Control de Pozos Submarinos

C HAPTER C APÍTULO

3 11

11-1

C ONTROL D E P OZOS S UBMARINOS a industria ha dado pasos agigantados en la tecnología de la perforación, producción y reparación de los pozos en aguas profundas. A medida que se incrementa la profundidad del agua, los problemas a que nos enfrentamos se tornan cada vez más agudos y surgen nuevos problemas. Los fundamentos del control de pozos en los equipos flotantes son los mismos que aquellos para otros tipos de operaciones de reparación o perforación. La clave para controlar el pozo es la pronta detección de un influjo, cerrar el pozo rápidamente y circular el influjo hasta sacarla utilizando una o más técnicas de presión constante en el fondo del pozo. Este capítulo cubrirá las consideraciones relacionadas con el control de pozos en equipos de perforación flotantes. w Los componentes submarinos / sistemas de control en la superficie w La profundidad del agua y la fractura de la formación w La detección del kick cuando se opera sin riser

L

En los equipos flotantes se tienen algunas preocupaciones adicionales con respecto al control de pozos.

CAPÍTULO 11 11-2

COMPONENTES SUBMARINOS / SISTEMAS DE CONTROL EN LA SUPERFICIE

Los riser y la BOP para la detección de los kicks w La fricción en el sistema de las líneas del choke / kill. w El procedimiento de inicio w El mantenimiento de la presión correcta w Los sistemas de derivación w El sistema para derivar el gas de poca profundidad. w El preventor anular en el riser superior w Los hidratos de gas w El sistema de BOP submarino w El equipamiento submarinos w El sistema de control del BOP submarino w Otros problemas w Las reparaciones submarinas w

La base de guía conduce(guia) sarta de perforación, casing y otras herramientas en el pozo perforado.

Línea Del Choke

En un entorno submarino, la base guía es generalmente el primer equipo que se corre. Ésta 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 (guía) y se haya instalado el cabezal del pozo, se puede instalar el sistema de control de pozos submarino. Este sistema consiste en el conjunto de BOP, el Conjunto Inferior del Riser (LMRP), el Sistema de Control y el Riser.

Línea de Control

Lodo Actual

P/T Anular Superior Indicadores de Presión / Temperatura en el LMRP

LMRP BOP

Conector con el Riser

Anular inferior Gas Potencial Ciego / de Corte

1

Ram de tubería Superior

2

(Ram Colgador)

Ram de Diámetro Variable

3

Ram de tubería Inferior

4

P/T

(Conexión del Cabezal de Pozo)

Lodo de Control BOP para Aguas Profundas

C ONTROL D E P OZOS S UBMARINOSV 11-3

4

5

6

7

2

Riser System

1

1

8 5

3 4

6 SD24454

Componentes del Sistema de Perforación Submarina (Superficie) Sistema de Control 1. Panel de Control Remoto Auxiliar y Banco de Baterías 2. Panel de Perforador 3. Unidad de Potencia Hidráulica 4. Acumulador 5. Carretes del Malacate / Cable Sistema del Choke 6. Manifold del Choke 7. Consola de Control del Manifold del Choke Sistema del Riser 8. Junta Telescópica Componentes del Sistema de Perforación Submarino (Submarino) Sistema de Control 1. Línea de Alimentación Hidráulica 2. Módulo de Control MUX (POD) 3. Válvula de la línea de alimentación Sistema del Riser 4. Junta del Riser 5. conector del Riser 6. Carretel de Terminación Conjunto del Riser Inferior 7. Junta Flexible 8. Preventor de Reventones Anular 9. Conector del Choke/ Kill Conjunto de BOP 10. Válvula Esclusa Submarina 11. BOP a Ram doble, con Super Corte 12. BOP a Ram doble 13. Estructura de la Guía 14. Conector (Collet Connector)

7

8 2

3 9

Stack System

Hub or Mandrel Connection Profiles

InterchangeableSealAssemblies on Each Casing Hanger

Single-Trip Casing Hanger and Seal Assemblies

High Pressure 18-3 /4" Housing

Weight-Set Elastomeric Seal Assemblies,Featuring Cameron Metal-End-Cap Elastomer Seals

PassivelyActivated Lockdown System 10

11

13

Six String System

Five String System

12

14

Superior: un conector HC en una campana estándar. Arriba: un sistema de cabezal de pozo STC-10 Izquierda: componentes de perforación submarina

Existen varios tipos de conectores, tales como los conectores tipo Collet que se usan para conectar la columna del conjunto de BOP al cabezal del pozo. Este conector de alta presión de trabajo (Ch) debe proveer un rango presión de trabajo mínima clasificada que sea igual o mayor al rango de presión de trabajo para la cual está diseñado el conjunto de BOP. El conjunto de BOP debe proveer una solución total para el programa de perforación. Este es un problema complejo que no tiene una solución ideal. Se pueden usar más juegos de rams o rams de doble propósito. Sin embargo, al agregar más componentes, esto incrementa la altura general del conjunto y las preocupaciones sobre su manejo en la superficie podrían eliminar esta opción. Dado que podría tomar varios días para desconectar y maniobrar el conjunto para hacer cambios o reparaciones en los componentes, es común usar esclusas ciegas / de corte y de diámetro variable (VBR). Algunos operadores

optan por el uso de dos juegos de rams ciegas / de corte para proveer un sello de soporte en caso de una desconexión no programada. Esto reduce el número restante de rams y puede limitar las opciones de colgar dado que algunos VBR [ram de diámetro variable] podrían tener límites en cuanto a la cantidad de peso que pueden soportar. La colocación de los componentes del conjunto de BOP depende específicamente de la política de Contratista / operador además de las condiciones anticipadas. Algunas de las preguntas que deberá considerar son: w ¿La tubería se reciprocara a través del preventos que esta cerrado? w ¿Bajo que condiciones la tubería se deberá colgar? ¿Si es así, en cual rams será? w ¿Que preventor fue elegido para hacer el cierre inicial? w ¿Cuál procedimiento de cierre se prefiere, blando o duro?

El conjunto de BOP debe proveer una solución total para el programa de perforación.

CAPÍTULO 11 11-4

Panel de Control del Perforador

Panel de Control del Jefe de Equipo

UPS A/B

Acumulador Unidad de Inyección de Lubricante y Glicol

Unidad de Energía Hidráulica (bombas)

Módulo Amarillo

Módulo Azul

Izquierda: un sistema de control multiplex para preventores de reventones Arriba: Un conjunto Cooper

El sistema de control provee dos conjuntos de controles idénticos, un módulo de control amarillo y uno azul (conector retractable: POD), como redundancia.

Como la tecnología de aguas extremadamente profundas evoluciona, el conjunto de preventores se torna más complejo. Las unidades de posicionamiento dinámico poseen instrumentos que proyectan la posición de equipo no interesando si utiliza el “circuito amarillo” o el “circuito azul”.El circuito amarillo nos muestra que el quipo se esta retirando del pozo. Si el indicador se mueve al circuito rojo comienza la secuencia de desconexión de emergencia. Esta secuencia de desconexión de emergencia anula el sistema de control normal del conjunto de BOP. Una serie de sistemas des-conectores de emergencia fueron desarrollados para activarse en el caso de una perdida de las señales (eléctricas y/o hidráulicas) entre el sistema de control y el conjunto de BOP. Cuando estos sistemas se logran activar todas las secuencias, el ram cortador, cerrar el ram, y la desconexión. El sistema hombremuerto es en el caso de una perdida de energía en el control MUX (sistema de control eléctrico submarino), efectúa la desconexión en caso de rotura del riser o si por alguna razón se mueve de la locación el equipo. Algunas unidades de aguas profundas poseen un sistema de desconexión acústico de reserva para emergencia. Cualquiera

sea el sistema, el objetivo de ellos es cerrar rápido y seguro aunque el equipo halla perdido el raiser , el pozo, o experimente cualquier otra emergencia. El conjunto de BOP esta lleno de instrumentos que miden tanto la presión y/o la temperatura en el conjunto (usado como guía para compensar la CLFP). También se tienen los medios para que el ROV remotamente accione las funciones del conjunto de BOP (cierre en caliente) en caso de una situación de desconexión de emergencia. Existe otra consideración para aguas profundas es él limite de la carga externa sobre el conjunto de BOP, debido al peso del reiser largo y la junta flexible, estas generan una tremenda carga sobre el mismo conjunto de BOP. En la parte superior del conjunto de BOP hay otro conector para el LMRP. Por lo general, este conector es un conector calibrado para una presión más baja (Cl) que el conector de la parte inferior y limita el uso del preventor de reventones anular superior a la presión para la cual fuera calibrada, diseñada. Asimismo, en la unión del conjunto de BOP y el LMRP existe un contacto interfacial para el conjunto de BOP, las líneas del choke y de kill y las funciones del sistema de control asociados.


El sistema de control provee dos conjuntos de controles idénticos, un módulo de control amarillo y uno azul para redundancia. Los módulos de control son los nexos de comunicación desde los equipos de control en la superficie. Conectados a través de mangueras de control desde la superficie, estas contienen líneas de control eléctricas y/o hidráulicas para las señalar a las válvulas tipo cierre que accionen funciones del conjunto de BOP. Se deberían presurizar las líneas, sólo en los sistemas hidráulicos, para asegurar que haya una respuesta rápida. A veces se incorporan cilindros de acumulador en el diseño del sistema submarino para facilitar varias funciones. Hay que precargar estos botellones por encima de la presión ejercida por el agua de mar a la profundidad de la BOP, lo cual requiere cilindros de acumulador clasificados para alta presión, en orden de estar seguro de que hay un exceso prescripto de fluido usable para operar la BOP y válvulas hidráulicas asociadas. Además, los sistemas de acumulador que tienen una presión de trabajo de 5.000 psi (344,75 bar) son comunes en los equipos de perforación que operan en aguas

con profundidades que están por encima de los 5.000 pies (1524 m) para compensar por la presión hidráulica ejercida por el agua de mar, el fluido hidráulico y el fluido en el riser. Una vez que se hayan instalado el conjunto y el LMRP, los acumuladores submarinos se cargan completamente. Hay que tomar en cuenta que se debe purgar esta presión antes de sacar el conjunto / sistema de cilindros de vuelta a la superficie. Más adelante en esta sección se comentará en más detalle sobre los sistemas de control de los preventores de reventones submarinos. 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 desvíe unos grados de la vertical sin esforzar demasiado ni dañar la conector, los preventores de reventón y el cabezal del pozo. El sistema del riser consiste en el riser, las líneas del choke y control y aveces módulos de flotación. También se podría incorporar una válvula de llenado en el riser por si acaso hay alguna evacuación de fluido causado por la expansión de gas que inadvertidamente se dejó entrar en el riser.

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.

Izquierda: 10,000 PSI conjunto Arriba: 5,000 PSI conjunto

Anular Línea

Línea

Línea De

Anular

Del

Control

Choke

Del Choke

Conector

Conector

Ram Type Ram

Ram Type Type Ram

Ram Type Ram

Ram Type Type Ram

Ram Type Type Ram Ram Type Type Ram

Conector

Ram Type Type Ram

Llave Falla Segurida Váluva

Conector

Línea De Control

CAPÍTULO 11 11-6

TA 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.

