-ST-HSE-001 Los sensores se deben revisar y calibrar peridicamente y la informacin se debe registrar por escrito y archivar en el equipo para su verificacin por parte de IPM.Schlumberger Private

Cada equipo debe disponer adems de un mnimo de dos detectores electrnicos porttiles 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 concentracin de gas y tambin tendrn pantalla de clara visualizacin con alarmas acsticas y visuales ajustadas para detectar: Deficiencia de oxgeno: 19,5% Concentracin de H2S : 10 partes por milln en volumen (ppm) Nivel bajo de explosin: L.E.L57

Equipos para la deteccin de gasIPM-ST-HSE-001 Los sensores deben tener medios para su calibracin y accesorios para deteccin remota, especialmente para ingreso en espacios confinados. El PM es responsable por informar al operador y a la contratista sobre el cumplimiento del presente estndar. Si el contratista es elegido por IPM, el PM deber anexar el presente estndar a la invitacin para ofertar. Si no se cumple con lo estipulado en el estndar, el PM har todos los esfuerzos para convencer al operador sobre la necesidad de su cumplimiento y su beneficio para mantener el control del pozo58


Equipos para la deteccin de gasIPM-ST-HSE-001 El contratista de perforacin debe asegurarse de que los sensores sean inspeccionados regularmente y en correcto mantenimiento en todo momento al igual que calibrados con informacin escrita guardada y debidamente archivada en el taladro para verificaciones de IPM. El contratista de perforacin deber realizar simulacros o prcticas de respuesta en caso de presencia de gas combustible o txico en el sitio del pozo, por lo menos una vez al mes.Schlumberger Private

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Equipos para deteccin de influjos del PozoIPM-ST-WCI-003 IPM asumir la gerencia de proyectos solamente en aquellos en donde el contratista de perforacin cumpla con los estndares definidos para los equipos de deteccin de influjos: Totalizador de volumen PVT Medidor de la variariacin del flujo que retorna del pozo (diferencial) Indicador de tanque de viaje El sistema debe tener un indicador electrnico o anlogo, para medir los niveles de los tanques de lodo, una pantalla con la informacin clave, y la capacidad de suministrar alarmas visuales y acsticas. Las mediciones sern mediante sondas de nivel (sensores potenciomtricos) ubicadas en los tanques de lodo, y un sensor del flujo de retorno del lodo (paleta) en la lnea de flujo.60


Equipos para deteccin de influjos del pozoIPM-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 volmenes de los tanques seleccionados, prdida/ganancia del tanque de viaje o de cada tanque individual segn se seleccione o ganancia/prdida del volumen total de los tanques seleccinados con relacin al gran total de todos los tanques de lodo.


Tanto la ganancia / prdida como el retorno del lodo deben regresar a cero automticamente mediante un botn y tener dos umbrales de deteccin ajustables en el mdulo de visualizacin con alarmas visual y acstica. El contratista de perforacin 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 funcinamiento en todo momento 61

Requisitos de prueba para los equipos de controlIPM-ST-WCI-004 Las BOP y los equipos relacionados se debern probar peridicamente. Las pruebas de presin se realizarn cada 14 das o en el 1er. viaje despus de 14 das (con un mximo de 21 das), o segn normativas locales. Se realizarn pruebas de baja presin (200-300 psi) y de alta presin en todos los componentes del BOP y los equipos superficiales (ver detalles en IPM-STWCI 005 y en Manual de Control de Pozos de SLB, seccin III.6) Las pruebas de presin se harn en la direccin del flujo y con salida libre despus del equipo probado para verificar su capacidad de contencin. Una prueba es exitosa si sostiene la presin por 15 minutos o su declinacin es menor del 1% en 30 minutos, usando siempre un fluido limpio sin slidos y de baja viscosidad Los sistemas Desviadores de flujo se sometern a pruebas de funcinamiento antes de perforar el conductor de superficie y despus cada 7 das. El tanque de viaje, los medidores de flujo y los sensores/monitores crticos deben ser siempre calibrados minuciosamente. 62


Requisitos mnimos para BOPE y desviadores de flujoIPM-ST-WCI-005 Las BOP y el equipo de control de pozos relacionado, las presiones de operacin, la configuracin de los arietes y su seleccin deben garantizar la suficiente integridad y flexibilidad operativa para enfrentar todas las situaciones esperadas de control de pozos. La presin de trabajo del BOP de arietes debe ser mayor que la presin mxima esperada en superficie: - Pozo exploratorio: con base en la evacuacin total del pozo con gas seco - Pozo de desarrollo: con base en la presin de cierre mx. de tub. de produccin 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 diseo 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 estn de acuerdo con el programa de operaciones


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Certificacin para control de pozosIPM-ST-WCI-006 Todo el personal de supervisin en IPM involucrado en operaciones de pozos debe tener un certificado vlido y reconocido para control de pozos. La certificacin reconocida para control de pozos es IWCF (International Well Control Forum) para operaciones con equipo o el IWCF nivel 2 para operaciones de intervencin en pozos sin equipo. Los supervisores directos son aquellos involucrados en las operaciones en el sitio del pozo y el personal de oficina a cargo de la preparacin del programa del pozo o que tiene ingerencia en la toma de decisiones Los PM o ingenieros de apoyo no sern considerados como responsables para la toma de decisiones en el pozo y tal responsabilidad deber permanecer siempre en el WSS o en su supervisor directo, a menos que el WSS sea previamente relevado de sus funciones por los anteriores.Schlumberger Private

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Consenso sobre procedimientos de control de pozos En la mayora de los proyectos supervisados por IPM, puede existir ms de un conjunto de polticas para control de pozos. Antes del inicio de las operaciones de pozo, todos los procedimientos generales de control de pozos, frmulas, sistemas de unidades, factores de conversin, capacidades y hojas de trabajo a ser usados en una situacin de control de pozos deben ser acordados con el operador y el contratista de perforacin. Objetivo - Asegurar que exista solamente un conjunto de polticas y procedimientos que se apliquen en toda situacin de control de pozos. Todo el personal de perforacin de IPM debe conocer bien el Manual para Control de Pozos de SLB, el cual constituye la base de las polticas, procedimientos y pautas de control de pozos en IPM. Tambin deber conocer las polticas y procedimientos del operador y 65 de la contratista del equipo sobre control de pozos.

