Propósito general

El curso está orientado a jefes de operaciones, supervisores de campo, company man, jefes de equipo, encargados de turno, maquinistas, enganchadores, personal de supervisión y operación de compañías de servicio, supervisores de seguridad, medio ambiente y todas aquellas personas que estén involucradas con los trabajos realizados en pozos petroleros. La finalidad del curso es que el participante adquiera los conocimientos exigibles por normativas internacionales sobre la teoría de control de pozos para que puedan controlar los mismos en cualquier situación de descontrol de pozo que se pudiera presentar.

Competencias a desarrollar

Luego del curso los participantes estarán en capacidad de conocer los diferentes métodos de Control de Pozo y asumir la conducción de la operación del control de la operación. Además podrá describir los equipos y procedimientos de cierre.

Estrategias

Durante el curso se usarán materiales de investigación desarrollados con presentaciones interactivas y módulos basados en materiales de variadas fuentes, así como documentales y análisis de hechos reales.

Contenido del curso

MÓDULO I: Conceptos básicos de well control

Presiones

• Presión de fluido
• Factor de conversión
• Gradiente de presión
• Profundidades (TVD y MD)
• Presión hidrostática
• Presión manométrica y atmosférica
• Tubo en U
• Problema 1
• Problema 2
• Porosidad y permeabilidad
• Presión de formación y de fractura
• Pruebas de integridad de formación
• Leak off test
• Prueba de integridad de presión
• Densidad de lodo equivalente
• Pérdida de presión y presión de circulación
• Presión de compresión (SURGE) y de pistoneo (SWAB)
• Márgenes de maniobra y seguridad
• Presión de fondo de pozo
• Pozo estático
• Circulación normal
• Circulación BOP rotativa
• Circulación de una surgencia al exterior del pozo
• Presión diferencial
  • Sobre balance
  • Sub balanceada
  • Bajo balance

Surgencias

• Definición
• Predicción de presiones de formación
• Información geológica
• Información sísmica
• Información histórica
• Indicadores de presión durante la perforación
• Velocidad de penetración
• Forma y tamaño de los recortes
• Torque y arrastre
• Derrumbe
• Aumento del contenido de gas
• Gas de fondo
• Gas de conexión o de maniobra
• Gas en formación presurizada
• Variantes en el exponente ¨dc¨ normal
• Registros MWD y LWD
• Densidad de la arcilla (lutita)
• Temperatura de salida
• Contenido de cloruro
• Instrumentos de perfilaje para medir presión
• Causas de las surgencias
• Densidad insuficiente de lodo
• Llenado deficiente del pozo
• Problema 1
• Problema 2
• Problema 3
• Problema 4
• Suabeo/compresión
• Pérdida de circulación
• Obstrucciones en el pozo
• Aumento en la presión de formación
• Fallas
• Estructuras anticlinales
• Domos salinos
• Macizos de arcilla
• Zonas sobre presurizadas
• Zonas agotadas
• Problemas con el equipamiento

Detección de surgencias

• Cuando ocurren las surgencias
• Señales de advertencia
  • Aumento en el caudal de retorno
  • Incremento de volumen en los tanques
  • Rastros de gas/petróleo durante la circulación
  • Disminución en la presión de bombeo/aumento en el caudal de bombeo
  • Pozo fluyendo con bomba parada
  • Llenado deficiente durante la sacada de tubería del pozo
  • Se saca la tubería llena
  • Variaciones en el peso de la sarta
  • El pozo no devuelve el desplazamiento correcto en la bajada de tubería
  • Cambio en la velocidad de penetración
• Surgencias con la tubería fuera del pozo
• Surgencias durante el perfilaje
• Revestimiento del pozo
• Influjo durante la cementación

Módulo II  Teoría de surgencias

Prevención de surgencias mediante la planificación

• Metodología y ecuaciones
• Prevención de problemas de arremetidas mediante la estimación del gradiente de salinidad de formación
• Curva de salinidad a partir de agua aparente
• Curva de salinidad a partir de Picket
• Prevención de problemas de arremetidas y pega de tubería mediante la estimación de la dureza de la formación

Efectos y comportamiento de las surgencias

• Reventón (blowout)
• Determinación de la naturaleza del influjo
• Surgencias (influjos, arremetidas) líquidas
• Surgencias de petróleo y agua
• Gas en boca de pozo
• Ley general de los gases
• Expansión de gas
• Sin expansión
• Expansión descontrolada
• Migración de gas
• Problema 1
• Problema 2
• Presión máxima de surgencia estimada en superficie
• Efectos de la posición de la surgencia
• Presiones de surgencia
• Surgencias múltiples
• Surgencias de gas con fluido base petróleo
• Cortes de gas
• Comportamiento y solubilidad del gas