Manifold del Choke

SISTEMA DEL ESTRANGULADOR Debajo de la plataforma del equipo de perforación hay una junta telescópica o deslizante que permite el movimiento vertical del equipo de perforación debido a las condiciones del mar. La parte superior de este conjunto contiene las trayectorias del flujo y el sistema del desviador (diverter). Vehículo Operado Remotamente (ROV) A medida que la tecnología de aguas profundas se mejora, se tiene ROV mas que unos televisores, cámaras muy complejas, herramientas de uso múltiples muy indispensables en locaciones sin buzo. Hoy en día los ROV tienen la capacidad de: • Enviar fotos del conjunto de BOP a superficie. • Observar por flujo cuando se trabaja sin el Riser • Observación del cabezal de pozo • Observar y reportar la alineación vertical del riser y el conjunto de BOP • Actuar en el conjunto de BOP y cerrar rams cuando el equipo se movió de la locación, o mejor dicho asegurar el pozo(cierre en caliente).

El múltiple del estrangulador en equipos flotantes son más grandes y mas complejos que los que se encuentran en equipos de tierra. Los múltiples submarinos son extremadamente flexibles, permitiendo la alineación del flujo directamente sobre la borda, sobrepasando los estranguladores y el separador de gas, y mientras sé esta conectado al tanque de viaje cuando se esta bajando al pozo con presión. Esta cubierto de manómetros de alta y baja presión por todo el múltiple siendo parte de los 15 a 20000 psi de presión del sistema de conjunto de BOP, muchos de los incidentes de control de pozo estarán en el rango de las bajas presiones. Debido a su complejidad solo el personal autorizado de alinearlo o hacer los cambios en cualquier sentido. Existe siempre el peligro de formación de hidratos o congelamiento en las operaciones de aguas profundas. Algunos múltiples incorporan un sistema de inyección de glicol para ser usado cuando se circula hacia arriba de la línea del estrangulador. Si las líneas del estrangulado y de control están llenas con otro fluido que no sea el de operación deberá ser desplazado previamente antes de comenzar la operación de control. Si la línea esta llena con lodo de perforación es buena practica circular las líneas en cada turno para prevenir que se tapen con el asentamiento de la baritina.


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. Considere una formación similar en diferentes profundidades (vea la página 268). En aguas profundas no hay tanta sobrecarga (debido al peso del agua de mar en lugar de los sedimentos más pesados), lo cual normalmente resulta en gradientes de fractura de la formación reducidos. A menudo se usa el término “margen estrecho” para el margen pequeño entre la presión de los poros y del gradiente de fractura. A raíz de esto, y durante el primer intervalo de perforación, cualquier presión adicional que se impone en la formación podría causar una pérdida de circulación. Si se usara un riser, se necesitaría una lechada de gel - agua para transportar los cutting por el riser hasta las shale shakers. El peso del gel - lechada, junto con las velocidades anulares que

están por encima de las normales (para limpiar bien el pozo y evitar que se formen anillos de lodo en el riser), y el peso de los cutting quizás sea lo suficientemente grande 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 y el fluido de perforación generalmente consiste en agua de mar a altas velocidades con un barrido ocasional con píldoras de gel.

DETECCIÓN DE KICK CUANDO SE OPERA SIN RISER FLUJOS DE POCA PROFUNDIDAD Varias condiciones geológicas son conducentes a flujos de poca profundidad. Éstas incluyen los efectos artesianos, insuficiente compactación, los fluidos atrapados y presurizados por sobrecargas y formaciones creadas por las corrientes turbulentas que arrastran sedimentos.

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.

Conjuntos de BOP submarinos multiplex y módulos de control.

CAPÍTULO 11 11-8

G AS

Zonas peligrosas con gas poco profundo, perforadas sin lodo pesado y sin riser, pueden tener influjo.

El gas poco profundo puede acumularse en la arena si el gas migratorio queda atrapado por una barrera como la arcilla. Las arenas siempre tienen una presión excesiva en la parte superior de la arena. La fuerza impulsora de la arena poco profunda casi siempre se debe a una columna de agua de mar. Entonces, la presión en la base de la arena, o el contacto del gas / agua es equivalente a la presión hidrostática del agua de mar a esa profundidad. Dado que la densidad del gas en la arena es insignificante, la presión en la parte superior de la arena será igual a la presión en el fondo y siempre tendrá una presión excesiva. La cantidad de la presión excesiva está en función del espesor de la acumulación de gas. Si la formación tiene un buzamiento, el espesor de la acumulación de gas será efectivamente la distancia vertical desde donde se penetra la arena hasta el contacto del gas / agua. Esto podría ser mayor que el espesor aparente de la arena. Zonas peligrosas con gas poco profundo, perforadas sin lodo denso y/o riser, pueden resultar en un influjo. Algunas veces este kick resultará en un reventón.. El tiempo desde el inicio del kick hasta terminar con la descarga quizás sólo sea una cuestión de minutos. No habrá mucho tiempo para tomar acciones correctivas.

Diferentes profundidades de perforación.

Una preocupación del gas [que sube] en la superficie es el penacho (bolsón) de agua gasificada de baja densidad. La estabilidad de una embarcación flotante se podría ver afectada si el bolsón de gas sale a la superficie debajo de ella. Han habido problemas cuando se han dejado alguna escotilla abierta, resultando en la inundación de los compartimientos y haciendo que [la embarcación] se tumbe o se hunda. A medida que se incrementa la profundidad del agua, se disminuye esta posibilidad debido a que las corrientes moverán el bolsón, alejándolo del equipo de perforación. Las embarcaciones amarradas en aguas poco profundas deberían tener planes de contingencias para permitir que el equipo de perforación se aleje del bolsón de gas debido a la naturaleza inflamable y explosiva de éste. Si se encuentra gas a poca profundidad al usar retornos al lecho marino, el medio principal para detectar el influjo de fluidos es por medio de los cambios en la presión de la bomba y / o visualización en la superficie. La perforación con retornos al lecho marino hace que los demás métodos de detección de kicks sean inútiles. La manera más confiable para detectar un kick es por medio de una disminución en la presión de la bomba. A medida que el gas entra en el pozo efectivamente disminuye la densidad de la columna de fluido y, por tanto, se necesita menos presión en


la bomba para circular la columna. En un momento así, también se puede observar un incremento en los stroks de la bomba si no tiene regulador de velocidad. Con las mejoras en la tecnología de la MWD / LWD, también se puede medir la presión y tal vez como un método para detectar un kick. Una cámara de ROV (vehículo de funcionamiento remoto) es una excelente herramienta para detectar un influjo por medio de la observación de burbujas de gas. Esto podría estar impedido por la falta de claridad en el agua de mar. El gas que sube a la superficie también es una indicación. Pero a medida que el agua se torna más profunda, la corriente se hace más fuerte, el mar se torna tormentoso o, en condiciones con poca luz, es más difícil avistar el gas en la superficie. En el caso de un influjo, las opciones son limitadas. Se debería tener a mano lodo premezclado, anticipando un reventón de poca profundidad. El volumen debería ser suficiente como para desplazar varias veces el volumen del pozo (incluyendo un factor de derrumbe) a la profundidad proyectada para el casing. Debería densidad hasta un peso cercano a la densidad de fractura del lodo.

FLUJOS E N A GUAS POCO PROFUNDAS Los flujos en aguas poco profundas (SWF) podrían ser difíciles de detectar con cuando se esta perforando la parte superior del pozo.. La presión de la bomba debe monitorizarse muy de cerca. Cambios repentinos o significativos podrán indicar por flujo. De cualquier manera si el pozo esta sujeto a erosión, la presión de bomba no habrá cambios significativos y podrá disminuir un poco cuando el pozo se agrandase. Si el flujo no es demasiado elevado para alterar la presión de bomba, será in detectarse Gas a poca profundidad tal vez causara problemas con el cemento, canalización o eventualmente perdida del pozo.. Si el gas no este presente al observar en forma visual o cambios en la presión, y el ROV inspeccionar durante un viaje podrá indicar turbidez y flujo del pozo.

HIDRATOS DE G AS E N FORMACIONES DE POCA PROFUNDIDAD Los hidratos son estructuras parecidas a hielo que se podrán formar ante la presencia de gas, presión y agua a baja temperatura. En aguas más profundas, podrían haber condiciones para la formación de hidratos de gas en las formaciones que normalmente se asocian con el gas metano poco profundo. A medida que éstas se perforan, los hidratos de gas de formación se disocian en gas y agua, si sube la temperatura o baja la presión. Esto puede ocurrir a medida que los hidratos sólidos se circulan hacia arriba, al lecho marino.

El volumen de gas en estos hidratos podría ser varias veces más que el gas en los recortes de las formaciones más profundas. Esto podría llevar a una des-balance de presión, lo cual permitiría un influjo de gas o agua de las formaciones que no contienen hidratos. Una vez que se haya perforado esta sección, no es probable que haya una disociación de los hidratos ubicados alrededor del pozo durante el proceso de perforación dado que los hidratos están en estado sólido. Sin embargo, existe potencial a largo plazo para que se libere el gas de los hidratos alrededor del pozo al calentarse la formación por la circulación en zonas más profundas y calientes. Más adelante en esta sección se habla con mayor detalle sobre los hidratos.

PROCEDIMIENTOS El método principal de control para los flujos de poca profundidad es evitarlos. Se eligen las ubicaciones que disminuyen las posibilidades de encontrar arenas peligrosas a poca profundidad mediante el uso de registros sísmicos, información de pozos cercanos a arenas, o la perforación direccional puede ser utilizada para reducir la exposición a sitios de alto peligro. Si no se puede evitar la exposición a la arena de poca profundidad, otro enfoque es el de perforar la sección utilizando lodo. Esto requerirá grandes cantidades de lodo, a veces muchos cientos de barriles (m³), que no se recuperarán. La mayoría de los equipos flotantes tienen sistemas de pits de gran capacidad como también la baritina almacenada en tolvas. Cualquiera sea la manera de perforar los primeros tramos del pozo, con agua de mar o con lodo, es muy buena practica tener premezclado de reserva lodo para evitar la demora en la mezcla del lodo. Muchos operadores poseen una reserva de lodo densificado aproximadamente 1.0ppg mas pesado que el fluido de trabajo, la razón que es mas fácil reducir el peso de lodo que incrementarlo. Otro enfoque es el de perforar con agua de mar, permitiendo que el flujo poco profundo ocurra mientras se controla su intensidad. Si la intensidad del flujo es excesiva, podría ser necesario tratar de controlarla con lodo densificado. Si no se puede recuperar el control, quizás haya que abandonar el sitio y volver a perforar usando otra técnica.

El principal método de control para los flujos de poca profundidad es evitarlos.

CAPÍTULO 11 11-10

Por lo general, si se detecta un influjo y se va a tratar de controlarlo, cambie inmediatamente de la succión de agua de mar a los pits densificadas. Si es posible, no pare las bombas. Se debe bombear el lodo pesado a un régimen alto para maximizar las ECD. Controle el pozo utilizando varias bombas al régimen máximo. Es casi imposible bombear rápido en exceso, generalmente el régimen esta limitado por la capacidad de presión de la bomba. Si la presión de la bomba se incrementa y se estabiliza después de desplazar el volumen del pozo varias veces (al menos dos veces) se puede recuperar el control. Si la presión de la bomba no incrementa en forma significativa, o el ROV no indica la detención de las observaciones de influjo, se necesita ya sea un régimen de bombeo más alto o un lodo más pesado. Si no se puede detener el flujo, se debe mantener el equipo de perforación en una posición segura, contra el viento y contra la corriente de cualquier gas que esté subiendo a la superficie hasta que se haya depletado la zona de gas o el pozo se haya derrumbado. La posibilidad de que haya gas subiendo a la superficie alrededor del equipo de perforación disminuye con la profundidad del agua y en las áreas que tienen corrientes significativas. Al principio, quizás los flujos poco profundos pasen desapercibidos antes que la zona se reviste y se cementa. También podría haber una reacción atrasada después de que fragua el cemento. El gas podría romperse y canalizarse a la superficie (moverse en forma lateral) a una distancia considerable del pozo. Se debería hacer empleara regularmente el ROV para supervisar el pozo y sus alrededores para ver si existe alguna evidencia de flujo.