IPM-ST-WCI-007


Simulacros de control de pozoIPM-ST-WCI-008 Los simulacros de control de pozos son parte integral del entrenamiento para las cuadrillas y se deben realizar al menos una vez por semana. Objetivo de los simulacros frecuentes:Schlumberger Private

- Mejorar la atencin para reconocer influjos del pozo

- Familiarizar a la cuadrilla de perforacin con relacin a la operacin 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 comn de las responsabilidades de los dems

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

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Pruebas de presin para tuberas de revestimiento, tuberas de produccin y linersIPM-ST-WCI-009 Todas las sartas de revestimiento y Liners (incluyendo las reas de solapamiento y sellos) se deben someter a pruebas de presin antes de: A) Perforar ms all de la zapata de un revestidor o liner, B) Caonear una zona de inters, C) Iniciar operaciones de completacin. Objetivo - Asegurar la integridad mecnica satisfactoria antes de: A) Perforar la seccin siguiente del pozo, B) Caonear el yacimiento,67


C) Exponer la tubera de revestimiento/produccin a los fluidos del yacimiento

Pruebas de presin para tuberas de revestimiento, tuberas de produccin y linersIPM-ST-WCI-009 La presin de prueba mxima no debe exceder la presin de trabajo del cabezal de pozo, de la BOP, o el 80% de la resistencia al estallido de la tubera de revestimiento, la que sea menor. La presin de prueba mnima debe ser un 110% de la presin mxima esperada durante la vida del pozo, sin exeder la mxima presin de prueba definida arriba. Los solapamiento de los Liners deben ser probados como mnimo al valor de LOT / FIT en la zapata de la tubera de revestimiento. La prueba de presin es satisfactoria cuando no cae ms de 1% en un perodo de cierre de 15 minutos y no se tienen fugas de fludo.68 Schlumberger Private

Existencias mnimas de qumicosIPM-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 mnimos se establecen como sigue:Schlumberger Private

1.

Suficiente material densificante (usualmente barita) para aumentar el peso al volumen total de circulacin en 1.0 ppg (0.12 gr/cc), o hasta el peso para producir fuga hacia la formacin ms dbil, el que sea el menor. Suficiente cemento para colocar un tapn de 400 pies (120 metros) en el hoyo abierto que se perfora (slo aplica en ops costa Afuera).

2.

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Si no se cuenta con las cantidades mnimas estipuladas, el supervisor de pozo debe detener las operaciones de perforacin hasta que se tenga el inventario suficiente

Procedimiento de contingencia para forzar la tubera con presin en el pozo (Stripping)IPM-PR-WCI-002 Cuando la sarta de perforacin est 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 ms 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 aplicar el mtodo volumtrico para matar el pozo, hasta que el influjo haya pasado la arriba de la barrena, despus de lo cual se intenter remover el influjo por circulacin, manteniendo la presin de fondo constante. Solamente se permitir realizar un Stripping de emergencia con el preventor anular si la presin en el revestidor es menor de 500 psi, y en el caso de equipos flotantes cuando la oscilacin vertical del mismo sea menor de 5 pies y cuando el balanceo y cabeceo sean menores de 1 grado. La operacin de Stripping no se iniciar sin antes llenar la Hoja de Trabajo para el Stripping correspondiente y efectuar una reunin de seguridad 70 previa al trabajo con todo el personal involucrado.


Tolerancia al Influjo (Kick tolerance) Definicin: La Tolerancia al Influjo es el mximo volumen de influjo que se puede circular desde el pozo sin fracturar la formacin ms dbil expuesta (que se asume ubicada en la zapata del revestidor) La tolerancia al influjo debe ser, por lo menos, tres veces la capacidad de deteccin de influjos en el equipo, y considerar un margen de de seguridad de 0,5 ppg a favor de la formacin ms dbil. Toda Tolerancia al Influjo debe ser mayor de 25 BBLS. Objetivos: - Asegurar la seleccin de profundidades competentes para el asentamiento de los revestidores en la etapa de diseo y planeacin del pozo. - Establecer la capacidad de circular un influjo afuera del pozo en forma segura, sin fracturar la formacin ms dbil en el hoyo abierto. La capacidad de deteccin es el volumen de influjo que pueden detectar los instrumentos del equipo segn la prueba ms reciente.71

IPM-ST-WCI-011


Tolerancia al InflujoIPM-ST-WCI-011 La Tolerancia se debe calcular para cada seccin del hoyo a perforar y estipular claramente en el programa de perforacin A menos que exista experiencia local amplia y documentada por el cliente indicando otra cosa, el influjo se considerar como gas seco de gravedad especfica de 0.7 y gradiente de 0.1 psi / ft Se debe suponer tambin para el clculo de la tolerancia: - la mxima presin de poros esperada en el hoyo abierto - la mnima resistencia de la formacin esperada en la zapata - el mximo peso de lodo requerido para controlar las presiones de formacin en la seccin a perforar Los valores de tolerancia deben indicarse claramente en el programa de perforacin Es responsabilidad del ingeniero de perforacin de mayor rango en el proyecto el cumplimiento del presente estndar El WSS debe verificar su valor en el sitio del pozo y reportarlo


72

BarrerasIPM-ST-WCI-012 Definicin: 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 ms barreras independientes, impermeables y probadas, para asegurar que el riesgo de un flujo no planificado de fluidos de pozo y del yacimiento hacia la atmsfera o hacia el lecho marino se mantenga en el nivel ms bajo que sea razonablemente posible. Una barrera puede considerarse aceptable cuando ha sido probada en la direccin del flujo y se haya demostrado que sostiene la presin a su mximo valor de operacin con cero fugas. Dos barreras son independientes si no tienen causa comn para fallar Excluyendo el conjunto BOP, las barreras no se consideraran efectivas despus de que hayan sido perturbadas (desconectadas o modificado su estado original despus de ser probadas).Schlumberger Private

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BarrerasIPM-ST-WCI-012Las siguientes son barreras aceptables: Vlvulas superficiales de operacin manual o remota. Vlvulas subsuperficiales cerradas y controladas desde la superficie. Tapones de cemento colocados en el pozo y / o en la tubera de produccin. Obturadores, tapones puente y retenedores de cemento en el pozo o en la tubera de produccin. Tapones mecnicos en el rbol de vlvulas (Christmas Tree), en el cabezal del pozo, en el cabezal / colgador de tubera de produccin, en el anular o en el pozo. El conjunto BOP se considera como una sla barrera Tuberas de revestimiento y produccin con conexiones adecuadas para su funcin deseada (ver el estndar IPM ST WCI 025) Arbol de vlvulas (Christmas Tree), cabezal de pozo y cuerpos de BOP, sellos del colgador de tubera de produccin. Columna de fluido dentro del pozo con presin hidrostatica mayor a la presin de formacin, siempre que se pueda conocer la condicin y posicin de dicha columna en todo momento


Duracin de la prueba:74

Las pruebas de presin positivas debern durar 15 minutos; las pruebas negativas o de influjo debern durar 30 minutos.

