Well Control - Drilling & Workover

Módulo 1

¿Por qué es importante el control del pozo?

Módulo 2 | Conceptos fundamentales

2.1. Sedimentación
2.2. Porosidad y permeabilidad
2.3. Sobrecarga
2.4. Presión
2.5. Presión de formación
2.6. Presión de fractura
2.7. Presión hidrostática
2.8. Gradiente de presión hidrostática
2.9. Profundidad vertical verdadera y profundidad medida
2.10. Densidad de fluido equivalente
2.11. Principio de vasos comunicantes o tubo en “U”
2.12. Presión de circulación y pérdidas de presión por fricción
2.13. Presión a tasa lenta de circulación
2.14. Densidad equivalente de circulación
2.15. Presión en el fondo del pozo, presión de suabeo y presión de surgencia
2.16. Margen de viaje
2.17. Prueba de fuga y prueba de integridad del revestimiento
2.18. Prueba de integridad de la formación
2.19. El factor humano

Módulo 3 | Cálculos básicos para el control del pozo

3.1. Volumen, capacidad, desplazamiento
3.2. Desplazamiento de la bomba triplex
3.3. Ley de los gases
3.4. Máxima presión admisible en superficie por el espacio anular
3.5. Adición de barita para aumentar la densidad del fluido
3.6. Adición de agua fresca para disminuir la densidad del fluido

Módulo 4 | Fluidos, control primario del pozo

4.1. Fluidos de perforación
4.1.1. Proveer presión hidrostática en el pozo
4.1.2. Soporte de las paredes del pozo, revoque (torta, enjarre, cake)
4.1.3. Transportar los cortes perforados hacia la superficie.
4.1.4. Mantener los cortes en suspensión cuando se detiene la circulación.
4.1.5. Flotabilidad de la sarta de perforación y de revestimiento.
4.1.6. Lubricar y enfriar la sarta de perforación.
4.1.7. Generar energía hidráulica para la broca.
4.1.8. Medio adecuado para correr registros eléctricos (perfilaje del pozo)
4.1.9. Medio para prevenir corrosión.
4.1.10. Medio para transmisión y recepción de datos para motores y herramientas en el fondo.
4.1.11. Medio para tener información del pozo.
4.2. Propiedades químicas y físicas del lodo de perforación
4.2.1. Densidad
4.2.2. Temperatura
4.2.3. Viscosidad y punto de cedencia (Yield Point)
4.2.4. Resistencia al gel (Gel Strength)
4.2.5. Prueba de filtrado
4.2.6. Cloruros
4.2.7. Prueba azul de metileno
4.2.8. pH
4.3. Fluido base aceite y la solubilidad del gas
4.4. Fluidos de completamiento y reparación de pozos
4.5. Fluidos empacadores
4.6. Píldoras y tapones
4.7. Fluidos de cementación

Módulo 5 | Influjos

5.1. Causa de los influjos
5.1.1. Formaciones con presiones anormales
5.1.2. Insuficiente densidad del fluido de perforación, completamiento o reacondicionamiento
5.1.3. Pérdida de circulación
5.1.4. Insuficiente llenado del pozo durante los viajes
5.1.5. Presiones de suabeo o de surgencia
5.1.6. Falla en los procesos de cementación
5.1.7. Trabajando una pega de tubería
5.1.8. Falla en equipos o en procedimientos en superficie
5.2. Señales o indicadores de que un influjo ha entrado al pozo
5.2.1. Aumento en la tasa de retorno de flujo
5.2.2. Incremento en el volumen en los tanques
5.2.3. Aumento en la tasa de penetración
5.2.4. Rastros de petróleo o aumento del gas durante las circulaciones
5.2.5. Cambios de la presión de circulación
5.2.6. Flujo del pozo con las bombas apagadas
5.2.7. Cambios en el peso de la sarta de trabajo
5.2.8. Disminución de la densidad del fluido de trabajo
5.2.9. Incremento en los cloruros del lodo
5.3. Influjos durante la corrida de registros eléctricos
5.4. Hinchamiento de lutitas (ballooning)
5.5. Cierre del pozo para conjuntos de preventores de superficie
5.5.1. Cierre del pozo durante la perforación
5.5.2. Cierre del pozo durante los viajes de tubería
5.6. Roles y responsabilidades del personal durante un cierre y control de pozo
5.7. Tolerancia a los influjos (Kick Tolerance)
5.8. Presiones de cierre en superficie luego de la presencia de un influjo
5.9. Influjos generados intencionalmente

Módulo 6 | Cálculos avanzados para el control del pozo

6.1. Información recopilada con anticipación
6.2. Selección del margen de seguridad
6.3. Tiempo de reacción o de retraso
6.4. Procedimiento para iniciar a bombear y circular el influjo
6.5. Control de pozo en pozos horizontales o con alto ángulo de desviación

Módulo 7 | Métodos de control de pozo y manejo de influjos

7.1. Métodos principales de control de pozo
7.1.1. Método de esperar y densificar (Método del Ingeniero)
7.1.2. Método del perforador
7.1.3. Método concurrente
7.2. Manejo de influjos
7.2.1. Migración de influjos de gas
7.2.2. Método de inyección y drenaje
7.2.3. Método de stripping
7.2.4. Método de circulación inversa
7.2.5. Método de inyección sin drenar o método de bullheading
7.3. Otros aspectos
7.3.1. Perforación con pérdidas de circulación
7.3.2. Perforación sin retorno
7.3.3. Perforación bajo balance
7.3.4. Control del pozo con tubería flexible
7.3.5. Control del pozo en pozos con diámetro reducido
7.3.6. Otros métodos de control de pozo

