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<ul><li> 1. Eni Corporate University WORKOVER Curso de Well Control para actividades de Workover 10/2005 San Donato Milanese G R O U P </li></ul><p> 2. Indice 1. INTRODUCCION 7 1.1. COMPLETACIN DE POZOS 7 1.1.1. Equipo de completacin 8 1.1.2. Tipos de completacin 9 1.2. ACTIVIDADES DE WORKOVER 9 1.2.1. Operaciones de Workover 9 1.2.2. Fluidos de completacin y workover 10 1.3. BARRERAS PRINCIPALES Y SEGURIDAD 11 1.3.1. Barreras hidrulicas y mecnicas 11 1.3.2. Barreras temporales y permanentes 12 1.3.3. Barreras en diferentes situaciones operativas 14 2. EQUIPO 15 2.1. BRIDAS DEL CABEZAL 2.1.1. Tubing spool 16 2.1.2. Tubing hanger 17 2.2. ARBOL DE NAVIDAD 19 2.2.1. Componentes 20 2.2.2. Reemplazo del Arbol de Navidad 21 2.2.3. Chequeos y pruebas 22 2.3. VALVULAS Y ACTUADORES 24 2.3.1. Expanding gate seal valve 25 2.3.2. Valvula de sello flotante 27 2.3.3. Actuadores 30 2.3.4. ESD Control de la Unidad ESD 31 2.4. TUBING 32 2.5. PACKER 34 2.5.1. Componentes 35 2.5.2. Tipologia 35 2.5.3. Sentado y pruebas 37 2.5.4. Recuperacin del packer 38 2.5.5. Fijado accidental del packer 38 2.5.6. Esfuerzos sobre el packer 40 2.6. VALVULAS DE SEGURIDAD 42 2.6.1. Sub-surface controlled safety valves (SSCSV) controlados en el pozo 43 2.6.2. Surface controlled sub-surface safety valves (SCSSV) 45 2.7. DISPOSITIVOS DE CIRCULACION/COMUNICACION 48 2.7.1. Vlvula de circulacin 49 2.7.2. Niple perforado 49 2.8. LANDING NIPPLES 50 2.8.1. Tipologia 50 3. 2.9. SIDE POCKET MANDRELS 51 2.10.PREVENTORES DE BLOW OUT (BOP) 52 2.10.1. Configuracin y caractersticas 52 2.10.2. Test 53 2.11.TOP DRIVE 54 2.11.1. Procedimiento en caso de kick 54 3. PROCEDIMIENTOS DE TRABAJO EN CONDICIONES SEGURAS 55 3.1. INFORMACIN SOBRE EL POZO 55 3.1.1. Datos del pozo 55 3.1.2. Situacin del pozo 58 3.1.3. Operaciones y controles preliminares 58 3.2. PROCEDIMIENTOS PARA MATAR EL POZO 59 3.2.1. Procedimiento de operacin 59 3.2.2. Circulacin 60 3.2.3. Bullheading 62 3.2.4. Lubricar y desfogar (Lubricate and bleed) 67 3.3. EXPULSIN DEL COLCHN BAJO EL PACKER 69 3.3.1. Circulacin inversa 69 3.3.2. Circulacin directa 70 3.4. SACADO DE CAERIA DEL POZO 71 3.4.1. Completacin simple (single) 71 3.4.2. Completacin dual 72 3.5. ABANDONO DEL POZO 73 3.5.1. Abandono temporal 73 3.5.2. Abbandono definitivo 74 3.5.3. Anular presurizado 75 4. PROCEDIMIENTO DE WELL CONTROL EN CASO DE UN KICK 77 4.1. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DEL POZO 77 4.1.1. Kick durante las operaciones de workover 77 4.1.2. Procedimiento de Cierre Duro y Cierre Suave 78 4.1.3. Durante las operaciones de completacin 79 4.2. METODOS DE WELL CONTROL 80 4.2.1. Mtodo del Perforador 80 4.2.2. Mtodo Espera y Pesa (Wait and weight) 85 4.2.3. Mtodo Volumtrico 87 4.2.4. Lubrication y Descarga 89 4.3. COMPLICACIONES OPERATIVAS 91 4.3.1. Prdida total de circulacin 91 4.3.2. Washout (lavado) durante la circulacin 92 4.3.3. Presiones atrapadas 93 4.3.4. Hidrgeno sulfurado 94 4. 5 5. ACTIVIDADES PARA TRABAJAR EN UN POZO PRESURIZADO 97 5.1. WIRELINE 97 5.1.1. Componentes 97 5.1.2. Procedimiento Operativo 98 5.2. COILED TUBING 99 5.2.1. Componentes 99 5.2.2. Matar el pozo con coiled tubing 101 5.2.3. Emergencias 101 APENDICE 103 I. PRESIONES FUNDAMENTALES 105 II. CARACTERISTICAS Y COMPORTAMIENTO DEL GAS 109 III. DEFINICIONES 113 5. 