BarrerasIPM-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 dems actividades debern detenerse durante ese tiempo a menos que ello implique incremento en el riesgo de un incidente.


Barreras durante operaciones de registroEn operaciones normales : Fluido de perforacin o de completacin y la BOP del equipo son las dos barreras aceptables; Si se tuvieron prdidas o influjos : Se requerir, adems, el equipo de presin 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 permitir la remocin de BOPs, conductor submarino, rbol de vlvulas, o cabezal de produccin a menos que los fluidos de formacin esten contenidos detrs de dos barreras impermeables, independientes y probadas. Los WSS de IPM efectuarn todas las operaciones de construccin, mantenimiento y abandono de pozos con total cumplimiento de esta norma.75

Autoridad en operaciones de control de pozosIPM-ST-WCI-013 Cada proyecto debe tener una persona a cargo designada, con plena autoridad sobre todas las operaciones efectuadas en el lugar del trabajo en todo momento. Esta persona tiene responsabilidad plena por la aplicacin de las prcticas 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 descripcin de las responsabilidades de sta y de otras personas claves como lo hayan acordado el operador, IPM y el contratista de perforacin. Para operaciones costa afuera la persona a cargo es, por lo general, el representante de la contratista de perforacin; en otras facilidades mayores la persona a cargo puede ser el representante de la operadorea o un gerente de la instalacin designado.76


Acuerdo sobre el procedimiento especfico para control de pozosIPM-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 perforacin en el sitio del pozo debern llegar a un acuerdo completo sobre el mtodo de control Su objeto es evitar conflictos y confusiones durante la operacin de control de pozo. Se realizar una reunin previa al control de pozo con todas las personas involucradas. Se preparar un procedimiento por escrito y el mismo se distribuir en el equipo a todos los involucrados en las operaciones de control (contratista de perforacin, perforador, cabina de registro, ing. de lodos, ing. del pozo, etc.) El acuerdo alcanzado incluir el mtodo de control a seguir, velocidad de la bomba, el incremento en el peso del lodo, el programa de bombeo, y toda otra informacin pertinente.77


Acuerdo sobre el procedimiento especfico para control de pozosIPM-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 preocupacin inmediata), el asunto se remitir a sus supervisores respectivos. La accin de control del pozo deber, en este caso, ser detenida, y el pozo se asegurar hasta que se resuelva la situacin. La persona designada a cargo tendr la autoridad final y la responsabilidad de asegurar la aplicacin de prcticas y procedimientos adecuados y seguros para controlar el pozo. Se aprobar un procedimiento por escrito que se colocar en la estacin del perforador y otra copia se guardar en los archivos del pozo.78


Mtodo para cierre del pozo El tiempo de respuesta para cerrar el pozo se minimizar utilizando los equipos de deteccin de influjos, otorgando plena autoridad al perforador para cerrar el pozo y utilizando el mtodo de cierre duro. El perforador tiene plena autoridad y responsabilidad por las acciones correctivas inmediatas, tales como el cierre del pozo. En la posicin del perforador se colocar una notificacin indicando los procedimientos para el cierre del pozo. El procedimiento general de cierre se indica, como gua, en el Manual de Control de Pozos de SLB, Seccin II.2.1 Como referencia, los procedimientos para manejar las diferentes situaciones de influjo, se presentan en la seccin V del mismo Manual. El estrangulador y la vlvula HCR se deben mantener cerrados. El cierre del pozo se efecta al cerrar la preventora anular contra la tubera mientras se abre la vlvula HCR para registrar las presiones.Schlumberger Private

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Mtodo para control de influjosIPM-ST-WCI-016 IPM utilizar mtodos reconocidos por la industria para el control de influjos en los pozos, tales como el mtodo de Esperar y Densificar, Mtodo del Perforador y Mtodo Volumtrico. Se prefiere el Mtodo del Perforador a menos que las condiciones hagan ms apropiado el empleo de otro mtodo. Los procedimientos para el mtodo de Esperar y Densificar, del Perforador y Volumtrico, junto con sus ventajas y desventajas, se describen en el Manual de Control de Pozos de SLB, Seccin II.2.3. Otros procedimientos especiales para manejar diferentes situaciones de influjo (incluyendo cuando se perfora con lodo de base aceite y la reversin del influjo o bullheading) se describen en la Seccin V del Manual de Control de Pozos de SLB.80


Deteccin de influjos del pozoIPM-ST-WCI-017 Cualquier brote de fluidos desde la formacin se detectar lo antes posible mediante verificaciones del flujo cada vez que vare en forma abrupta la tasa de penetracin, vigilando los volmenes el volumen de lodo en las presas y entrenando al personal en la deteccin de influjos. El objetivo es disminuir el tiempo de reaccin y la magnitud del influjo, adems de facilitar las operaciones posteriores para el control del pozo. Los procedimientos a seguir en todo momento se describen en la Seccin 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 deteccin temprana de los influjos. Adems, quienes operan el sistema de lodos debern, - Investigar y reportar toda variacin en el nivel de los tanques como indicio de un posible influjo, por pequea que sea - Verificar flujo despus de todo cambio abrupto en la tasa de perforacin (ROP) El supervisor del pozo (WSS) debe asegurarse que los procedimientos para cierre de pozo y desviacin de flujo esten publicados cerca de la estacin 81 del perforador en Ingls y en el idioma local.