PRECAUCIONES Y CONSIDERACIONES w

w

La cuadrilla debería conocer los procedimientos de control estándar y estar alerta a los cambios en el flujo.

w

Los miembros de la cuadrilla deberían conocer los procedimientos de control estándar y estar constantemente alertas a los cambios en el flujo. Si se requiere fluido pesado, debería estar premezclado y listo. En las embarcaciones amarradas, todas las anclas deberían estar preparadas para ser soltadas en caso de emergencia. Debería existir un plan para alejarse. Diariamente se deberían designar los encargados de los guinches de anclas específicos para soltar anclas en caso de emergencia, según las condiciones climáticas prevalecientes. Se debería supervisar continuamente el viento, la corriente y las condiciones del mar. Modifique el plan de abandono cada seis horas o cuando quiera que se observa algún cambio significativo en la velocidad y/o dirección del viento. La erosión del pozo es una preocupación primordial. El tiempo de exposición de la

sección del pozo debería minimizarse. Una sección de pozo erosionado o lavado requerirá cantidades de cemento más grandes que las programadas y resultará en trabajos de cementación ineficientes. También se podría desestimar efectivamente la mayoría de los esfuerzos de control y necesitar mayores volúmenes de lodo para tratar de recuperar el control. w Se deberían bombear píldoras de gel o colchones lavadores a intervalos regulares Rastreadores (tinte, mica etc.) tales ves deben agregarse al las lavadores para ayudar a la identificación con el ROV. Esto podría ayudar a verificar los volúmenes anulares por medio de tomar el tiempo de los retornos a la línea de lodo a regímenes de circulación constantes. w Para los viajes, se debería llenar el pozo con el lodo pesado para proveer un sobrebalance y una mejor estabilidad en el pozo. El lodo pesado no debería exceder la presión de fractura o de sobrecarga. Asimismo, se debería considerar un lodo con baja pérdida de agua (filtrado) que construye un cake delgado en la pared, tal ves se consideraría antes de correr el casing. w Un pozo piloto, de 9-7/8” (250,83 mm) o menos, puede incrementar la posibilidad de tener un control dinámico exitoso. Los regímenes de bombeo más bajos y el menor peso del lodo podría funcionar en pozos con diámetros más pequeños siempre y cuando se mantenga al mínimo el canalizado /erosión del pozo. Una tubería de perforación más grande, de 5-1/2” (139,7 mm) o más, también ayudará a facilitar las posibilidades, pero contribuye a la erosión del pozo.. w Los jet que se eligen para el bit se deberían tomar en cuenta los regímenes de circulación y el procedimiento para el control. w Luego de un control exitoso, un efecto de tubo en U se presentara en el pozo después de 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 deberían comparar las interpretaciones cualitativas de los videos anteriores del ROV para estar seguros que el pozo está muerto.


DETECCIÓN DEL KICK CON RISER Y CONJUNTOS DE B.O.P. La naturaleza misma de una embarcación flotante hace que el problema de la pronta detección de un kick sea complejo. Hay que tomar en cuenta los efectos de la condición del mar como el cabeceo, balanceo y oscilación vertical cuando está controlando el flujo de retorno y los cambios en el nivel de los pit (vea abajo). Además el transporte de los recortes puede generar un problema debido a la baja velocidad anular en el gran anular del reiser, muchos equipos flotantes ponen una extra bomba en el reiser submarino a través de la línea de llenado. Este extra flujo del pozo puede enmascara el verdadero flujo del pozo. Se debería establecer un rango para que alguna diferencia alerte al perforador que podría estar empezando un problema. El indicador de retorno (sensor de flujo) es uno de los mejores indicadores de un posible kick o pérdida de circulación. Debería ser lo más sensible posible y hay que mantenerlo en buenas condiciones

de funcionamiento. Hay que fijar la alarma para un cambio de 25 a 50 gal /min (94.63 a 193.75 l/ min) en el flujo por encima del rango de movimiento de la embarcación. Se deberían fijar las alarmas del totalizador del volumen de los pits en un rango de +5.0 a -5,0 bbls (+0.8 a -0.8 m³) por encima de los movimientos de la embarcación que afectan el indicador. Registros del nivel de los pits o dos flotadores opuestos por pit agregan precisión al sistema de PVT. “Balooning”(inflan) es el nombre dado a una formación de especiales características toman parte del fluido cuando se bombea, y y nos retorna todo el fluido cuando se para la bomba Este se sabe si la formación tiene micro fisuras y toma fluido debido a la perdida de presión en el anular, si la formación de referencia se expande debido a la presión ejercida por la bomba. En cual caso el chequeo normal del flujo resultara complicado en la formaciones que se baloon (inflan) Cualquier volumen de agua, materiales o fluidos que se agregan al o se sacan del sistema activo deberían salir de tanques medidos y deberían ser registrados e informados al perforador, jefe de

Oscilació n Vertical Oleaje Ladeo

Ladeo

Oscilació n Vertical

Cabeceo Balanceo

Guiñada (Giro) Balanceo Guiñada (Giro)

Cabeceo

Hay que tomar en cuenta el cabeceo, balanceo y oscilación vertical cuando controla el flujo de retorno y los cambios en el nivel de los pit.

CAPÍTULO 11 11-12

Las profundidades del agua, el influjo de las mareas y el mar complican el espaciado / colgado.

equipo, representante de la empresa y control de lastre. Es esencial que el perforador, ingeniero de lodos o el personal en el lodo lleven un muy buen record del lodo perdido en orden de hacer un buen juicio durante el chequeo del flujo. En cualquier duda el pozo debería cerrarse y monitorear las presiones cuidadosamente. Una consideración a tener en cuenta es circular el pozo con el método del Perforador, siempre y cuando se sabe positivamente que el pozo no esta subbalanceado. La presión del standpipe es otra herramienta que se puede usar para la detección del kick y se debería fijar a un desvío de presión de 50 a 100 psi (3,45 a 6,89 bar) (o a cualquier desvío de presión mínimo que se pueda usar). También se pueden usar las herramientas de MWD / LWD para indicar un kick. Se debería evaluar el tipo de herramienta, su colocación y sus capacidades teniendo en mente el control del pozo según los riesgos involucrados con el pozo. Una vez que se detecta un kick, se debería cerrar rápidamente el pozo, de acuerdo con la política de la empresa. También debería ser la política de cerrar el desviador (diverter) después de cerrar el pozo y verificar el flujo en el riser por si hay gas en el mismo.

Abajo: riser marino Derecha: válvula de perforación MCS

En las embarcaciones flotantes en aguas más profundas, la posibilidad de obtener gas encima del BOP antes de detectar un kick se incrementa con la profundidad del agua. Si se detecta flujo de la línea del desviador después de que se haya cerrado el pozo, cierre inmediatamente un preventor alternativo. Si el flujo se detiene, entonces el primer preventor ya sea estaba mal cerrado, o tiene un elemento de con fuga. Si todavía se observa flujo, el gas podría estar migrando arriba del BOP en el riser. Con un riser activo, mantenga cerrado el empaquetador del desviador hasta que el gas migre y salga con el viento por la línea de desvío que está a sotavento. Gas atrapado en el riser puede causar un problema muy serio. En aguas muy profundas, la presión generada por el agua salada en contra del riser lleno de gas puede colapsarlo. Además el manejo del gas que llega a superficie y viene a través de las líneas del diverte puede ser muy peligroso para un equipo que no esta correspondientemente preparado. Muchos equipos poseen líneas de llenado del riser. Durante las operaciones de perforación estas sirven para ayudar a elevar los recortes en el riser de gran diámetro. En el caso de gas en el riser , esta línea puede ser utilizada para circular por etapas el gas hacia fuera, así el equipo de superficie puede

C ONTROL D E P OZOS S UBMARINOSV 11-13 A medida que incrementa la profundidad del agua, también se incrementa la posibilidad de que haya un influjo encima del preventor de reventón durante un kick.

manejarlo con seguridad. Algunos equipos tienen los medios para recibir el retorno desde el riser a través de un separador de gas de gran tamaño para grandes volúmenes de gas. Cualquier sea la forma de manejar la situación, se debe hacer todos los esfuerzos para mantener el riser siempre lleno de fluido cuando se evacua el gas. Una viscosidad y fuerza gel elevadas del fluido en el choke y en la línea de kill, como así también lodo a base de petróleo o petróleo sintético, podrían enmascarar la SICP. El pozo podría demostrar la capacidad de fluir en las verificaciones de flujo, pero sin tener ninguna presión de cierre de casing. Se debería considerar el uso de fluidos con pocos sólidos, poca viscosidad, en las líneas del choke y kill. Si esto no es posible, cierre un preventor de reventones debajo de las salidas del choke y kill y circule hacia abajo por una línea y hacia arriba por otra. Esto reducirá el efecto del gel y se puede determinar la SICP una vez que el choke o la línea de kill está correctamente alineado.

PROCEDIMIENTO DE ESPACIAR / COLGAR La política de la empresa podría variar en cuanto a si es necesario colgar la tubería después de cerrar. La profundidad del agua, el influjo de la marea y el mar complican el espaciar / colgar, especialmente dado que muchos sistemas de

preventores submarinos son más altos que el largo promedio de la tubería que se usa. Esto podría presentar un problema con el espaciado antes de colgar, entonces es importante tener la medida exacta de cada tubería de perforación y stand. Por lo general, se usa el anular superior para cerrar el pozo. Luego, si no se conoce el espaciado exacto, saque tubería lentamente y controle el indicador de peso y el medidor del flujo en el acumulador. El peso debería incrementar un poco a medida que se desliza la unión de la tubería por el anular. Cuando pasa a través del anular usará más fluido para mantener el sello en contra el cuerpo de la tubería. Entonces el espaciamiento se puede calcular. Una vez que se haya verificado el espacio, cierre los rams colgadoras. Baje la tubería lentamente y cuélguela usando el compensador de la columna de perforación y cierre las trabas del ram. Si es posible, purgue las presiones entre el ram cerrada y el anular y luego abra el anular.

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

CAPÍTULO 11 11-14

PROCEDIMIENTO Y MÉTODOS DE CONTROL Los tres procedimientos primarios utilizado en control de pozos, espere y densifique, perforador y concurrente, son un poco mas complicados en operaciones submarinas, y en muchas situaciones, la gran profundidad de las aguas es la mayor preocupación. Existen tres mayores diferencias a tener en consideración: w La fricción en la línea del choke (CLFP) w Desplazamiento del riser luego de haber controlado el pozo. w El gas atrapado en el conjunto de BOP.

