Ingeniería de Petróleos · 2019
Prevencion de influjos y control de pozo en campos del offshore colombiano, con base en experiencias y mejores practicas de los ultimos diez años / mayra alejandra acosta rodriguez, daniel fernando cortes rueda ; diretor nestor fernando saavedra truj
Durante la perforación se presentan diferentes problemas los cuales pueden causar un influjo indeseado, tales como llenado insuficiente durante viajes, densidad de lodo insuficiente, perdida de circulación, excesiva rata de perforación en arenas de gas, entre otras. En operaciones offshore se presenta igualmente estos problemas, sin embargo, la ventana de operación tiene menor margen de trabajo, lo cual indicia que las condiciones para perforar, completar y realizar una intervención de pozo, son más complejas. Presentando diferentes complicaciones que pueden resultar en influjos y consecuentemente en reventones si no se toman a tiempo las decisiones correctas para controlar el pozo. El presente trabajo tiene como objetivo dar a conocer las técnicas empleadas para el control de pozo que se encuentran en la literatura, así como tener una operación segura y la vida humana a salvo, siendo esta ultima la más importante. Por tal motivo todo el personal debe estar capacitado para comprender los riesgos que se pueden enfrentar y saber cómo reaccionar frente a estos, evitando consecuencias devastadoras como el caso de Macondo y Montara expuesto en el trabajo. Finalmente se propone una metodología para la toma de decisión al momento de presentar un influjo, recopilando la información expuesta en todo el trabajo, teniendo en cuanto esto para los campos offshore en Colombia.
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Contenido
- INTRODUCCIÓNp. 13
- OBJETIVOSp. 15
- OBEJTIVO GENERALp. 15
- OBJETIVOS ESPECIFICOSp. 15
- HISTORIA DE LA PERFORACIÓN OFFSHORE EN COLOMBIAp. 16
- PROYECTOS RECIENTES DE EXPLORACIÓN MARINAp. 17
- GENERALIDADES DE INFLUJOSp. 22
- CAUSAS DE INFLUJOSp. 22
- CAUSAS DE INFLUJOS EN POZOS HORIZONTALESp. 28
- RIESGOS SOMEROSp. 28
- SEÑALES DE PREVENCIÓN DE UN INFLUJOp. 29
- Respuestas físicas del pozop. 29
- Respuesta química del pozop. 31
- POZOp. 32
- 4.1. CONTROL DE POZO PRIMARIOp. 33
- Presión de poro:p. 33
- Presión de Fracturap. 38
- Densidad equivalente de circulación (ECD):p. 39
- Métodos para reestablecer el control primario del pozop. 41
- CONTROL DE POZO SECUNDARIOp. 51
- Equipo y BOP submarinap. 59
- Cierre de pozop. 70
- CONTROL TERCIARIO DE POZOp. 71
- Métodos de localización de pozos de aliviop. 71
- Tipos de trayectoria del pozo de aliviop. 73
- Fluidos para el control de pozop. 74
- CASOS DE ESTUDIOp. 76
- ANÁLISIS CASO MACONDOp. 77
- Plataforma Deepwater Horizon. Deepwater Horizon,p. 78
- Historia de las operaciones en Deepwater Horizonp. 78
- Causas del blowout por diseño y construcción del pozop. 80
- ANÁLISIS DEL CASO MONTARAp. 91
- Responsabilidad de las empresasp. 91
- Factores que contribuyeron con el accidentep. 92
- MONTARAp. 96
- MEJORES PRÁCTICAS RECOMENDADASp. 97
- SEGURIDAD DE LOS PROCESOS DURANTE LA PERFORACIÓNp. 97
- Seguridad de los procesosp. 97
- Competencia del personal involucrado en las operacionesp. 98
- ESTRUCTURAS Y UNIDADES DE PERFORACIÓNp. 98
- DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE POZOSp. 99
- Integridad del pozop. 99
- Programa de pozop. 99
- Diseño y construcción del pozop. 100
- Cementaciónp. 121
- Prueba de integridad de la formaciónp. 103
- Completamiento de pozosp. 104
- CONSIDERACIONES PARA POZOS HORIZONTALESp. 106
- Detección de influjosp. 106
- de pozo primariop. 108
- SISTEMAS DE PREVENCIÓN DE REVENTONES – BOPSp. 109
- Diseño e instalación de BOPsp. 109
- Pruebas funcionales de BOPsp. 110
- Pruebas de presión a los BOPsp. 110
- CONTROL DE INFLUJOS DE GAS SOMEROp. 111
- MÉTODOS PARA EVACUAR EL GAS DEL POZOp. 113
- Método de presión en la tubería de perforaciónp. 113
- Método volumétricop. 113
- Bombeo de forma forzada o Bullheadingp. 114
- Venteo y quema de gasp. 115
- Quema de hidrocarburos líquidosp. 115
- VERIFICACIONES E INSPECCIONESp. 115
- Inspección a los equipos de perforaciónp. 115
- CONCLUSIONESp. 119
- RECOMENDACIONESp. 121
- BIBLIOGRAFÍAp. 122
- Figura 1. Figura 1. Localización Chuchupa “A” y Chuchupa “B”p. 16
- Figura 2. Bloques en el mar caribe colombianop. 17
- Figura 3. Localización Pozo Orca-1p. 18
- Figura 4. Localización pozo Purple Angel-1 y Kronos-1p. 19
- Figura 5. Localización pozo Gorgón-1p. 20
- Figura 6. MODU exploratória marina Bolette Dolphinp. 21
- Figura 7. Pozo con bajo nivel de lodop. 22
- Figura 8. Llenado insuficiente durante viajesp. 23
- Figura 9. Suaveo o efecto pistón en un pozop. 24
- Figura 10. Perdida de circulaciónp. 25
- Figura 11. Pozo Horizontalp. 28
- Figura 12. Presión subnormalp. 34
- Figura 13. Presión anormal por lechos salinosp. 36
- Figura 14. Presión anormal por erosión y levantamientop. 36
- Figura 15. Causas tectónicas por intrusión de salp. 37
- Figura 16. Empuje natural por capa de gasp. 38
- Figura 17. Grafica de presión vs. Profundidadp. 39
- Figura 18. Presión de circulaciónp. 40
- Figura 19. Margen operativo de operaciónp. 41
- Figura 20. Plataforma semisumergible de perforaciónp. 45
- Figura 21. Preventoras en pozos offshorep. 46
- Figura 22. Equipo de perforación con BOPp. 53
- Figura 23. Partes de una BOP submarinap. 59
- Figura 24. Preventora anularp. 60
- Figura 25. Preventor Ariete de tuberíap. 62
- Figura 26. Preventor ariete ciegop. 63
- Figura 27. Preventor ariete de diámetro variablep. 64
- Figura 28. Múltiple de estrangulamiento para instalaciones submarinasp. 66
- Figura 29. Vehículo de operación robótica (ROV)p. 69
- Figura 30. Localización por método sísmicop. 72
- Figura 31. Localización por método magnéticop. 73
- Figura 32. Tipos de intercepción de pozo de aliviop. 74
- Figura 33. Arquitectura de pozo original planeada para pozo de Macondop. 81
- Figura 34. Arquitectura de pozo final para pozo de Macondop. 82
- Figura 35. Presión de fractura y presión de poro en el pozo Macondop. 84
- de Macondo expresada en libras por galónp. 87
- Figura 37. BOP de Deepwater Horizonp. 89
- Figura 38. Diagrama de suspensión-etapa 1 Montara H1-ST1p. 95
- Figura 39. Prueba de registros ultrasónicosp. 103
- Figura 40. Prueba de registros ultrasónicosp. 104
- Figura 41. Grafica ganancia de fluido en superficie vs tiempop. 107
- Figura 42. SICP vs tiempop. 108
- Figura 43. Sistema desviadorp. 112