1 - Introduccion EniCorporate University 7 1. INTRODUCCION 1.1. COMPLETACIN DE POZOS Al final de la fase de la perforacin el pozo generalmente queda con el casing, cementado externamente, taponado en el fondo y lleno con un fluido (lodo) cuya densidad es igual a la densidad usada en la ltima seccin del pozo. La siguiente fase, llamada "completacin", consiste en preparar el pozo para producir hidrocarburos en forma contnua, segura y controlable (produccin). En esta fase, un equipamiento especial ser bajado al pozo y en particular: un packer para aislar la zona de produccin y para proteger el casing; un tubing para enviar el hidrocarburo a superficie un colgador (hanger) para enganchar y soportar el tubing vlvula de seguridad, vlvula de circulacin etc. Para alcanzar la fase de produccin, adicionalmente, ser necessario balear el casing de acuerdo a los niveles productivos y reemplazar el BOP con un rbol de produccin (Christmas tree). Durante la fase de perforacin, se debe garantizar la seguridad del pozo con una serie de barreras cuya funcin es la de prevenir las prdidas incontrolables de hidrocarburos: una barrera hidrulica creada por el lodo de perforacin diferentes barreras mecnicas compuesta de varios casings y el BOP instalado sobre la cabeza del pozo. Una vez que se completa la perforacin, la zona de produccin es protegida con tubing para tener la produccin de hidrocarburos del pozo bajo condiciones seguras. Durante la fase de completacin, las barreras "temporales" usadas durante la perforacin, sern reemplazadas por una serie de barreras finales las cuales quedarn en el pozo durante toda la vida productiva del pozo. PRODUCCION Arbol de produccin Baleo del casing 6. WELL CONTROL EN ACTIVIDADES DE WORKOVER Eni Corporate Univeresity8 1.1.1. Equipo de completacin Xmas Tree: controla el flujo y esta compuesto de una serie de vlvulas (manual o actuante) que funciona como elemento de seguridad. En ausencia del Xmas tree, la seguridad es garantizada por los BOPs. Tubing Hanger: soporta el tubing y provee continuidad, tanto hidrulica como mecnica. Externamente, te asegura un sellado hidrulico del anular, mientras que internamente puede alojar el BPV (Back Pressure Valve) o un tapn especial/check valve. Tubing: provee una conexin mecnica e hidrulica entre el packer y el tubing hanger y transporta el fluido de produccin a superficie. Sus caractersticas mecnicas deben garantizar su resistencia al ambiente en el que trabaja (presin y corrosin) y su aplicabilidad a las caractersticas del proyecto de completacin (dimetros externos e internos, espesor, tipo de acero, etc.). Sus hilos deben desarrollar un sello hidrulico correcto. Packer: asegura el anclaje del tubing, as como el aislamiento y proteccin del anular de los fluidos de formacin. Est equipado con cuas para el sellado mecnico en el casing y con jebes o caucho para el sellado hidrulico. Los packers pueden ser permanentes o recuperables, sentados mecnica o hidrulicamente. Landing Nipples: alojan los dispositivos de seguridad o de control de flujo, los cuales esteran anclados internamente (sellado mecnico) a un perfil especial donde se sellaran hidrulicamente. Safety valves: su funcin es detener el flujo de el pozo en casos de emergencia. Existen dos tipos de vlvulas de seguridad (safety valves): - Controlado desde la superficie (SCSSV: Surface controlled sub-surface safety valves): mediante presiones a travs de una lnea de control (control line); pueden ser del tipo recuperable por tubing o recuperable por wireline; - Controlado en el pozo (SSCSV: Sub-surface controlled safety valves): estos operan directamente por la condicin del pozo (caudal o presin); solo son recuperables por wireline. Vlvulas de circulacin (SSD: Sliding Side Door);estas permiten la circulacin entre el tubing con el anular y son operadas por wireline. No son elementos de seguridad. 7. 1 - Introduccion EniCorporate University 9 1.1.2. Tipos de completacin Dependiendo del nmero de sartas en el pozo, la completacin puede ser: simple: el nivel o niveles son puestos en produccin a travs de una sola sarta; doble: dos niveles son puestos en produccin, cada nivel con sarta propia; selectiva: varios niveles son puestos en produccin a travs de la misma sarta. La selectividad se lleva a cabo mediante operaciones de wireline. Note 1. Generalmente se viene nombrando como completacin "inteligente", a la selectividad realizada desde superficie con lneas hidrulicas o elctricas. 