Procedimientos

• Introducción
• Cierre de pozo
• Procedimientos de verificación de flujo
• Cierre con tubería en el fondo del pozo
  • Cierre blando
  • Cierre modificado
  • Cierre duro
• Verificación de flujo durante la bajada de tubería
•  Cierre del pozo al bajar o sacar la tubería
  • Cierre blando
  • Cierre modificado
  • Cierre duro
• Modificación a los procedimientos de cierre
  • Cierre durante la bajada con rotor de superficie (top drive)
• Procedimientos de espaciamiento y suspensión
• Conjunto de preventores submarinos (BOP)
• Cierre sobre drill collars
• Cierre durante la bajada de casing
• Cierre sobre cable de perfilaje
• Surgencias cuando se ha retirado la tubería fuera del pozo
• Surgencia de gas
• Procedimientos de derivación durante la perforación
• Señales de advertencia de surgencia de gas superficial
• Procedimiento de derivación durante los viajes de tubería
• Procedimientos con cabezal rotatorio
• Responsabilidades
  • Perforador
  • Jefe de pozo/ supervisor de equipo
  • Company man
  • Ingeniero de operaciones maritimas
  • Encuellador (enganchador/chango)/ ayudante del perforador
  • Personal boca de pozo
  • Electricista/ mecánico
  • Encargado/ ingeniero de lodo
  • Ayudantes
  • Encargado de motores
  • Cementador
  • Ingeniero de operaciones submarinas (operaciones de unidades flotantes)
  • Personal de servicio
• Procedimiento de prueba del acumulador BOP
• Requerimiento de capacidad de cierre de la unidad de bombeo del acumulador
• Prueba de capacidad de cierre del acumulador
• Inspección y prueba de los BOPs
• Preventores tipo RAM y carretes de circulación
• Anulares y diverter
• Prueba del árbol de producción
• Planificación y simulacros

Módulo III Principios básicos de control de sólidos

Generalidades

• Introducción
• Métodos de circulación manteniendo presión de fondo constante
• Información pre- registrada
• Caudal y presiones de control
• Presión de cierre de tubería
• Presión de cierre en el revestidor (casing)
• Densidad de lodo de control
• Problema 1
• Gráfico de disminución de presión
• Tabla de presión
• Consideraciones de presión anular
• Procedimiento de puesta en línea de la bomba
• Tiempo de retraso
• Estroques (emboladas) de superficie a la mecha
• Capacidades anulares, volúmenes y estroques (emboladas)
• Ejemplo 1
• Ejemplo 2
• Requerimiento de barita (baritina)

 Métodos de control de pozos

• Introducción
• Documentación de control de pozo
• Técnicas de circulación
• Respuesta del estrangulador (choke)
• Tiempo de retraso/tránsito
• Inicio de bombeo
• Método del perforador
• Ejemplo
• Inicio de circulación
• Primera circulación
• Ajuste de la presión
• Influjo de la superficie
• Influjo circulado fuera del pozo
• Segunda circulación
• Resumen del método del perforador
• Método de esperar y densificar
• Poner la bomba en línea
• Programa de presión
• Surgencia en la superficie
• Continuar la circulación
• volver a cerrar el pozo
• Resumen del método espere y densifique
• Método concurrente
• Ejemplo
• Planilla de presión método concurrente
• Ventajas del método concurrente
• Consideraciones pozos desviados/horizontales
• Presiones de pozos verticales versus pozos de ángulo pronunciado
• Cálculos necesarios
• Perforación bajo balance (UBD)/ Producir mientras se perfora (PWD)
• Perforar sin retorno
• Separador de gas/lodo inadecuado
• Fuga en cabeza rotatoria
• Perforar a través del preventor anular
• Sacando herramienta
• Conexiones de tubería
• Técnicas de inyección
• Equipos para perforar bajo balance
• cabezal rotatorio y de control
• Tipo kelly
• Gomas de empaque
• Pruebas de presión
• Doble anular
• Modificaciones en la planilla de presión
• Método volumétrico de control de pozo
• Consideraciones de tubería flexible
• Sarta en el fondo sin válvula de contrapresión
• Sarta fuera del pozo o tapada
• Ejemplo método volumétrico
• Deslizamiento/movimiento y consideraciones volumétricas
• Posición del influjo
• Presión equivalente de fluido en el pozo
• Selección de márgenes de seguridad y trabajo
• Inyección y purga
• Deslizamiento con tubulares de menor dimensión
• Ejemplo
• Influjo con tubería fuera del pozo
• Deslizamiento stripping
• Deslizamiento con preventor anular
• Antes de usar preventores anulares
• Deslizar fuera del pozo con preventor anular
• Deslizamiento al pozo con ariete de tubería (PIPE RAM)
• Deslizar afuera del pozo con ariete de tubería (PIPE RAM)
• Técnicas concéntricas
• Inyección de fluido sin retorno (BULLHEADING)
• Ventajas de perforar con una capa de lodo (MUD CAP DRILLING)
• Desventajas de perforar con una capa de lodo (MUD CAP DRILLING)
• Circulación inversa
  • Ventajas
  • Desventajas
• Control de pozo en perforación con aire
• Terminación múltiple y consideraciones multilaterales
• Consideraciones con pozos de diámetro reducido
• Detección del influjo
• Equipos de detección
• Paquetes de sensores/ unidades de análisis de datos
• Comunicaciones
• Otras técnicas de control