Prevencin de influjosIPM-ST-WCI-018 El Control Primario del pozo -definido como el uso de fluido de perforacin o completacin con densidad y altura suficientes para superar la presin ms alta de la formacin expuesta- se debe mantener en todo momento para disminuir la ocurrencia de incidentes de control del pozo. El perforador o su relevo deber 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 volmenes de llenado durante los viajes de tubera saliendo y entrando en el pozo - Investigar toda discrepancia en los volmenes y verificar el flujo del pozo en caso de duda. - Si la prueba de flujo no es concluyente se deber 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.82


Prevencin de influjosIPM-ST-WCI-018 Responsabilidades del Perforador: Mantener el pozo lleno en todo momento Utilizar tanque y hoja de viaje en todos los viajes de tubera Responsabilidades del supervisor del pozo: Que la cabina de registro geolgico (o un sistema de medicin) controle y reporte en forma independiente los volmenes de lodo y de desplazamiento en cada viaje Mantener una densidad de fluido que permita un sobrebalance de 200psi contra la formacin de mayor presin expuesta Bombear un bache de fluido pesado antes de sacar la tubera y herramientas del pozo. Realizar clculo de los efectos de succin / surgencia para determinar el margen de viaje adecuado83 Schlumberger Private

Presin de fondo (BHP) constanteIPM-ST-WCI-019 Durante la operacin de matar el pozo mediante circulacin o permitiendo la migracin de gas, se debe mantener siempre una presin de fondo constante ligeramente superior a la presin de formacin, incluso si se tiene que superar el valor de la MAASP**, antes que el influjo llegue a la zapata o a otro punto dbil en el hoyo abierto. El objetivo es evitar todo influjo adicional de fluidos de la formacin hacia el pozo, incluso a riesgo de fracturar la formacin y de inducir un reventn subterrneo. El WSS ser responsable por mantener la presin de fondo constante mediante el bombeo a tasa constante y / o ajustando el estrangulador Tambin deber desactivar cualquier mecanismo para control automtico de la MAASP. Es decir, no permitir mantener la MAASP en forma automtica o manual, mientras se est evacuando el influjo afuera del pozo.84


** Mxima Presin Anular Permitida en Superficie (MAASP)

Reporte de incidentes de controlIPM-ST-WCI-020 Definicin Un brote o kick es un flujo imprevisto de fluidos desde la formacin hacia el pozo, debido a lo cual se requiere el cierre de las BOP y la circulacin a travs de un estrangulador. Los influjos tienen el potencial de causar prdidas catastrficas. Sin embargo, IPM considera que tales incidentes pueden ser manejados exitosamente recopilando y estudiando datos histricos. Todos las influjos as definidos son considerados incidentes y deben ser reportadas por escrito y clasificadas de acuerdo con el estndar OFS-QHSES002. Las causas raiz de todas los influjos seran investigadas para minimizar su impacto y la posibilidad de su repeticin. El reporte debe incluir: Resumen del incidente y el manejo del mismo, Condiciones previas a al influjo (actividades, equipo de control instalado, fluido utilizado, deteccin, etc), Detalles sobre Control del Pozo, y Lecciones Aprendidas El reporte ser dirigido oportunamente por el PM al gerente de WCI del rea85


Evaluacin del riesgo de gas superficial y plan de contingenciasIPM-ST-WCI-021 Se efectuar un estudio de riesgo y se preparar un plan de contingencia para la posibilidad de encontrar gas superficial en todos los pozos de IPM. El diseo final del pozo junto con el programa de operaciones sern usados para mitigar el riesgo hasta ALARP. Se considera gas superficial cualquier acumulacin de gas que se encuentre en el subsuelo durante la perforacin del hoyo antes de llegar a la profundidad de asentamiento del primer revestidor programado para contener presiones. Las precauciones en el sitio, preparacin de contingencias y detalle de las operaciones se encuentran descritas en el Manual para Control de Pozos de Schlumberger, secciones II.1.1.3.b, II.1.2.3 , II.2.2 y en Apendice 6 del mismo.86


Evaluacin del riesgo de gas superficial y plan de contingenciasIPM-ST-WCI-021 Responsabilidades: Gerente de Proyecto : Asegurarse de llevar a cabo una completa evaluacin del riesgo de gas superficial usando las mejores tcnicas y herramientas disponibles, como los levantamientos ssmicos de baja profundidad para locaciones costa afuera. Asegurarse que el programa de operaciones contiene los resultados de la evaluacin del riesgo de gas superficial, cualquier informacin relevante de los pozos vecinos, la estrategia para perforar el hoyo de superficie y los planes de contingencia. 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.Schlumberger Private

Persona a cargo ( PAC ) en la localizacin :87

Evaluacin del riesgo de gas superficial y plan de contingenciasIPM-ST-WCI-021 El programa del pozo incluir una declaracin que haga referencia a la evaluacin de riesgo de gas superficial. En caso de ausencia de lo anterior, la misma deber ser exigida al operador Ante cualquier indicacin o duda de gas superficial, se supondr la presencia del mismo y se considerar en primer lugar la opcin de cambiar la localizacin superficial del pozo. Si no se puede cambiar el sitio de la localizacin superficial o se tiene certeza de la presencia del gas superficial, se deber preparar un procedimiento de perforacin detallado, que incluya los planes de contingencia y los mitigadores del riesgo.


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Control del pozo mientras se baja el revestimientoIPM-ST-WCI-022 Se debe mantener el control del pozo al bajar la tubera 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 formacin con hidrocarburos, entonces se deben cambiar los arietes superiores para tubera de perforacin por arietes para el revestimiento. Al bajar revestidor sin arietes para la tubera de revestimiento instalados, asegurar que se haya conectado a la tubera de perforacin, un sub de combinacin (crossover ) adecuado para conectar la misma al revestidor. No se utilizar equipo de flotacin automtico o de llenado diferencial cuando se baje el revestidor a travs 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 vlvulas de no retorno (de contrapresin) en la sarta de revestimiento.89 Schlumberger Private

Prueba de fuga de formacin (prueba de la zapata)IPM-ST-WCI-023 Objetivo: determinar la integridad de la formacin por debajo de la zapata o del cemento alrededor de la misma lo cual afectar la MAASP (mxima presin anular permisible en la superficie) y la tolerancia al influjo para perforar la seccin siguiente.Schlumberger Private

Se realizar una prueba de la resistencia de formacin despus de perforar entre 10 y 20 pies (3 a 6 mts) de formacin nueva por debajo de cada sarta de revestimiento donde se haya instalado un conjunto de BOPs. La Prueba de Fuga (LOT) es la presin a la cual la formacin comienza a admitir fluido y se identifica por una desviacin de la recta Pres. Vs. Volumen inyectado Si se obtiene una presin 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 deber realizar una cementacin forzada en la zapata o reducir la profundidad de asentamiento del siguiente revestidor90

Prueba de fuga de formacin (prueba de zapata)IPM-ST-WCI-023 Los resultados de la prueba de fuga, expresados en Peso Equivalente de Lodo (EMW), presin mxima, peso de lodo y profundidad de la zapata, se deben reportar en el informe diario de perforacin y en el reporte IADC.Schlumberger Private

La presin mxima de prueba no debe exceder el 80%de la resistencia interna del punto ms dbil del revestidor expuesto a la prueba de fuga. Presin vs Volumen bombeado tiene que ser una relacin lineal hasta obtener inyectividad. Cuando la tendencia de la linea graficada se desvie de la relacin lineal, el bombeo DEBER DETENERSE inmediatamente. Se deber utilizar la bomba de la unidad de cementacin y el bombeo deber ser preferiblemente continuo pues el bombeo intermitente puede conducir a lecturas errneas. La Prueba de Integridad (PIT) somete la formacin expuesta a una presin pre-determinada sin llegar al punto de fuga o inyeccin.