SISTEMA DE LAS LÍNEAS DEL CHOKE / KILL Y FRICCION Se puede introducir una presión significativa en el pozo cuando se circula por el sistema de las líneas del choke y kill. Esta presión tiene muchos nombres diferentes (presión de fricción de la línea del choke, pérdida de presión de circulación por fricción, presión de la línea del choke, caída de presión, DP, etc.), mas en este texto la llamaremos la presión de fricción en la línea del choke (CLFP). Se debe determinar la CLFP con precisión para minimizar el riesgo de pérdida de fluido y/o fractura de la formación durante el control del pozo. En los equipos de perforación con BOP en la superficie, generalmente no se toma en cuenta la CLFP porque generalmente es baja, por lo general es menos de 50 psi (3,44 bar). sin embargo, en una columna submarina, el sistema de las líneas del choke y de

kill tienen por lo menos el largo del riser. Entonces, mientras más profunda sea el agua, más largo será el sistema de las líneas del choke y de kill, y mayor será la cantidad de fricción en la línea del choke. Dado que es probable que la CLFP cambie debido al cambio de las propiedades del lodo, su determinación es tan importante como también las presiones de caudal de control En un sistema de líneas de choke y de kill con un ID pequeño, la CLFP con un lodo de 14 ppg (1678 kg/m³) bombeado a 5 bbl/min (8 m³/min) en sólo 500 pies (152.39 m) de agua debe estar cerca de 200 psi (13.79 bar). Si se agrega esta presión a un zapato de casing a 3.500 pies (1066.5 m), la circulación por el sistema de la línea del choke del riser incrementará el peso efectivo (equivalente) del lodo que están en el zapato en 1.1 ppg (131.8 kg/m³). Debería ser obvio que en aguas profundas se deberían usar caudales de control más bajos. El siguiente es el cálculo para el incremento en la densidad del lodo equivalente (EMW) en el zapato. Hay muchas variables que afectan la CLFP, incluyendo el largo y el diámetro del sistema de las líneas de choke y de kill, la reología del fluido y el caudal de circulación. La ecuación básica para el flujo del lodo en la tubería muestra que la velocidad del lodo afecta la fricción hasta el punto en que si podemos reducir la velocidad por la mitad, se reducirá la presión de la fricción en aproximadamente setenta y cinco por ciento. Entonces, si circulamos por ambas líneas, del choke y de kill, o si disminuimos la velocidad de la bomba a 2.5 bbl/min (0.4 m³), se puede reducir el incremento en el peso efectivo del lodo al circular en 0.25 ppg (29 kg/m³) en el ejemplo de arriba.

El método básico para determinar la CLFP es el de realizar una prueba de circulación en el sistema de la línea del estrangulador del riser.

EMWppg = CLFPpsi ÷ Profundidad de la casingTVD ÷ 0.052psi/ft = 200 ÷ 3.500 ÷ 0,052 = 1.1 ppg (1.0988 ppg redondeado)

EMWkg/m³ = CLFP bar ÷ Profundidad de la casing TVD ÷0.0000981 = 13.74 ÷ 1066.75 ÷ 0.0000981 = 1318 kg/m³


PRESIÓN POR FRICCIÓN E N L A L ÍNEA DEL CHOKE Hay varios métodos, pero 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. Muchos operadores y contratistas sólo realizan esta serie de pruebas antes de perforar el casing (rotar el zapato). . Siempre y cuando la reología del lodo cambio drásticamente, esta serie de operaciones no serán desarrolladas hasta que se perfora la otra sarta de casing (rotar el zapato). Las presiones de las líneas de Choke/kill son correctas matemáticamente. En circunstancias normales, se usan las bombas de 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, entonces también se deberían realizar las siguientes pruebas al utilizar las bombas de alta presión.

MÉTODO DE PRUEBA 1 P ARA L A FRICCIÓN E N L A L ÍNEA DEL CHOKE 1. Circule el lodo por el pozo (bajando por la tubería de perforación, tomando los retornos por el riser (circulación normal) hasta quebrar el gel. 2. Verifique y registre la presión de circulación a diferentes regímenes. Un régimen debería ser con la bomba marchando en vacío o a aproximadamente 20 epm. (También se puede tomar varios regímenes con la bomba de cementación).

3. Cierre el preventor anular (o cuelgue), abra la válvula de la línea del choke, verifique y registre las presiones de circulación a los mismos tres regímenes al circular por la línea del choke y el manifold. (Haga lo mismo con las bombas de cementación si las usan). 4. Abra la válvula de la línea de kill, verifique y registre las presiones de circulación a los mismos tres regímenes mientras circula por ambas líneas, del choke y de kill. (Haga lo mismo con las bombas de cementación). La presión por fricción en la línea del choke es la presión para circular por la línea del choke (o kill) menos la presión para circular por el pozo. Para el problema #1, complete el cuadro en la página 276 y determine la CLFP para todos los regímenes.

de la baritina podría taponar una válvula.

Bombas: Oilwell 1700 PT, 6” x 12” (152.4 mm x 304.8 mm), 0.105 bbl/emb (0.0167 m³/emb). En 1.452 pies (442.5 m) de agua, se realizó una prueba de línea del choke utilizando un lodo de 12.3 ppg (1474 kg/m³). Antes de perforar o rotar el zapato del casing guía, se observaron las siguientes presiones: Bomba No. 1 20 emb/min = 400 psi por el riser = 500 psi por la línea del choke = 425 psi por las líneas del choke y de kill

Método 2 para probar la fricción en la línea del choke.

Cemento

Cemento

del choke y de kill o el asentamiento

PROBLEMA 1

Método 1 para probar la fricción en la línea del choke.

Cemento

Se debe cambiar regularmente el lodo en las líneas

Cemento

CAPÍTULO 11 11-16

mismos tres regímenes. Utilizando este método, la presión de circulación es la presión por fricción de la línea del choke y la presión por fricción en las líneas del choke y de kill a ese régimen de bombeo. Este método tiene la ventaja de que no agrega presión en la formación y se puede realizar en forma rutinaria.

30 emb/min = 900 psi por el riser = 1.125 psi por la línea del choke = 960 psi por las líneas del choke y de kill 40 emb/min = 1600 psi por el riser = 2000 psi por la línea del choke = 1700 psi por las líneas del choke y de kill. 20 emb/min = 27.58 bar por el riser = 34.47 bar por la línea del choke = 29.3 bar

Se debe cambiar

por las líneas del choke y de kill

regularmente el lodo en las lineas

30 emb/min = 62.05 bar por el riser = 77.57 bar por

del choke y de kill o el asentamiento de la bartina

la línea del choke = 66.19 bar por las líneas del choke y de kill.

podria taponar una válvula.

40 emb/min = 110.32 bar por el riser = 137.89 bar por la línea del choke = 117.21 bar por las líneas del choke y de kill.

MÉTODO DE PRUEBA 2 P ARA L A FRICCIÓN E N L A L ÍNEA DEL CHOKE Otro método para determinar la presión por fricción de las líneas del estrangulador y de ahogo a la vez que se realizan las operaciones normales es el de bombear por la línea del choke a tres regímenes diferentes. Luego abra la línea de kill y bombee tanto por la línea del choke como de kill a los

Se debe cambiar regularmente el lodo en las líneas del choke y de kill o el asentamiento de la barita podría taponar una válvula. Este es también un buen momento para verificar la CLFP por medio de bombear a velocidades programadas. Se puede ejecutar este método durante cualquier actividad, si hay una bomba disponible en el equipo de perforación y se la puede alinear para bombear por las líneas del choke / kill. Este método incrementa los retornos del flujo, entonces se debe notificar a las personas apropiadas de que se está realizando una prueba de CLFP.

PROBLEMA #2 (P ARA L A BOMBA NO. 2) Utilice la siguiente información para completar el cuadro en la página. Durante un viaje de sacar tubería del pozo, la bomba #2 (Oilwell 1700 PT, 6” x 12” [152.4 mm x 304.8 mm], 0.105 bbl/strock [0.0167 m³/strock]),fue utilizada para bombear por las lineas del choke y de kill, y se observaron las siguientes presiones:

Presión por Fricción en la Línea del choke CLFP = (Presión de Circulación por la Línea del choke y/o de kill) - (Presión de Circulación por el Preventor de Reventones Abierto) A ______ PPG

Caudal de Control

(STKS/MIN)

BOMBA NO. 1

BOMBA NO. 2

Desplazamiento de la bomba

Caudal de Control

Pres. de Circ., BOP Abierta

(BBLS/STK)

(BBLS/MIN)

(PSI)

Pres. de Circ. Pres. de Circ. Línea del Choke Líneas del Choke. (PSI)

y Kill

(PSI)

CLFP

Línea del choke Líneas de choke y Kill (PSI) (PSI)

C ONTROL D E P OZOS S UBMARINOSV 11-17 Método de Prueba 4, fricción línea del choke

Presión de Fricción Corregida, línea del choke (si cambia el peso del lodo)

x CLFP PSI Presión de Fricción Línea del choke

÷ PPG Peso Difer. del Lodo

= PPG Peso del Lodo al Medir Presión de Línea del choke

CLFP

PSI

Presión de Fricción Corregida Línea del choke

Condiciones del Pozo vs. CLFP Siempre hay CLFP al circular (cond. dinámicas) por el choke. Al conectar la bomba, no considerando la CLFP, podría haber pérdida de circulación o daño en la formación.

ESTÁTICA

Cemento

PSI Presión de Cierre de Casing

DINÁMICO

PSI

–

PSI Presión de Fricción Línea del Choke

=

Estimación de la Presión de Casing (Choke) a la Velocidad de Control

PSI

Método de Prueba 3, fricción línea del choke

Presión de Integridad Estimada

Bomba No. 2 20 stk/min = 95 psi por la línea del choke = 20 psi por las líneas del choke y de kill 30 stk/min = 220 psi por la línea del choke = 55 psi por las líneas del choke y de kill 40 stk/min = 395 psi por la línea del choke = 95 psi por las líneas del choke y de kill 20 stk/min = 6.55 bar por la línea del choke = 1.38 bar por las líneas del choke y de kill 30 stk/min = 15.17 bar por la línea del choke = 3.79 bar por las líneas del choke y de kill 40 stk/min = 27.23 bar por la línea del choke = 6.55 bar por las líneas del choke y de kill

MÉTODO DE PRUEBA 3 P ARA L A FRICCIÓN E N L A L ÍNEA DEL CHOKE. También otro método para determinar la CLFP es por medio de circular por la columna (bajando por una línea, tomando los retornos por la línea opuesta) con los preventores de reventones cerrados por encima y por debajo de las líneas del choke y de kill. La CLFP es la mitad de la presión de circulación al caudal de control. Se puede llevar a cabo este método antes de circular un kick para asegurar de que se usen las presiones correctas y que esté la densidad correcta de lodo en las líneas del choke / kill.

Condiciones Estáticas - CLFP = Condiciones Dinámicas

PSI Nueva Presión de Integridad Estimada

METODO DE PRUEBA 4 P ARA L A FRICCIÓN E N L A L ÍNEA DEL CHOKE Si ha cambiado la densidad del lodo, pero sus propiedades reológicas no han cambiado en forma significativa, se pueden realizar unas correcciones matemáticas sencillas para dar una aproximación de la CLFP para el fluido con densidad diferente. CLFPNuevo = Densidad de control ÷ Densidad actual x CLFPActual

Nota: Se puede usar software de simulación computarizado sofisticado para predecir la CLFP cuando se han alterado las propiedades reológicas del lodo o para dar una estimación más precisa de la presión.