2. Salvo casos excepcionales, no hay pozos con mas de dos sartas de tubing en el pozo, lo cual significa que solo 2 niveles pueden producirse al mismo tiempo. Con la ltima tecnologa y tcnicas operativas es posible seleccionar a mas de 10 niveles con 10 - 15 packers en el pozo. 1.2. ACTIVIDADES DE WORKOVER 1.2.1. Operaciones de Workover Despus de la completacin inicial, cualquier operacin llevada a cabo en el pozo, sea usando un equipo de perforacin u otro equipo, es llamado "workover". Con un trabajo de workover es posible: a. Intervenir sobre la formacin para realizar: - un cambio de nivel, aislamiento de nivel para eliminar el influjo de agua o de gas (water shut off - excesivo GOR) - limpieza, trabajos de cido y fracturamiento, squeeze de cemento o casing patch (resane de casing) - recompletacin con gravel pack - otros b. Intervenir sobre el pozo para realizar: - limpieza del fondo o limpieza/lavado del tubing - remplazo del packer o del tubing - remplazo del SCSSV (valvula contolada desde superficie) - otros. Completacin selectiva doble 8. WELL CONTROL EN ACTIVIDADES DE WORKOVER Eni Corporate Univeresity10 1.2.2. Fluidos de completacin y workover Los fluidos usados durante las operaciones de completacin y workover pueden ser de dos tipos: fluidos de completacin y fluidos de packer. Fluidos de completacin El fluido de completacin es normalmente usado para matar el pozo y tambien se usa durante todas las operaciones de workover y completacin. Su densidad debe ser suficiente para balancear la presin de formacin. El fluido de completacin se mantiene trabajando como una barrera de tal forma que su densidad adecuada controla a la presin de formacin. Nota: Cuando la operacin lo requiera, el fluido de completacin tambin debe estar en la capacidad de transportar slidos. Si son del tipo "sin slidos libres" se debe acondicionar de tal forma que se evite la precipitacin de slidos. Si es del tipo "lodo base aceite" se debe acondicionar al mximo las caractersticas reolgicas para garantizar su estabilidad. Una vez que el packer ha sido sentado, el fluido en el anular viene a ser una barrera indirecta - pasiva. De hecho, como hay aislamiento en el packer, su densidad no puede mantenerse en caso de un liqueo en el tubing o en el packer mismo. Los fluidos de completacin deben garantizar el mantenimiento del balance hidrosttico en el fondo del pozo (control primario), por lo tanto su densidad (peso) deber contener el ingreso de los fluidos de formacin. Durante las operaciones, una presin (Overbalance o Trip Margin) se aade a la hidrosttica para compensar las variaciones de presin causadas por los viajes. En tales condiciones la presin hidrosttica puede ser calculada como sigue: PH = PF + TM donde TM = Trip Margin En cada caso, la densidad del fluido de completacin admisible en un pozo puede variar entre un valor mnimo, equivalente al gradiente normal de formacin (GF), hasta un valor mximo (GFR) correspondiente a la densidad del fluido de fractura. P R O F U N D I D A D KICK FRACTURA PRESION Densidad equivalente del fluido admisible GF Gradiente de formacin Valor mnimo de presin hidrosttica en el pozo PH = PF Valor mximo de presin hidrosttica en el pozo. PH = PFR GFR Gradiente de fractura 9. 