Módulo 8 | Inconvenientes para el control del pozo

8.1. Presiones de cierre muy altas o muy bajas
8.2. Presión a tasa lenta de circulación (SCRP) desconocida
8.3. Válvula de contrapresión o válvula flotadora instalada en la sarta de trabajo
8.4. Falla de la bomba de circulación
8.5. Problemas con las boquillas de la broca
8.6. Bloqueo en el espacio anular.
8.7. Problemas con el choque
8.8. Hueco en la sarta de trabajo
8.9. Pérdidas parciales de circulación
8.10. Pérdidas totales de circulación
8.11. Sulfuro de hidrógeno
8.12. Falla en el conjunto de BOP
8.13. Falla en los manómetros
8.14. Hidratos

Módulo 9 | Equipos de control de pozo

9.1. Cabezal y revestimiento del pozo
9.1.1. Máxima presión anticipada en superficie
9.1.2. Cabezal del pozo
9.2. Carretes de trabajo
9.3. Preventores tipo ariete
9.3.1. T3® Energy Services
9.3.2. Hydril (una compañía de General Electric Oil & Gas - GE Oil & Gas)
9.3.3. Shaffer® (una compañía de National Oilwell Varco® - NOV)
9.3.4. Cameron International Corporation
9.3.5. Ensamblaje del ariete
9.3.6. Relación de cierre
9.4. Preventores anulares
9.4.1. T3® Energy Services
9.4.2. Hydril (una compañía de General Electric Oil & Gas - GE Oil & Gas)
9.4.3. Shaffer® (una compañía de National Oilwell Varco® - NOV)
9.4.4. Cameron International Corporation
9.5. Desviadores
9.6. Cabeza rotatoria
9.7. Configuraciones del conjunto de preventores de reventones
9.7.1. Tapón de prueba
9.8. Sistema de control del BOP
9.8.1. Partes del sistema de control del conjunto de BOP (acumulador)
9.8.2. Tipo de botellas acumuladoras
9.8.3. Volumen útil del sistema de control
9.8.4. Consola de control remoto del conjunto de BOP
9.8.5. Líneas hidráulicas del sistema de control
9.8.6. Tiempo de respuesta del sistema de control para el conjunto de BOP
9.8.7. Tiempo de respuesta del acumulador para el sistema desviador
9.9. Línea del choque y línea de matar
9.10. Bridas y anillos metálicos
9.11. Múltiple del choque
9.11.1. Estación de control del choque
9.11.2. Línea de alivio o línea de “pánico”
9.11.3. Choque o estrangulador
9.11.4. Válvulas de compuerta de total apertura
9.12. Separador líquido-gas (lodo-gas)
9.13. Desgasificador (degasser)
9.14. Válvulas de seguridad de la sarta de trabajo
9.14.1. Válvula superior de la kelly
9.14.2. Válvula inferior de la kelly
9.14.3. Válvula de seguridad
9.14.4. Válvula interna de prevención de reventones
9.14.5. Válvula flotadora
9.15. Bombas de circulación
9.16. Múltiple del tubo vertical
9.17. Sensor de retorno de fluido
9.18. Sistema de tanques de lodo
9.19. Tanque de viaje
9.20. Detectores de gas
9.21. Manómetros
9.22. Sistema de seguimiento de parámetros de perforación
9.23. Los preventores para las operaciones cable de acero
9.24. Pruebas de presión y de funcionamiento del conjunto de BOP

Módulo 10 | Completamiento y reacondicionamiento

10.1. Intervención al pozo
10.2. Control del pozo para ser intervenido
10.3. Principales razones para realizar operaciones de reacondicionamiento
10.3.1. Nuevos completamientos en un nuevo horizonte productor
10.3.2. Completamiento múltiple
10.3.3. Problemas mecánicos
10.3.4. Producción de gas o agua
10.3.5. Estimulación para incrementar la producción
10.4. Principales operaciones de reacondicionamiento
10.4.1. Cañoneo
10.4.2. Trabajos de fracturamiento
10.4.3. Cementación forzada
10.4.4. Acidificación
10.4.5. Control de producción de arena
10.4.6. Taponar y abandonar
10.4.7. Profundización y desviaciones del pozo
10.5. Herramientas de completamiento y reacondicionamiento
10.5.1. Tubería de revestimiento
10.5.2. Árbol de producción
10.5.3. Colgador de la tubería de producción
10.5.4. Tubería de producción
10.5.5. Válvula de contrapresión
10.5.6. Válvula de seguridad de subsuelo controlada en superficie
10.5.7. Empaques
10.5.8. Tapón puente
10.5.9. Junta de sacrificio o desgaste
10.5.10. Junta de seguridad
10.5.11. Camisa corrediza
10.5.12. Niple
10.5.13. Mandril
10.5.14. Canasta para chatarra
10.5.15. Raspadores de revestimiento
10.5.16. Reparador de revestimiento
10.5.17. Centralizador
10.6. Operaciones simultáneas