PROBLEMA 3 Use la información de la Bomba 1 en el Problema #1 y calcule la CLFP corregida para 30 stk/min x la línea del choke si se incrementa el peso del lodo a 13.4 ppg (1606 kg/m³).

Puede haber un daño en la formación si la presión de casing se mantiene constante a su valor de cierre y no se presta atención a la CLFP.

CAPÍTULO 11 11-18

Arranque de la Bomba (Programa de Presión para el Choke)

÷4= PSI

Presión del

Presión por Fricción Línea del choke

PSI Disminucion por Etapa

Emboladas por

choke

Minuto

0 PSI (SICP)

Cerrado

stks/min/Min.

PSI

,5 x Régimen de Control

stks/min/Min.

PSI

,75 x Régimen de control

stks/min/Min.

PSI

,875 x Régimen de control

stks/min/Min.

PSI

Régimen de Control

PROCEDIMIENTO DE ARRANQUE ESTÁTICO VS. DINÁMICO Hay que tomar en cuenta la CLFP durante las operaciones de arranque de la bomba.

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. Podría haber un daño en la formación si la presión de casing se mantiene constante a su valor de cierre y no se presta atención a la CLFP. Se debe sacar o restar la CLFP del valor de la SICP a medida que se conectan las bombas (pasando a condición dinámica). La presión que se ejerce en la BOP y en la formación seguirá constante, al desaparecer la CLFP, porque se ha cambiado el valor de un manómetro (casing, contrapresión o choke) por un valor de CLFP equivalente. En aguas más profundas, las presiones por fricción podrían ser tan grandes que hasta usando ambas líneas con el choke completamente abierto quizás no se alcance la presión de circulación deseada (ICP, FCP, etc.). La presión de circulación real en el casing quizás esté a varios psi más altos que lo proyectado. Esto significará que la presión del fondo del pozo también será mayor de lo programado. Las consideraciones sobre la presión anular también deberían tomar en cuenta la CLFP dado que esto incrementa las presiones en el conjunto de BOP, el casing y contra las formaciones potencial-

stks/min/Min.

mente débiles. Se debería señalar que la presión de integridad estimada se calcula de los datos de la prueba de admisión (generalmente es el menor de las consideraciones de la presión anular) que normalmente se realizan en condiciones estáticas (sin circulación). Cuando está controlando un pozo y cambiando de condición estática a dinámica (circulación), reduzca la presión de casing por el valor de la CLFP. Para el siguiente problema, complete el cuadro sobre las condiciones del pozo que está arriba.

PROBLEMA 4 El pozo está cerrado con 300 psi (20.68 bar) SIDPP, 550 psi (37.92 bar) SICP, la estimación de la presión de la integridad (estática) se calculó en 1.100 psi (75.84 bar). Si controlamos el pozo utilizando la línea del choke a 30 stk/min, usando la Bomba No. 1 del Problema 1, ¿cuál es la Presión Dinámica? Del ejemplo vemos que las consideraciones de la presión anular (por ejemplo, la estimación de la presión de la integridad o MASP) y la presión de cierre de Casing se corrigen tomando en cuenta la CLFP. No se ha cambiado la presión en la BOP (y, por tanto, en el resto del pozo). Si la CLFP es alta durante el arranque de la bomba, se puede usar una reducción gradual en la presión de casing tomando en cuanta la velocidad de la bomba vs. la CLFP. En este procedimiento, a medida que la bomba se incrementa hasta la mitad


de la velocidad de control, se ajusta la presión de la casing en superficie bajando un cuarto de la CLFP total. Una vez que se haya ajustado, la bomba se incrementa a tres cuartos del caudal de control y se ajusta la presión de casing hacia abajo por la mitad de la CLFP. Nuevamente, se incrementa la bomba hasta siete octavos de la velocidad de control y se ajusta la presión de casing hacia abajo por las tres cuartas partes de la CLFP total. Cuando la bomba alcanza la velocidad de ahogo, la presión de casing se ajusta hacia abajo por la CLFP total.

PROCEDIMIENTO A LTERNATIVO DE I NICIO DEL CONTROL 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 la línea del choke. A medida que la presión empieza aumentar en el conjunto de BOP desde la CLFP, la presión se registrará en la línea de monitoreo. Se abre el choke para mantener en la línea de monitoreo el valor que tenía 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. (Recuerde que la presión está en la línea de kill y se debería purgar de manera segura).

MANTENIMIENTO DE LA PRESIÓN APROPIADA Debido a la alta CLFP, quizás no se puedan obtener los valores proyectados en la tabla de presión para la tubería de perforación inclusive si el choke está abierto completamente. Sin embargo, la presión en la tubería de perforación podría reducirse gradualmente a medida que se circula el influjo. La presión calculada (ICP a FCP) versus el total de strocks de la bomba todavía es válida y no se debería dejar que caiga por debajo de esos valores.

PÉRDIDA DE PRESIÓN A MEDIDA QUE E NTRA G AS POR L A L ÍNEA DEL CHOKE A medida que entra gas por la línea del choke, debido a un ID más pequeño, la velocidad (pies / min) puede aumentar hasta 25 veces de la que está en el espacio anular. Con la rápida expansión del gas a medida que se acerca a la superficie, podrían producirse nuevos influjos si no se mantiene la contrapresión. Esto se observa en el manómetro de la tubería de perforación como una caída en la presión a medida que el pozo trata de equilibrarse. Para poder mantener la presión en el fondo del pozo en los valores apropiados, quizás sea necesario tener más contrapresión del lado del casing. Esto podría significar que en el manómetro se podría exceder el valor máximo permisible de presión en la superficie. Sin embargo, en este momento la formación no debería fracturarse en el zapato porque presión hidrostática del lodo en la línea del choke es

Pressure To Hold = (Kill Mud Weight – Light Mud Weight) × Conversion Factor × RKB to Mudline Length

(a)

(b) Efectos de separación en el preventor de reventones

Con la rápida expansión del gas a medida que se acerca a la superficie, podrían producirse nuevos influjos si no se mantiene la contrapresión.

CAPÍTULO 11 11-20

compensada por una equivalente contrapresión en el manómetro de casing. Si es un cambio uno-poruno, no se pierde ni se gana nada, entonces la presión en el fondo del pozo sigue constante, a igual que la presión en el zapato. En la realidad, el gas también está pasando por una expansión rápida e incrementando el flujo por el choke. Esto podría aumentar la presión en el choke y compensar por la pérdida de la hidrostática. El operador del choke debe estar muy alerta ante cualquier cambio en la presión del stand pipe para agregar de inmediato la cantidad de presión que cayó a la presión de casing. Una vez que el gas entra en el choke en la superficie, sólo se debería mantener el último valor de presión en el manómetro de casing antes de que entrara el gas hasta que las presiones se estabilicen y se pueda revertir el control a la presión del stand pipe. Si se usan las líneas del choke y de kill, podría haber un efecto de separación. El gas sube a la cavidad superior en el BOP, entonces la línea de circulación superior tiene más gas que la inferior. Esto reduce la carga hidrostática en la línea superior y crea un caudal de flujo de gas más alta. Esto crea un des-balance en la presión y un efecto de tubo en U en la línea inferior, revirtiendo el flujo en la línea inferior. El lodo que se ha agregado a la línea superior incrementa su presión hidrostática. El resultado general podría minimizar las fluctuaciones en la presión en la superficie y los correspondientes ajustes en el choke. Si el gas está disuelto (absorbido), no se verá este efecto.

Reduzca la presión y el volumen del gas atrapado antes de abrir el preventor de reventones.

I NCREMENTO E N L A PRESIÓN A MEDIDA QUE EL L ODO L E SIGUE A L G AS E N L A L ÍNEA DEL CHOKE Una vez que el gas esté pasando por el choke, se estabilizan las presiones y se ajusta la presión de la tubería de perforación a su presión de circulación apropiada , se observa un incremento en la presión de la tubería de perforación a medida que se bombea más lodo en el pozo y se desplaza más gas. El operador del choke purga en forma rutinaria la cantidad de presión que se incrementó en el choke (del lado del casing) para mantener la presión en el fondo del pozo en su valor apropiado. Sin embargo, en 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, por lo tanto, en la presión hidrostática) y vuelve a aparecer la presión por fricción en la línea del choke debido al lodo que está circulando. Esta oscilación en la presión puede ser todavía más pronunciada que el efecto de tubo en U cuando el gas entró en la línea del choke. El incremento en la presión hidrostática, agregado a la presión en el casing, puede incrementar las presiones en el pozo. La oscilación de presión quizás no sea dramática si el operador del choke está alerta y mantiene la presión de la tubería de perforación en su valor apropiado (abriendo lentamente el choke). Además, si la burbuja se alarga varias veces su extensión, se puede observar un efecto (no tan pronunciado) de escalonamiento.

Efectos de separación en el preventor de reventones

1 C & K línea(s) 2 C & K línea(s)


Línea del choke

Línea de Control

Lodo con Densidad Original

P/T Anular Superior Indicadores de Presión /Temperatura en el LMRP.

LMRP BOP

Conector del Riser

Anular Inferior

1

2

Gas potencial Ciego/De Corte

5

6

7

8

Ram superior

3

4

(Ram Colgador)

VBRs

Ram inferior

Abra el pozo sólo después de que se haya desplazado el

Conexión con la Cabeza de Pozo Lodo de Control

riser con lodo de control y se hayan verificado las presiones debajo del prev-

Arreglo típico de BOP para aguas profundas.

entor inferior que está cerrado.

Cuando el lodo entra al choke después del gas, habrá un incremento en la presión de casing. Se debe ajustar inmediatamente la presión en el casing al valor de antes de que ocurriera este evento. Una vez que esté controlada (no aumenta más la presión) y después de que se hayan sentido los ajustes en todo el sistema, asegúrese que la presión en la tubería de perforación se ajusta al valor correcto de la presión de circulación y que sea mantenida hasta que se haya controlado el pozo.

G AS A TRAPADO E N L A BOP Y L IMPIEZA DEL R ISER A medida que se está controlando el pozo, el gas libre se acumula en la parte superior del BOP entre la parte inferior del preventor de reventones que está cerrado y la salida usada para circular y sacar el influjo. Debido a su naturaleza expansiva y explosiva, el gas atrapado y liberado al riser ha sido la causa de varios percances serios. Después de que se haya controlado el pozo, hay varias formas para

manejar el gas que está atrapado en la BOP. Se deben tomar pasos positivos para reducir la presión y el volumen del gas atrapado antes de abrir el preventor. Para reducir la presión del gas se requiere bombear un fluido más liviano en la BOP; cierre un preventor de reventones inferior, pero retenga la capacidad de circular por el conjunto por medio de usar el sistema de líneas del choke y de kill. Esto aislará también al pozo debajo de los preventores de reventones de los cambios que habrá en la presión durante el proceso de liberar el conjunto y el riser. Una vez que se haya cerrado el preventor de reventones inferior, el área del gas atrapado en la columna queda aislada. Bombee un fluido más liviano (tratado para impedir que se formen hidratos en la línea superior) al conjunto de BOP, a la vez que se mantiene suficiente presión en el choke para impedir que el gas atrapado expanda. Esto se calcula como sigue:

CAPÍTULO 11 11-22

Presión a Mantener = (Densidad lodo de Control Densidad lodo Anterior) x Factor de Conversión x Largo desde RKB a la Línea de Lodo

El sistema de desvío debería poder cerrar la plataforma de perforación del pozo y desviar el flujo al mar.