91

Reunin informativa sobre control de pozosIPM-ST-WCI-028 Antes de que los supervisores del pozo asuman su responsabilidad en el mismo, debern atender a una reunin informativa sobre control de pozos para asegurar que se entienden claramente las polticas de SLB e IPM, as como los procedimientos y los objetivos del proyecto relacionados con el control de pozos. Todo supervisor de IPM para el sitio del pozo deber conocer los procedimientos de control de pozos especficos del proyecto y estar familiarizado con el Manual sobre Control de Pozos de SLB En la fase inicial de ingeniera de todo proyecto se elaborar un Documento Instructivo sobre Control de Pozos, especfico para el proyecto, a partir del registro de riesgos y desarrollado durante la fase inicial de planeacin y diseo del proyecto92


Reunin informativa sobre control de pozosIPM-ST-WCI-028 El documento de Reunin Informativa sobre control de pozos ser firmado por el supervisor del pozo y archivado en la oficina del proyecto.Schlumberger Private

Al culminar la Reunin Informativa sobre control de pozos, se har la anotacin correspondiente en el pasaporte de seguridad QHSE del supervisor que recibi la induccin. Se requerir re-certificacin cada ao si el supervisor se mantiene en el proyecto o antes de que asuma las responsabilidades en un nuevo proyecto. La Reunin Informativa sobre control de pozos del proyecto es mandatoria para los WSS, los ingenieros y quienes tengan autoridad y responsabilidad sobre control de pozos.

93

Reunin informativa sobre control de pozosIPM-ST-WCI-028 Ejemplos de informacin a incluir en el Documento Instructivo sobre Control de Pozos: - Exenciones aprobadas a los estndares sobre control de pozos en el proyecto - Presencia o No presencia de gas superficial - Procedimientos seguidos para manejar y controlar los influjos - Zonas de prdida de circulacin - Zonas de presiones anormales - Tectnica local - Equipos de control de pozos instalados en la unidad de perforacin o de WO - Otra informacin de proyecto requerida para el cumplimiento de las funciones del WSS en el sitio del pozo - Se revisarn las polticas y normas de IPM para asegurar su comprensin y cumplimiento La persona a cargo en el sitio del pozo tendr la autoridad final para control del mismo y ser responsable por la aplicacin de prcticas y procedimientos seguros de control, en todos los casos. Los procedimientos para el control del pozo se colocarn cerca de la posicin del perforador.


94

Resumen Las polticas, los estndares y las guas se revisan peridicamenteSchlumberger Private

Se deben archivar las dispensaciones, pues pueden ayudar a cambiar las polticas El texto de las mismas se obtiene en la pgina de IPM en la red de Schlumberger, cuya direccin es:http://www.intouchsupport.com/intouch/methodinvokerpage.cfm?toedit=0&method=ITEVIEW&caseid=3272372&calling=&outype=3

95

Seccin 3 Analoga del Tubo en U Anlisis de Presiones en el PozoSchlumberger Private

96

Seccin 3 Tipos de control aplicados en un pozoSchlumberger Private

Frmula bsica para control de pozos Principio del tubo en U Clculo de presiones en el pozo usando la analoga del tubo en U esttico y dinmico97

IntroduccinSchlumberger Private

COMPRENSION = SIMPLICIDAD=CONFIABILIDAD

98

Tipos de Control en el PozoControl Primario : Usar el peso del lodo necesario para ejercer suficiente presin de fondo que impida un flujo imprevisto de fluidos desde la formacin hacia el pozoSchlumberger Private

Control Secundario: Detener el flujo del pozo con el equipo de prevencin y control instalado, BOPE y recuperar el control primario al evacuar el influjo por circulacin con el lodo original o con lodo pesado Control Terciario: Inducir una fractura en la formacin ms dbil expuesta en el hoyo abierto provocando un reventn subterrneo antes que permitir un reventn en la superficie. Aplicar tcnicas especiales posteriores para controlar el flujo cruzado en el subsuelo y recobrar las condiciones del pozo

99

Frmula bsica para control de pozos(unidades en el sistema ingls)Si la Densidad = 1 lb/gal: altura: 1 pie=12 pulg Presin sobre el fondo = (fuerza) / (rea) Presin = volumen: 1 galn = 230.75 in 3 1 lb. = 0.052 psi = P1PIE 19.23 in 2Schlumberger Private

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

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

19.23 in2 Peso: 1 libra Cambio de presin por pie = 0.052 ( psi/pie) x D(lb/gal)

Gradiente = cambio de presin = 0.052 psi / pie rea: 19.23 in 2100

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

Frmula bsica para control de pozos0 Profundidad- pies 1 2 3 D = 10 lb/gal 0 Presin psi 0.52 1.04 1.56Gradiente de Presin: G

(psi/pie)

G = (0.052) x (D) = 0.52 psi/pie(lb/gal)Presin Hidrosttica de fondo: HP


HP = Grad. x altura de columna en pies

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

HP = (0.052) x (D) x (H) : psi[psi] [lb/ gal] [pies ]

P (H)PIES = 0.052 x D x H : psi101

H: Slo se toma en consideracin la profundidad vertical TVD, n la profundidad medida MD

Frmula bsica para control de pozos(unidades en sistema mtrico)Si la Densidad = 1kg/lt: Presin sobre el fondo = (fuerza) / (rea) P = 1 kg. 10 cm2 = 0.1 kg/ cm2 = P1METROSchlumberger Private

altura: 1 metro.