1 - Introduccion EniCorporate University 11 Packer fluid El packer fluid es el fluido encima del packer en la zona del anular, despus de que el packer ha sido sentado. Puede ser el mismo fluido de completacin o cualquier otro fluido desplazado al anular encima del packer superior al trmino de la completacin. El packer fluid puede tambien ser del tipo "fludo para no matar el pozo" y consecuentemente tiene una densidad demasiado baja como para permitir controlar el pozo. Nota El packer fluid debe ser estable en el tiempo y a la temperatura del pozo, para prevenir la sedimentacin de los slidos. Tambin, se le debe adicionar un anticorrosivo. El fluid packer no es una barrera porque: - est aislado del packer - las propiedades reolgicas y la posibilidad de circular no pueden ser garantizados por largo tiempo. Nota En caso de liqueo en el tubing, la presin en el tubing podra ser mayor que la presin hidrosttica del anular en el punto de liqueo (cual sea la densidad del fluid packer). La presin acumulada en el anular podra amenazar la integridad del casing. 1.3. BARRERAS PRINCIPALES Y SEGURIDAD 1.3.1. Barreras hidrulicas y mecnicas Dependiendo de su condicin, un pozo puede ser controlado por una barrera hidrulica o mecnica, o por ambos. Podemos hablar de condiciones seguras cuando al menos dos barreras estn activas. Durante las operaciones de completacin y workover, cuando los packers todava no se han sentado, tanto la barrera mecnica como la hidrulica estn activas: - barrera hidrulica: compuesta por fluido de completacin; y permanece activa mientras la densidad sea la adecuada; - barrera mecnica: compuesta de los BOPs. Nota El casing de produccin es una barrera importante y adicional en el pozo, la cual: - debe estar dimensionada para un valor de presin de reventazn, tal que resista las condiciones del pozo; - deben tener hilos que garanticen el sellado hidrulico. PACKERS NO FIJADO Barrera hidrulica Barrera mecnica 10. WELL CONTROL EN ACTIVIDADES DE WORKOVER Eni Corporate Univeresity12 Durante la produccin, una vez que el packer ha sido instalado, la barrera hidrulica desaparece dado que el packer fluid: - puede ser del tipo "fluido para no matar al pozo"; - puede intervenir slo despus de abrir una comunicacin (vlvula de circulacin o perforados) entre el tubing y el anular y despus de una circulacin de acondicionamiento. En fase de produccin estn por lo tanto activas slo las barreras mecnicas: vlvula de seguridad comandada desde el pozo (SSCSV); interviene solo si en el pozo se crea una situacin tal que provoque su activacin (variacin de presin y caudal); vlvula de seguridad comandada desde la superficie (SCSSV); controlada por el sistema de cierre de emergencia (ESD Emergency Shut Down) instalado en superficie, puede activarse en cualquier momento y no afecta las condiciones del pozo; vlvulas del Xmas tree; si son automticas (segunda master valve y vlvula lateral) pueden ser activadas por el sistema de emergencia (ESD) o cerradas manualmente; packer y tubing para el aislamiento y la proteccin del casing. Nota Algun dispositivo mecnico puede ser considerado como "barrera" solo si es posible testearlo (las normas API recomienda tests periodicos). 1.3.2. Barreras temporales y permanentes En un pozo completado, las barreras mecnicas pueden ser temporales o permanentes. Barreras temporales; son equellas instaladas y/o removdas por medio de las operaciones de wireline o mediante el empleo de herramientas particulares (extractor). Ellas permiten: el cierre completo del pozo por medio de un positive plug situado en un asiento especial (niple previsto en la completacin) o por medio de una vlvula check dual / tapn preventor insertado en el tbg hanger; el cierre del flow line por medio de un tapn de circulacin por wireline / de una vlvula check o de una vlvula back pressure valve en el tubing hanger; el cierre automtico en caso de condiciones particulares del pozo (liqueos violentos, roturas) con vlvulas de velocidad o ambientales (SSCSV)...</p>