Se puede incluir un factor de seguridad para asegurar que el gas que está atrapado no se expandirá. Una vez que se haya desplazado el fluido liviano a la BOP en la línea que está más arriba, cierre el pozo y alinee la línea superior con el separador de gas. Abra las válvulas de seguridad por fallas al choke y abra el mismo. A medida que se expande el gas, debido a la sobre-presión reducida impuesta en el mismo, debería empezar a desplazarse el fluido liviano de la línea del choke, lo cual reduce aun más la sobre-presión y permite que se expanda más. Una vez que los retornos del separador de gas se hayan aminorado o detenido (asegúrese que el empaquetador del desviador está cerrado) se puede abrir el preventor superior, permitiendo que el lodo en el riser haga efecto de tubo en U con la mayoría del gas restante a través de la línea del choke. Se debería volver a llenar de inmediato el riser y luego verificar el flujo. Si se detecta algún flujo, siga los procedimientos de desvío y permita que el gas migre y ventee en la superficie. Si no se detecta ningún flujo, se ha liberado el gas o es demasiado poco para fluir. Circule el riser (es un buen momento para densificar el lodo en el riser) en etapas de un cuarto, hágalo fluir verificando durante aproximadamente 15 minutos en cada etapa hasta que el riser haya quedado libre. Se debería abrir el pozo sólo después de que se haya desplazado el riser con lodo de control y se hayan verificado las presiones debajo del preventor inferior que está cerrado. Sigue un procedimiento general, suponiendo que el pozo fue ccontrolado utilizando el anular superior. 1. Cierre el conjunto inferior de rams de tuberias, aísle el BOP. 2. Alinee el standpipe para bombear agua de mar inhibida (tratada para evitar la formación de cristales de hielo de hidrato) hacia el conjunto (considere el uso de suficiente material de gel en la solución para evitar que se asiente la baritina) por las válvulas 1 y 2, tomando los retornos por las válvulas 5 y 6, que están alineadas con el manifold del choke. 3. Abra las válvulas 1, 2, 5 y 6 mientras que simultáneamente va conectando la bomba. En el choke, mantenga la presión diferencial calculada. 4. Desplace el agua de mar inhibida al BOP. Manteniendo la presión diferencial, detenga la bomba y cierre las válvulas.

Sistemas de desviadores y preventores de reventones

5. Alinee el choke con la línea superior, abra el choke a la atmósfera y luego abra las válvulas 1 y 2. 6. Cuando la expansión de gas disminuye o se detiene, abra el preventor anular superior para permitir que el fluido que está en el riser pueda formar un tubo en U por las válvulas 1 y 2 en la línea. 7. Llene de inmediato el riser y vigílelo para ver si tiene flujo. Suponga que el riser está activo y siga los procedimientos para liberar el desviador / riser. 8. Una vez que se haya densificado el riser con el fluido de control, abra las válvulas 7 y 8 que están alineadas con el choke cerrado y vigílelas para ver si tienen presión. Si no tienen presión, abra la ram inferior y vigílelo para ver si tiene flujo. Otro método es el de instalar una salida adicional en el choke como parte del conjunto inferior del tubo riser, LMRP, justo debajo del anular #1. Si se circula el pozo utilizando esta salida del choke, queda atrapada una cantidad mínima de gas. Una circulación rápida, bajando por la línea de control y subiendo por la línea del choke, crea un flujo turbulento adentro de la BOP que ha sido eficaz en lavar el gas debajo del anular. En profundidades de agua mayores de 3000 pies (914.4 m) no se ha informado (hasta la publicación del presente manual) de gas atrapado significativo. Empero, se deberían tomar precauciones.


METODO VOLUMÉTRICO SIN TUBERÍA DE PERFORACIÓN El método volumétrico estándar de mantener la presión de fondo del pozo constante para mantener la migración de gas en equipos terrestres o de aguas no muy profundas, es una técnica de purgar y descomprimir, el equivalente de presión de casing por la presión hidrostática generada por el fluido purgado. En aguas profundas, cuando el gas migro por encima del cabezal de pozo y hacia el diámetro pequeño de la línea de choke, llega a ser difícil averiguar exactamente donde está el gas y por lo tanto determinar la correcta presión de casing. Una técnica dinámica se usaría para cuando se estima la posición del gas, cerrando el ram inferior y trabajar con el gas atrapado, por etapas bombeando a través del espacio anular, hacia debajo de la línea de kill y retornar a través de la línea de choke. Otra técnica dinámica complicada involucra bombear hacia abajo de la línea de kill a través del anular cuando sé monitoreo cuidadosamente la ganancia en los pits. La presión de circulación apropiada es determinada gráficamente por la observación de los cambios de volumen de lodo. La determinada CLFP al régimen de bomba correspondiente es sumada a la presión de casing. En la medida de cumplimentar esto, la línea de kill

Un desviador de riser marino.

debe estar llena antes de comenzar la operación y un tanque o pit pequeño y exacto sé usara para la succión y el retorno. Podrá verse que evacuar el gas combina el método dinámico y volumétrico y lubricación y purga.

SISTEMAS DE DESVIADORES 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 (encima de las líneas de venteo o desviación) y generalmente está incorporada en el conjunto de la junta flexible del riser. Esta unidad debería poder cerrar rápidamente la plataforma de perforación del pozo y desviar el flujo al mar. Se usan válvulas secundarias para seleccionar el área a sotavento. Las válvulas en el sistema del desviador deberían interactuar de tal manera que no se pueda obturar el espacio anular sin abrir, o dejar abierta, una línea de desviación. Las líneas de desviación o de venteo generalmente tienen un diámetro de 12” (304.8 mm) o más para minimizar la contrapresión en el pozo.

Sistemas de desviadores y preventores de reventones

Los elementos típicos del desviador no soportarán una gran cantidad de fuerza y/o velocidad.

CAPÍTULO 11 11-24

La clave para controlar los reventones en un pozo superficial es la pronta detección del kicky los procedimientos de cierre rápido.

Al igual que los demás preventores anulares, se debería operar el elemento de empaque con la menor presión hidráulica posible. Rara vez es necesario que haya un sello absoluto alrededor de la sarta de perforación y las presiones de cierre altas distorsionan y causan la falla temprana de la caucho de empaque. Las presiones de cierre del empaquetador varían de acuerdo con el tipo y la condición del sistema, pero en general, el sistema de desvío integral en el riser requiere de 400 a 600 psi (12,57 a 412,37 bar) o más para cerrar el empaquetador. Un sistema de desviador no está diseñado para mantener una presión alta. Si es posible probarlo, sólo se prueba con presión baja o según requieran los reglamentos. Las pruebas de funcionamiento de los sistemas de desviadores generalmente son la única manera de verificar el sistema. Se debe probar el funcionamiento e inspeccionar el sistema del desviador regularmente. (Vea arriba para un arreglo típico de desviador).

Hay que tomar en cuenta el mecanismo de cierre del empaquetador del desviador. Muchos están accionados con aire y se abren si la presión del aire fluctúa o se interrumpe. Un sistema de accionamiento hidráulico con una traba de presión positiva ha sido efectivo. Se debe mantener el sistema de desviador lo más sencillo posible. Las líneas de desvío deberían ser lo más rectas y lo más cortas posible. En cualquier situación de derivación, se debe mantener el elemento del desviador mojado desde arriba por medio de un lubricante. Vale la pena mencionar que, dado que el desviador raramente se necesita, a menudo se le hace un mantenimiento descuidado. Hay que tomar las precauciones necesarias para asegurar su mantenimiento y funcionamiento apropiados.

CONSIDERACIONES SOBRE L OS DESVIADORES

Los procedimientos de desvío empiezan todos de la misma manera y varían de acuerdo a cómo se usa el fluido de perforación.. No hay ningún nombre general para los procedimientos, entonces aquí los vamos a llamar el procedimiento de desvío con agua y el procedimiento de desvío con lodo.

No existe un consenso acerca de cuándo se deberían usar los desviadores en situaciones de aguas profundas. Muchos operadores y contratistas están de acuerdo en usar desviadores en hasta 600 pies (182,87 m) de agua. Sin embargo, en aguas más profundas, y con la expansión rápida del gas en el riser que va desarrollando velocidades sumamente altas, muchos diseños y equipos de desviadores no pueden manejar el gas de manera segura. Los elementos típicos de un desviador no pueden soportar una gran cantidad de fuerza y/o velocidad, y cualquier fuga en un elemento podría complicar los problemas. Han habido fallas cuando las líneas se han cortado, se han taponado o no han estado firmemente amarradas. Las juntas telescópicas se han extendido por la presión y la fuerza hacia arriba, impulsando el empaquetador del desviador afuera de su contenedor. A veces han fallado completamente, dado que no están diseñadas para soportar tanta presión. Las han extendido hasta el punto en que cortaron los pasadores que sostienen la mesa rotatoria y el contenedor en su lugar.

PROCEDIMIENTO DE DESVÍO PARA GAS DE POCA PROFUNDIDAD

PROCEDIMEINTO DE DESVÍO CON A GUA Este es el procedimiento más sencillo y más común. Si no funcionan otros procedimientos, todo tiene que volver a este procedimiento. El concepto básico es que los influjos de gas de poca profundidad ocurren demasiado rápido y los procedimientos de control son tan marginales que es mejor concentrarse en la seguridad del equipo de perforación y esperar que se agote el gas o que se derrumbe el pozo.


DESVÍO CON A GUA

PROCEDIMIENTO DE DESVÍO CON L ODO

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.

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.

Los hidratos son estructuras sólidas parecidas al hielo que se forman ante la presencia de gas, presión y agua a temperaturas bajas.

CAPÍTULO 11 11-26

Un conector de riser.

La clave para controlar surgencias en la superficie de la perforación, es la deteccióna tiempo y los procediminetos rapidos para cerrar el pozo.

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.

CUÁNDO H AY QUE DESVIAR En aguas de más de 600 pies (182.87 m) se sugiere que una vez que la BOP haya instalado, si ocurre un influjo se debería cerrar con el BOP. Han habido unos pocos casos, cuando el gas se ha canalizado hacia el lecho marino alrededor del conjunto de BOP. La clave para controlar los reventones en un pozo superficial es la pronta detección del kick de reventón y respuesta rápida. Al minimizar el tamaño del kick se minimiza también la presión en el zapato de casing. Si no se detecta el kick hasta que el gas llega a la superficie, probablemente se debería desviar el pozo en lugar de cerrarlo. En este caso, los preventores de reventones serían el sistema a que se recurriría si el sistema de desvío no puede manejar el gas.

PREVENTOR ANULAR DEL RISER SUPERIOR 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. Esto también protege los sellos de la junta telescópica. En el caso de que las presiones alcanzaran ya sea la de la fractura de la formación o de estallido del riser, puede abrir el anular superior y ventear la presión excesiva por medio del sistema del desviador. Otra ventaja de este arreglo es la de circular y sacar el gas atrapado en el conjunto de BOP, lo cual se comenta en otra sección. Hay un lado negativo para este arreglo. Además del costo de la instalación y el mantenimiento del equipo de perforación, se debe vencer otro problema de importancia (jugando con la flotabilidad y la integridad estructural del riser para sostener el preventor). Un riser típico no está diseñado para ser un sistema de alta presión (como un manifold del choke) y obviamente no se pueden exceder las presiones de estallido y colapso del riser.