P1METRO = 0.1 kg/cm2 = presin de un metro de fluido de 1 kg/ltVolumen: 1 litro = 1000 cm3Cambio de presin por metro = 0.1 kg/cm2 = Grad. de 1kg/l

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

rea: 10 cm2kg/ cm2 = 14.21 psi102

Frmula bsica para control de pozosProfundidad- metros 0 1 2 31lb/gal = 0.12 gr/cc 1 psi = 0.0703 kg/ cm2 1 kg/ cm2 = 14.21 psi103

0 0.12 0.24 0.36 Presin kg/cm 2

Gradiente de Presin: G

G = 0.1 x (D) = 0.12 kg/ cm 2 /m (kg/ cm 2) (kg/lt)Presin Hidrosttica de fondo: HPSchlumberger Private

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

HP = Grad. x altura de columna en metros

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

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

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

H: Slo se toma en consideracin la profundidad vertical TVD, n la profundidad medida MD

Cmo versus por quSIDPP = 600 psi

Datos:

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

SICPP = 900 psiBombaSchlumberger Private

Estrangulador

Se leen las presiones de cierre SICP y SIDPP (en la TR y la TP, respectiv.) Peso del lodo corriente (MW)= 10 lpg Peso del lodo de matar (KMW) =? O sea, HPKMW = Pform104

MW = 10 lpg

H = 6000 pies

Pform = ?

Cmo versus por quCmo calcular KMW:KMW = MW + KMW = 10 + SIDPP_ H x 0.052 600____ 6,000 x 0.052

Por qu KMW es 12 lpg:Glodo = 0.052 x 10 = 0.52 psi/pie HPlodo = G lodo x H=0.52 psi/pie x 6,000 pie HPlodo = 3,120 psi Pform = HPlodo + SIDPP = 3120 + 600 Pform = 3,720 psi Pform = Gform x (H) Gform = (Pform ) / (H) = (3,720) / (6,000) Gform = 0.62 psi/pie = 0.052 x KMW KMW = (0.62) / (0.052) KMW = 11.923 12 lpgSchlumberger Private

KMW = 10 + 1.923 = 11.923 lpg KMW = 11.923 lpg 12 lpg

105

Cmo versus por quSIDPP

Cul es el significado de un valor de SIDPP de 600 psi? Por qu se utiliz, para el clculo, la presin indicada por el manmetro de la tub. de perforacin y no la de SICP? Por qu redondeamos hasta 12 lpg para el lodo de matar?

SICPSchlumberger Private

106

Cmo versus por qu (sistema mtrico)SIDPP = 600 psi = 42.22 kg/cm2

Datos:

SICPP = 900 psi = 63.33 kg/cm2Bomba (Estrangulador)Schlumberger Private

Se produce un influjo de gas mientras se perfora 1,829 m (6,000 pies) = H y se cierra el pozo Se leen las presiones de cierre SICP y SIDPP (en la TR y en la TP, respectiv.) Peso del lodo corriente: (MW)= 1.2 gr/cc = (10 lb/gal). Peso del lodo de matar (KMW)= ?107

O sea, HPKMW

= Pform

Pform = ?

H = 1,829 m = 6000 pies

Cmo versus por quCmo calcular KMW:KMW = MW + (SIDPP) (0.1) x (H) KMW = 1.2 +42.22

Por qu KMW es 1.44 gr/cc:Glodo = 0.1 x 1.2 = 0.12 kg/ cm 2 /m HPlodo = Glodo x H=0.12 kg/cm 2 /m x1,829 mSchlumberger Private

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

(0.1) x (1,829.3)

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

108

KMW = 1.4308 1.44 gr/cc

Cmo versus por quSIDPP = 600 psi SICPP = 900 psi = 42.22 kg/cm2 = 63.33 kg/cm2

Cul es el significado de un valor de SIDPP de 42.22 kg/cm 2 ? Por qu se utiliz, para el clculo, la presin de cierre en la tubera de perforacin y no la presin SICP? Por qu redondeamos hasta 1.44 gr/cc para el lodo de matar? Pform = ?109


H = 1,829 m = 6000 pies

Principio del tubo en UDisposicin de dos tubos o columnas de fluidos que se encuentran comunicados por su parte inferiorSchlumberger Private

A

B

Presin en el punto A = Presin en el punto B110

El pozo como tubo en UEl tubo en U puede ser: Esttico DinmicoQu factores contribuyen con la presin?Estrangulador BombaSchlumberger Private

Factores que contribuyen con la presin: Presin de bomba Perdidas de Presin en la superficie Prdida de presin por friccin en la tubera de perforacin Prdida de presin en mecha Prdida de presin anular (ECD) Contrapresin del estrangulador

111

Tubo en U esttico

SIDPP = 500 psi

SICP = 700 psi

Datos: Cierre despus del influjo de gas Profundidad: 10.000 pies ( pozo vertical) MW: 10 lpg Herramienta de fondo: DC de 6-3/4 x 450 ft Calcular: BHP: ? (Presin en el fondo del pozo) Grad. promedio del fluido en el anular: ? EMW: ? (Peso de lodo Equivalente a BHP) Magnitud o tamao del Influjo?112


P1 = P2 BHP = ?

Tubo en U estticoBHPDS = SIDPP + HP DS BHP = 500 + (0.052 x 10 x 10,000) SICP = 700 psi BHPDS = 500 + 5,200 = 5,700 psi BHPA = SICP + HP A HPA = BHP SICP = 5,700 700 = 5,000 psi HPA = (GA ) x (H) 5,000 HPA GA = = = 0.5 psi/pie H 10,000 GA = (0.052) x (EMWA) GA EMWA = = 9.615 lb/gal 0.052 HPA = (0.052)x( EMWA)x(H) = 0.052x9.615 x10M HPA = 5,000 BHPA = 700 + 5,000 = 5,700 psi113

SIDPP = 500 psi


P1 = P2 = BHP

BHPDS = BHPA = 5,700 psi

Tubo en U estticoAltura del influjo = SICP - SIDPP

Glodo - Ginflujo

=

700 - 500 (10 lpg x 0.052) - GinflujoInflujo de agua: > 0.4 psi/pieSchlumberger Private

Influjo de gas: < 0.2 psi/pie

Peor escenario: suponer influjo de gas =>

HiAltura del influjo Tamao del influjo

== ==

700 - 500 (10 lpg x 0.052) - Ginflujo

=

Ginflujo = 0.1 psi/pie

200 (0.52) 0.1

476.2 pies (TVD) = 476.2 pies (MD): Pozo vertical 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 12.4 bls = Tamao del Influjo

114

V influjo =

Tubo en U esttico (sistema mtrico)SIDPP = 35 kg/cm2 SICP = 50 kg/cm2

Datos: Cierre despus del influjo de gas Profundidad: 3,000 metros ( pozo vertical) MW: 1.2 gr/cc Herramienta de fondo: DC de 6-3/4x 150 m Calcular: BHP: Presin en el fondo del pozo GA : Grad.promedio del fluido en el anular EMW: Peso de lodo Equivalente a la BHP Magnitud o tamao del Influjo?115


P1 = P2 BHP = ?