HIDRATOS DE GAS Un problema de primordial importancia es el taponamiento de la BOP y/o la línea del choke con hidratos de gas. Los hidratos, a igual que el taponamiento con gel, han complicado varias actividades de control de pozos. Los hidratos son estructuras sólidas parecidas al hielo que se forman ante la presencia de gas, presión y agua a temperaturas bajas. Estas condiciones podrían existir adentro del preventor de reventones en el lecho del mar. La formación de los hidratos también depende del tipo de fluido de perforación que se está usando (cuánta 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 40ºF (4,4ºC) y podría empezar el proceso de la nucleación o formación de los hidratos. En general se cree que se hacen falta temperaturas que están por debajo del punto de la formación de hidratos para que haya nucleación. Los hidratos podrían estorbar o impedir los procedimientos para controlar un pozo. Si un manifold de estrangulador se tapona en la superficie, es simplemente una cuestión de alinear el manifold del choke a una línea que está libre. Sin embargo, si la línea del choke está taponada debajo de la superficie, por ejemplo la línea del lodo, existe un problema muy serio.

Quizás no sea práctico cambiar la ruta del flujo a la línea de kill porque las condiciones que permitieron la formación de los hidratos no han cambiado. Las temperaturas más bajas, los gases más pesados y los largos períodos de tiempo sin circulación son todos factores críticos. Dado los pozos que hoy día hay en aguas profundas, estas condiciones podrían existir hasta con el sistema de lodo con mayor inhibición. Los sistemas de lodos que inhibidos normalmente contienen un 20-26% de sal por peso. Si se requieren propiedades de mayor inhibición, se puede agregar hasta un 10% de lodos con glicerol o polímeros que tengan propiedades de inhibición. Los fluidos base de petróleo inhibidos, pero contienen agua y podrían estar sujetos a la formación de hidratos. Es especialmente importante reconocer la posibilidad de que se formen hidratos. Si esto existe, no se debería cerrar el pozo durante largos períodos de tiempo. Se podría optar por el Método del Perforador dado que se puede empezar a circular tan pronto como se registren las presiones. Si el pozo va a estar cerrado durante un período de tiempo más largo, se debería cerrar una ram de tubería debajo de los accesos de circulación. Además, se debería empezar la circulación a través de las líneas del choke / kill para asegurar que no se formará hidratos en estas líneas o en la cavidad del preventor de reventones.

Conexiones Del Riser

Se pueden quitar los hidratos por medio de calor o disolución con

Spider del riser

productos químicos.

Junta esferica de articulación del riser Riser (tubo)

Riser (tubo)

Junta telescópica

Válvula de llenado del riser Carretel Final

Junta flexible Riser (tubo)

(flex joint)

CAPÍTULO 11 11-28

EQUIPAMIENTO SUBMARINO

La redundancia es un factor esencial en el diseño del preventor de reventones y del sistema.

Se pueden quitar los hidratos por medio del calor, disolución con productos químicos o reducción de la presión. El metanol 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. Alternativamente, se puede correr el coiled tubing por la tubería de perforación a una profundidad que está debajo del bloqueo. Si circula un fluido calentado, calentará la tubería de perforación y el espacio anular. Quizás se requiera un tiempo relativamente largo para subir la temperatura por encima de la temperatura a al cual se disolverán los hidratos. Debido a lo distante que están los preventores de reventones submarinos, se han desarrollado equipos especializados. La parte que conecta al riser con el preventor de reventones principal se llama el conjunto inferior del riser marino (LMRP). Este conjunto incluye el preventor anular, las conexiones hidráulicas para el resto del preventor de reventones, las funciones del cabezal del pozo y los conectores para las líneas del choke y de kill. También conecta el riser con el conjunto del preventor de reventones por medio de una junta esférica o junta flexible para minimizar el esfuerzo en los preventores de reventones del riser debido a la corriente, el mar, movimiento y tensión del equipo de perforación. En la superficie se incorpora un sistema de tensión o compensación para evitar que el riser se derrumbe. Una junta deslizante conecta el riser con la línea de flujo. Esto es esencialmente un barril que está adentro o alrededor del riser con una conexión tipo empaquetamiento al riser, que se desliza para compensar por el movimiento del equipo de perforación debido a las condiciones climáticas, la marea o el mar. Líneas de guía van desde el equipo de perforación hasta el marco de la base submarina (placa base) para realizar múltiples funciones, guiando el conjunto del preventor de reventones, el LMRP y el riser y los módulos de control a sus lugares. Es normal que las líneas del choke y de kill se corran juntos y conectados al riser. La redundancia (con un 100% de reserva) es un factor esencial en el diseño de los sistemas en general preventores de reventones. Por ejemplo, además del sistema del desviador, el conjunto típico del preventor de reventones submarino consta de

seis preventores, dos preventores anulares y cuatro preventores ram, para proveer versatilidad. Los preventores ram generalmente incorporan al menos un juego de VBR (diámetro variable) y un juego de ram ciegas / de corte Se proveen sistemas de cierre o módulos por duplicado. Si un módulo falla, el otro está disponible para las funciones del BOP. En la estructura del conjunto del preventor submarino se proveen cilindros del acumulador además de los cilindros del acumulador que está en la superficie para así asegurar el rápido funcionamiento de los componentes. El diseño de estos cilindros del acumulador deben tomar en cuenta la presión de la columna de agua para proveer la presión apropiada para las funciones de la BOP. Los sistemas complejos podrían incorporar un respaldo acústico en caso de que se pierdan las comunicaciones por los paquetes de la línea de control.

EL SISTEMA DEL PREVENTOR DE REVENTONES SUBMARINO Todo el sistema del preventor de reventones submarino es grande, complicado y costosos. A raíz de esto, tiende a dominar en las actividades del control de pozos. Las características funcionales de sus componentes y los procedimientos operativos pueden ser muy específicos para el fabricante y el tipo de equipo. Debido a esto, especialistas en equipos submarinos se dedican específicamente a los aspectos operativos y de mantenimiento del sistema. Una vez instalado, el sistema del preventor de reventones submarino existen poco cambios en las técnicas de control de kick. El equipo tiende a ser más grande y el sistema de control más complejo y remoto. Esto requiere más tiempo para cerrar el pozo correctamente que en un conjunto de preventor de reventones convencional en la superficie, lo cual resulta en influjos más grandes. Quizás tome de 30 a 45 segundos para operar una válvula o ram. El preventor anular puede tomar de 45 a 60 segundos o más debido a la gran cantidad de fluido hidráulico que se re requiere para cerrarlo. Nota: El API requiere que el tiempo de cierre para los rams sea dentro de 45 segundos y dentro de los 60 segundos para los preventores anulares. El Director Noruego del Petróleo (NPD) requiere que el tiempo de cierre para las rams sea dentro de los 30 segundos y dentro de los 45 segundos para los preventores anulares.


EL SISTEMA DE CONTROL DEL PREVENTOR DE REVENTONES SUBMARINO El sistema de control submarino no solamente provee la energía hidráulica para cerrar o abrir el conjunto del preventor de reventones, esta también proveedor de energía para la operación remota de válvulas y los sistema de componentes de traba y destraba. En los equipos de perforación que tienen un preventor de reventones submarino, esta energía se regula a través de un sistema de control complejo. Dado que no se puede observar el conjunto y que el sistema de cierre es complicado, se deben conocer y cumplir estrictamente los procedimientos para cerrar el pozo.

Cilindros del acumulador

Hay tres clasificaciones generales de sistemas submarinos: hidráulico, electro hidráulico (EH) y eléctrico (MUX). En el sistema hidráulico, cuando se oprime un botón para hacer funcionar alguna operación en el panel remoto, la corriente de energía actúa un solenoide y abre una inyección de aire comprimido. El aire impulsa un cilindro de aire que desplaza una válvula de cuatro vías en el manifold del acumulador. Si el botón de operaciones esta en la posición, centro, o trabado, no es posible el movimiento de fluido. El manifold envía un fluido de alta presión por una línea piloto hasta el módulo submarino. En el módulo se desplaza una válvula de función (o regulación) accionado hidráulicamente y permite que el fluido hidráulico del acumulador o del El preventor de

Unidad de Energía Hidráulica con Panel de Control Hidráulico Maestro

reventones submarino es

Panel de Control del Perforador

Panel de Control Remoto

(Todo Eléctrico)

Auxiliar (Todo Eléctrico)

más grande y el sistema de control es más complejo y remoto.

Banco de Baterías

Roldanas de Manguera (no se muestran)

Manguera de Control Hidráulico

Línea de la Traba del Módulo

Conector

Carretel Elevador Cargador de Baterías

de Manguera

Panel de Control para correr el Conjunto del Preventor d

Línea de Energía Hidráulica

e Reventones

Cables y Carretes provistos por el Cliente

Junta Telescópica Sistema del Riser

Grampa de Manguera

Junta del Riser Energía Hidráulica y Paquete de Mangueras de Control

Junta Flexible Líneas de choke y kill Preventor Anular Acumuladores Hidráulicos

Conjunto Inferior del Riser

Conector Conector Collet del Riser Módulo de Control

Conjunto del Preventor de

Preventores de Reventón

Reventones-BOP

con Trabas tipo Cuña

Válvulas Submarinas

Conector Collet del Cabezal de Pozo

Sistema de control hidráulico

CAPÍTULO 11 11-30

Dado que no se puede observar el conjunto, se deben conocer y cumplir estrictamente los procedimientos para cerrar el pozo.

sistema en la superficie opere el preventor de reventones o válvula seleccionado. Ambos sistemas, el electro hidráulico y el multiplex, usan señales eléctricas enviadas a los módulos de control para un tiempo de reacción más rápido en los entornos de aguas más profundas. Un panel de control submarino contiene dos botones uno medidor de flujo y un manómetro que registra la variación hacia arriba / abajo. Cuando el sistema esta funcionando el medidor de flujo indica que un volumen de fluido hidráulico es usado para completar la operación. La lectura del medidor de flujo es comparada con el volumen teórico requerido. En esas circunstancia el perforador o el operador puede determinar si el componente ha funcionado correctamente. El manómetro indicara que el sistema se esta recargando con la presión correcta. 1. Ubique el control apropiado de la función. 2. Active el interruptor maestro del panel de control, si el panel tiene uno. Generalmente está etiquetado como Empuje y Sostenga para Operar. 3. Presione con firmeza el control apropiado de la función. 4. Verifique el manómetro de Lectura de Presión para ver si cae y luego regresa.

5. Verifique el medidor de flujo para ver si se está utilizando la cantidad correcta de galones.

GUÍAS B ÁSICAS P ARA L OCALIZAR L AS F ALLAS E N EL SISTEMA DE CONTROL SUBMARINO 1. Si el medidor de flujo opera continuamente o si hay una pérdida en el nivel de fluido en el reservorio, podría haber una fuga en el sistema. Esto también podría verse como la operación esporádica o continua de las bombas del sistema del acumuladora. Si hay una pérdida de fluido, verifique el sistema del acumulador en la superficie para ver si tiene alguna fuga. b. Verifique las conexiones en la superficie y de los carreteles. Asegúrese que la válvula del carretel que va al acumulador está apagada. c. Cambie de módulo y vea si eso detiene la fuga. d. Bloquee cada función para ver si con eso se detiene la fuga. 2. Si el medidor de flujo no se detiene cuando se hace operar una función-

Operacción de 4 vías. Vávula de control de tipo selectora.