BHPDS = SIDPP + HPDS

Tubo en U estticoSIDPP = 35 kg/cm2 SICP = 50 kg/cm2

BHPDS = 35 + (0.1 x 1.2 x 3,000) BHPDS = 35 + 360 = 395 kg/cm2 BHPA = SICP + HPA HPA = BHPA SICP HPA = 395 50 = 345 kg/cm2 HPA = (GA ) x (H)


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

HPA H

Tubo en U estticoAltura del influjo psi/pie = 3.28 psi/m psi = 0.07037 kg/cm2 psi/pie = 0.2308 kg/cm2 / m kg/cm2 / m = 4.33 psi/pie = SICP - SIDPP

Glodo - GinflujoInflujo de gas: < 0.046

=

50 - 35 (0.1 x 1.2 gr/cc) - GinflujoInflujo de agua: > 0.092 en kg/cm2 / mSchlumberger Private

Peor escenario: suponer influjo de gas =>

Ginflujo = 0.1 psi/pie

HiAltura del influjo Tamao del influjo

== ==

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

=

15 (0.12) 0.02308

154.8 m (TVD) = 154.8 m (MD): Pozo vertical altura de influjo (MD) x volumen anular (450 pies de DC de 6-3/4 en hoyo de 8-1/2) 154.8 m x 0.0849 bls / m 13.14 bls = Tamao del Influjo

117

V influjo =

Tubo en U dinmicoPCTP

Interrogantes: Qu mide la presin de circulacin en la tubera, PCTP? Cmo se calculan las prdidas de presin en la tubera de perforacin, dPTP ? Cmo se calculan las prdidas de presin anular, dPanular?118

PCTRSchlumberger Private

dPTP

dPanular

Prdidas de presin por friccin en la tubera de perforacin, dP T

Paso 1: Obtener los siguientes parmetros dimensionales ID tub. de perf. ddp pulgadas Longitud tub. de perf. Ldp pies ID portamechas ddc pulgadas Longitud portamechas Ldc pies Viscosidad plstica PV centipoise Punto de cedencia YP - lb/100ft2 Paso 2: Calcular la velocidad promedio del fluido (pies/seg): Portamechas: Vdc = GPM/(2,448 x ddc2) Tub. de perforacin: Vdp = GPM/(2,448 x ddp2)119


Prdidas de presin por friccin en la tubera de perforacin, dP T

Paso 3: Calcular la prdida de presin por friccin: Portamechas: PLdc = [(PV x Vdc x Ldc)/(1500 xddc2)] + [(YP x L dc)/(225 x d dc)] Tubera de perforacin: PLdp = [(PV x Vdp x Ldp)/(1500 xddp2)] + [(YP x L dp)/(225 x d dp)]


dP T = PL dc + PL dp120

Tubo en U dinmicoCTP = 2000 psi

Datos: PCTR = Profundidad: 10,000 pies MW: 10 lb/gal Pr. de circ.en la tubera, PCTP = 2,000 psi Pr. de circ. en anular, PCTR= 500 psi (Contrapresin con el estrangulador) Prdida presin tub. perf. dP TP = 1,300 psi Prdida presin anular: dP anular = 200 psi Calcular la presin de fondo circulando BHP dinmica121

500 psiSchlumberger Private

P1 P2 : flujo BHP = ?

Tubo en U dinmicoPCTP = 2,000 psi

Usando la columna del Anular:

BHP anular = PCTR + HP anular + dPanular

(1)

PCTR = 500 psi

= 500 + (0.052 x 10 x 10,000) + 200 BHP = 5,900 psiUsando la columna de la Tubera:


BHP TP = PCTP +

HPTP -

dPTp

(2)

= 2,000 + (0.052 x 10 x 10,000) 1,300 BHP = 5,900 psiUsando la columna de la Tubera:

P1 P2(3)

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

BHP =5,900 psi

Tubo en U dinmico (sistema mtrico)CTP = 141 psi

Datos: CCP = 35 psi Profundidad: 3,000 m MW: 1.2 gr/cc Pr. de circ.en la tubera, PCTP = 141 kg/cm2 Pr. de circ. en anular, CCP = 35 kg/cm2 (Contrapresin sobre el fondo con el estrangulador) Prd.presin en tub. perf.: dPTP = 91 kg/cm2 Prdida presin anular: dPanular =15 kg/cm2 Calcular la presin de fondo circulando BHP dinmicaBHP = ?123


P1 P2 : flujo

Tubo en U dinmico (sistema mtrico)Usando la columna del Anular:CTP = 141 kg/cm2 CCP = 35 kg/cm2

BHP = PCTR + HP anular + dPA = 35 + (0.1 x 1.2 x 3,000) + 15 BHP = 410 kg/cm2Usando la columna de la Tubera:

(1)Schlumberger Private

BHP = PCTP + HP Tp - dPTP = 141 + (0.1x 1.2 x 3,000) - 91 BHP = 410 kg/cm2Usando la columna de la Tubera:

(2)

P1 P2(3)

CTP = dPTP + dP anular + CCP124

= 91 + 15 + 35 = 141 kg/cm2

BHP = 410 kg/cm 2

Problema # 1Schlumberger Private

El tubo en U 1 hora

125

Problema # 1156 0 10 9.7SICP = 0 psi (tubo en U con sobrebalance) BHP = SICP + HPAnu. = 0 + (0,052 x 10 lpg x 10.000 pies) BHP = 5200 psi SITP = BHP - HPTub = 5200 (0,052 x 9,7 lpg x 10.000 pies) SITP = 156 psi Sobrebalance zonal = BHP presin zonal = 5200 4850 psi Sobrebalance zonal = 350 psi


+350

126

Problema # 1156 370CTP = 156 psi (se mantiene constante) CCP = dPAnu+ dPTub = 300 + 70 CCP = 370 psi BHP = CCP + HPAnu - dPAnu = 370 + 5200 70 BHP = 5500psi Sobrebalance Zonal = BHP presin zonal = 5500 4850 psi Sobrebalance Zonal = 650 psi (300 psi por encima cierre)