PRESIÓN 2 O R D N I L I C


ESCAPE

2 O R D N I L I C


ESCAPE

2 O R D N I L I C

1 O R D N I L I C

ESCAPE

VÁLVULA SELECTORA


Panel de Control de la BOP

a. Cierre, luego vuelva a abrir la función varias veces para limpiar la basura de la válvula. b. Cambie de módulo y vuelva a cambiar. Esto ayudará a limpiar una válvula de aislamiento del módulo que tiene una fuga. 3. Tiempo de reacción lenta -

OTROS PROBLEMAS

a. Verifique las presiones.

Durante la planificación del pozo, se debe tomar en cuenta los pozos pilotos, el cemento, el margen / pérdidas del riser, el colapso del riser, la desconexión de emergencia del riser y las reparaciones submarinas.

b. Verifique las válvulas de cierre del acumulador.

POZOS PILOTOS

c. Verifique para ver si el acumulador o el carretel tienen fugas. d. Verifique las otras funciones. Si están bien, la línea piloto podría estar parcialmente taponada. 4. Ninguna indicación del medidor de flujo a. Si la lectura de la presión cae y luego retorna, el problema podría estar en el medidor de flujo mismo. b. Si no hay ningún fluido fluyendo, verifique las presiones en el acumulador y en la válvula de paso. c. Verifique el fluido en el tanque de reserva y los filtros en la succión de la bomba.

Si tiene planes de perforar en un área en exploración, consideren perforar un pozo piloto. El pozo piloto o pozo de diámetro reducido es útil por muchas razones. Un pozo más pequeño es más fácil y más rápido de perforar y se pueden realizar los estudios de la formación con mayor rapidez. Si se perfora con un riser, fondo arriba se puede circular rápidamente debido al menos volumen en el espacio anular. El gas de fondo también se minimiza debido al pozo más pequeño. Quizás la consideración más importante es que el potencial de flujo de un pozo más pequeño es más bajo. Las ECD se maximizan al perforar y circular el gas del pozo, pero la erosión del pozo podría ser un problema.

Hay guías establecidas para localizar las fallas en el sistema de control

CAPÍTULO 11 11-32

Hay guías establecidas para localizar las fallas en el sistema de control submarino.

Si tiene planes de perforar en un área en exploración, considere un pozo piloto.

CEMENTO

también los movimientos del equipo sobre el pozo. Los componentes principales del riser son:

Debería haber suficiente cemento a bordo, antes de iniciar las operaciones de perforación, para asegurar que se podría cementar y taponar el pozo.

• Un conectador hidráulico.

R ISER SUBMARINO

• Una junta de bola de articulación inferior.

El riser submarino se utiliza para proporcionar una trayectoria al flujo de retorno entre el pozo y el equipo perforador y para guiar la sarta de tubería o casing al conjunto de BOP y el fondo del mar. El riser debe soportar las fuerzas laterales del mar como

• Tubería flexible para la línea del choke y kil.

• Un preventor anular

• Tubo del riser y sus conexiones. • Conexiones de la líneas del choke y kill.


• Una junta deslizante (telescópica) • Un sistema de diverter • Un sistema de tensión. Los primeros cuatros hacen el conjunto inferior del riser (LMRP). La presión de fluencia (reventón) no es por lo general una gran preocupación en el diseño, por otra parte la resistencia al colapso, resistencia a la tensión y las cargas axiales son las mayores consideraciones a tener en cuanta. A medida que la operación de perforación se va a aguas mas profundas, se requiere mas una longitud mayor de riser, en consecuencia mas peso de riser, los operadores usan elemento de flotación de tubos alrededor de ese tubo(riser) para reducir su peso efectivo.

COLAPSO DEL R ISER Han habido percances donde el gas ha evacuado suficientemente el riser como para que el riser se haya colapsado (aplastado). El motivo se debe a que la presión hidrostática del agua de mar en el exterior del riser excede el valor de colapso para el riser cuando está vacío. Se pueden usar fórmulas generales para tuberías para demostrar esto. Se puede calcular la máxima profundidad de agua en que se puede correr un riser vacío antes de que se colapse. Esto se debería calcular y usar en el programa del pozo y se debería indicar como parte de los datos estadísticos del equipo de perforación. Se podría considerar la incorporación de una válvula de llenado en el riser. Esta válvula esta

Marine Risers

El sistema del riser tiene un serio potencial de culatear (sacudirse) por la energía que está almacenada en los cilindros y cables del tensionador y de la energía de tensión del riser mismo.

CAPÍTULO 11 11-34

diseñada para que se abra, si el diferencial de presión entre la presión hidrostática del agua de mar es mayor que la presión dentro del riser. Cuando la válvula se abre el agua de mar entra dentro del riser y previene el colapso. La válvula de llenado provee seguridad contra el colapso del riser cuando se baja el riser, cuando se tiene perdidas totales, o cuando el riser se lleno con un gran volumen de gas. Una vez que la presión diferencial alcanza un punto predeterminado, la válvula se abre, permitiendo que el agua de mar entre en el riser para evitar su colapso.

PÉRDIDA E N EL R ISER En el caso de una pérdida del riser (escape de emergencia, se rompe la cadena del ancla, embarcación a la deriva) habrá una reducción en la presión hidrostática ejercida en el conjunto del preventor de reventones. Esta disminución en la hidrostática en el pozo es igual al diferencial hidrostático entre el fluido en el riser y el agua de mar. Asimismo, se pierde la presión hidrostática del nivel del mar a la línea de flujo o el espacio de aire. Se puede calcular la disminución en la presión con la siguiente ecuación:

Diferencial de Presiónpsi = ([Densidad del Fluido en el Riser ppg - Densidad del Agua de mar ppg] x Profundidad del Aguapies x 0.052) + (Densidad del fluidoppg x Espacio de Airepies x 0.052)

Diferencial de Presiónbar = ([Densidad del Fluido en el Riser kg/m³ - Densidad del Agua de mar kg/m³] x Profundidad del Aguam x 0.0000981) + (Densidad del fluido kg/m³ x Espacio de Air m x 0.0000981)

PROBLEMA 5 Calcule la reducción en la presión en el pozo cuando el riser es arrancado. Información sobre el pozo: Profundidad de agua 2150 pies (655.29 m), espacio de aire 65 pies (19.81 m), zapato de la tubería de revestimiento está a 4.450 pies (1356.29 m) TVD, 4550 pies (1386.87 m) MD, TD está en 7400 pies (2255.52 m) TVD, 7700 pies (2346.96 m) MD, densidad del lodo 12.9 ppg (1546 kg/m³), Agua de Mar 8.6 ppg (1031 kg/m³). El margen del riser es la cantidad de densidad adicional que se requiere en el lodo para compensar por la pérdida de fluido en el riser a lo largo del pozo desde el conjunto hacia abajo. En aguas profundas no es ni práctico ni factible tener un margen para el riser. Sin embargo, en aguas poco profundas y con formaciones buenas y densidades de lodo más altas, se podría usar. Para calcular el margen para el riser

Si tiene planes de perforar en un área en exploración, considere un pozo piloto.

Margen del Riser ppg = Diferencial de Presiónpsi ÷ (PVVtotalpies - Profundidad del aguapies Espacio de Airepies) ÷ 0.052 Margen del Riser kg/m³ = Diferencial de Presión bar ÷ (PVVtotalm - Profundidad del aguam - Espacio de Airem) ÷ 0.0000981

Use el Problema #5 para calcular el margen del riser.


DESCONEXIÓN DE EMERGENCIA DEL R ISER Se deberían preparar planes de contingencia para aquellos eventos que justificarían la desconexión de emergencia del riser. Los procedimientos deberían requerir que el pozo esté asegurado y el riser esté desconectado antes de que se haga algún daño a la cabeza de pozo, los equipos de perforación, el conjunto del preventor de reventones, el Conjunto Inferior del Tubo Vertical Marino (LMRP), la junta flexible, la escotilla de perforación (moonpool) o tensionadores del riser. Se debería recordar que el sistema del riser tiene un tremendo potencial de culatear (sacudirse) por la energía que está almacenada en los cilindros y cables del tensionador, y de la energía de tensión del riser mismo. En un riser de 6.000 pies (1828,71 m), 21” x 5/8” (533,4 mm x 16,88 mm) el estiramiento puede ser tanto como 5 pies (1,5 m). Se deben tomar las provisiones para disipar esa energía. La secuencia y la sincronización de los procedimientos de desconexión son críticos. A continuación tenemos un procedimiento general para la desconexión: 1. Colgar la tubería de perforación en los rams. 2. Cortar la tubería de perforación. 3. Sellar el pozo. 4. Desconectar el LMRP. 5. Limpiar el preventor de reventones con el LMRP. 6. Disipar cualquier energía que está en el riser / sistema de tensión del riser. 7. Capturar el riser de manera segura.

Se deberían colocar a la vista los procedimientos de desconexión para lo siguiente: w w w w w w

Operaciones normales de perforación El bit está encima del conjunto del preventor de reventones. La tubería de perforación están en el conjunto. El BHA están en el BOP. Las situaciones donde hay que controlar el pozo El casing está en el preventor de reventones.

REPARACIONES SUBMARINAS (WORKOVER) A medida que crece la industria submarina, también crece la tecnología para producir los pozos submarinos. Siempre se deben llevar a cabo las acciones correctivas submarinas en forma individual. A menudo las aplicaciones para conjuntos en la superficie requieren modificaciones especiales para su uso submarino. La configuración del árbol depende del tipo de árbol y las opciones de producción. Las operaciones para reparación se incorporarán en el diseño del árbol y podrían incluir wireline, coiled tubing o la entrada convencional por el extremo del árbol. Una vez que se haya instalado la columna en la cabezal de pozo o en el extremo del árbol, se puede lograr el control del pozo por medio de los procedimien-

Válvula de llenado del riser.

El sistema del riser tiene un serio potencial de culatear (sacudirse) por la energía que está almacenada en los cilindros y cables del tensionador y de la energía de tensión del riser mismo.

CAPÍTULO 11 11-36

Las aplicaciones estándar de conjuntos de Reparación (Workover) en

tos normales para controlar pozos con las excepciones que se indican en este capítulo. Los equipos que pasan por la línea de flujo (TFL) o que se bombean abajo son especialmente útiles para los programas de terminación submarina. Vea el capítulo sobre Temas Especiales para la información detallada sobre los equipos que pasan por la línea de flujo o que se bombean abajo.

superficie a menudo requieren alguna modificación especial para uso submarino.

Perfil completo del Conector del Preventor de Reventones de 18-3/4" La Copa de Presión Interna es Accesible por el Preventor de Reventones

Los diseños de los colgadores Los conjuntos de

para el tubing están

Válvulas y Tubería están

disponibles en tamaños

Disponibles para Producción,

de hasta 7" en tubing de

Inyección o Extracción

producción

Artificial con Gas Las Válvulas Maestras pueden ser parte Integral del Cuerpo del Carretel o como Pueden configurar los árboles para usar con o sin módulos y estranguladores

Arriba, derecha: un árbol de producción modular a carreteles Abajo, izquierda: un panel de control de producción submarina Abajo: una unidad de distribución submarina

un Bloque Aparte

Control de Pozos Submarinos

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