+650

127

Problema # 10 370 LCTP = 0 lppc (tubo en U balanceado) (estrangulador completamente abierto) CCP = dPAnu + dPTub = 300 + 70 CCP = 370 psi (prdida de presin en tubo en U)Schlumberger Private

Volumen de 9,7 ppg Au = Volumen de 10 lpg Tub L x CapacidadAnu = (10.000 L) x CapacidadTub L x 0,0986 = (10.000 L) x 0,02 = 200 L x 0,02 0,1186L = 200 L = 1686 pies 10.000 L = 8314 pies BHP = = = BHP = CTP + HP9.7 + HP 10 + dPT 0 + (0,052 x 9,7 lpg x 1686 pies) + (0,052 x 10 lpg x 8314 pies) + 300 0 + 850 + 4323 + 300 5473 psi

+623

Sobrebalance Zonal = BHP presin zonal = 5473 4850 psi Sobrebalance Zonal = 623psi128

Problema # 10 402 LCTP = 0 lppc (HP Tub mayor que HP Anu) (estrangulador completamente abierto) BHP = CTP + HP T + dPT = 0 + 5200 + 300 BHP = 5500 psiSchlumberger Private

Sobrebalance Zonal = BHP presin zonal = 5500 4850psi Sobrebalance Zonal = 650psi Volumen de 9,7 ppg Ann L x CapacidadAnn L x 0.0986 L 10.000 L = volumen de 10 lpg Tub = 10.000 x CapacidadTub = 10.000 x 0,02 = 2028 pies = 7972 pies

+650

BHP = CCP + HP 9.7 + HP 10 - dPAnu CCP = BHP - HP9.7 - HP10 + dP Ann = 5500 - (0,052 x 9,7 lpg x 2028 pies) - (0,052 x 10 lpg x 7972 pies) + 70 = 5500 - 1023 - 4145 + 70 CCP = 402psi

129

Problema # 10 526CTP = 0 psi (HPTub mayor que HPAnu) (estrangulador completamente abierto)Schlumberger Private

BHP = 5500psi (igual que (#4)) Sobrebalance Zonal = 650 psi (igual que (#4)) CCP = = = CCP = BHP HPAnu + dPAnu 5500 - (0,052 x 9,7 ppg x 10.000 pies) + 70 5500 - 5044 + 70 526psi

+650

130

Problema # 10 370CTP = 0 psi (tubo en U balanceado) (estrangulador completamente abierto)Schlumberger Private

CCP = 370 psi (prdida de presin en tubo en U) BHP = CTP + HPTub + dPTub = 0 + 5044 + 300 BHP = 5344 psi Sobrebalance Zonal = BHP presin zonal = 5344 4850 psi Sobrebalance Zonal = 494 psi

+494

131

Problema # 1600

526500

CTP / CCP - psi

400

370

402 370 370


300

200

156

100

00 0 1 2 3 4

05

06

132

Volumenes de tubera de produccin bombeados

Problema # 11000 900

800

Sobrrebalance - psi

700

650 623

650

650


600

500

494400 300

200

100

0 0 1 2 3 4 5 6

133

Volumenes de tubera de produccin bombeados

Seccin 4Schlumberger Private

Causas, Prevencin y Deteccin de Influjos

134

Seccin 4 Causas y Prevencin de Influjos Influjos durante los viajes de tubera El Tanque de Viaje Influjos durante la perforacin Tolerancia al influjo Verificacin del flujo Pozos con espacio anular reducido Pozos Horizontales Pozos de Alta Presin y Temperatura Control al correr los revestidores


135

Causa nica para los influjos:Existe UNA SLA condicin que permite que se presente flujo desde la formacin hacia el pozo:cuando la presin dentro del pozo sea menor que la presin de la formacin


P1136

3 x capacidad de detetar variaciones de nivel en las presas (bls) tal que se pueda evacuar sin fracturar la formacin ms dbil considerando un margen mnimo de 0.5 ppg (0.06 gr/cc) a favor de la P. de fractura en la zapata (obtenida con la prueba de fuga, LOT)(Se estima que el volumen total del influjo que entra hasta cuando finalmente se cierra el pozo es aprox. tres veces el volumen de influjo inicialmente detectado)


Si el volumen de influjo registrado al cerrar el pozo es de 25 bls, el nivel mnimo de deteccin para el equipo debe ser de 8,33 bls.(1.3 m3) Toda Tolerancia al influjo debe ser > 25 Bls (4 m3)175

Tolerancia al influjoLa mxima presin ocurre cuando el tope de la burbuja de gas llega a la zapataSchlumberger Private

El mximo volumen de influjo que se puede manejar ocurre cuando la presin en la burbuja es igual a presin de fractura en la zapata del revestidor Determinar: Qu volumen debe tener dicha burbuja en el fondo antes de ser circulada hasta la zapata de revestidor?176

Procedimiento para el clculo: Suponer un influjo de gas seco en la zapata Suponer una presin del influjo 0.5 ppg por encima del peso del lodo en el pozo (intensidad del influjo)Schlumberger Private

Calcular el tamao de la burbuja en la zapata que tenga una presin igual a la prueba de fuga, con un margen de seguridad de 0.5 ppg (o sea EMW 0.5) . Extrapolar dicha burbuja al fondo del pozo para determinar qu volumen tena el influjo al entrar177

Nota: se supone que el influjo entra desde el fondo del pozo y que la formacin dbil est en la zapata.

Ejemplo de clculo de tolerancia al influjoDatos del pozo e informacin prelimiar

Se supone influjo de gas seco con: (Grad gas) = 0.1 psi/ft

Tamao del hoyo: 8-1/2 DC de 6-3/4: 1,500 pies Tubera de 5 hasta la superficie Prof del revestidor: 10,000 pies LOT @ zapata = 16.5 ppg (EMW) (se asume LOT de 16.0 por seguridad) TD = 15,000 ft Peso del lodo en el hoyo Gradiente del lodo: Grad lodo Intensidad del influjo: Densidad del influjo: = 14.0 ppg = 0.728 psi/ft = 0.5 ppg = 14.5


178

Clculo del tamao de influjo permisible


H2 Gas V2

Pzpata = P2

Lodo

Pform = P1 Calcular la altura del influ

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