Complicaciones

• Introducción
• Presiones de cierre
• Válvula de contrapresión, flotadora o retención
• Excesiva presión en revestidor
• No se dispone de presión de control o no es confiable
• Fallas en la bomba y cambio de bomba
• Bloqueo en la sarta
• Hueco en la tubería o sarta de perforación
• Tubería muy dañada o corroída para sacar el pozo
• Fallas en el manómetro
• Problemas con el estrangulador y corriente abajo
• Bloqueo/ colapso en anular
• Cambios en los tanques
• Daños o fallas en el revestidor
• Pérdida parcial de circulación
• Pérdida severa de circulación/ descontrol subterráneo
• Tapones de cemento
• Fallas en BOP
• Presiones entre revestidores
• Embudo o tolva tapada
• Obstrucciones en la tubería
• Tubería pegada
• Determinación del punto libre
• Pesca
• Herramientas de pesca
• Fresar
• Congelar
• Taladrar una tubería bajo presión (HOT TAPPING)
• Problemas mecánicos y de pozo

Módulo IV Fluidos de perforación y equipamiento

Generalidades

• Funciones del fluido de perforación
• Suspensión de recortes
• Control de presión anular
• Lubricación y enfriamiento
• Soporte de las paredes del pozo
• Flotación de la columna de perforación (tubería) y revestidor
• Provisión de energía hidráulica (hidráulica en la mecha)
• Un medio adecuado para el perfilaje
• Efectos colaterales
• Daños a la formación
• Corrosión de la tubería y del casing
• Disminución de la velocidad de avance (ROP)
• Problemas de circulación compresión y suabeo
• Pérdida de circulación
• Pega de tubería
• Erosión de la pared del pozo
• Asentamiento de recortes en los tanques
• Desgaste de la bomba
• Contaminación ambiental y del cemento
• Análisis de los fluidos de perforación, en el campo
• Densidad
• Propiedades reológicas
• Ensayo de filtrado de baja presión
• Prueba de cloruros
• Temperatura
• Completación y reparación de pozos
• Características necesarias de los fluidos de completación y reparación
• Problemas de contaminación
• Función y propósito
• Transporte de materiales
• Suspensión de materiales cuando se detiene la circulación
• Control de presión
• Enfriamiento y lubricación
• Provisión de energía hidráulica
• Brindar un medio adecuado para las herramientas de cable, registros eléctricos y cañoneo (punzeo, baleo)
• Permitir la introducción del equipamiento al pozo en tiempo razonable y seguro
• No dañar el equipamiento del pozo
• No afectar al personal ni al medio ambiente
• Tipos comunes de fluido
• Densidad de salmueras
• Cristalización
• Fluidos base agua o convencionales
• Fluido de empaque
• Colchones y tapones
• Seguridad general para los fluidos

Equipamiento de superficie

• Conjunto de preventor de surgencias BOP
• La organización del conjunto BOP
• Equipamiento 2
• Los preventores anulare
• Preventores anulares de propósito especial
• Sistemas derivadores (diverter)
• Cabezal rotatorio/ RBOP
• Esclusas (ariete; ram)
• Esclusas (ariete; ram) de tubería
• Esclusas (ariete; ram) ciega
• Esclusas (ariete; ram) de corte
• Esclusas (ariete; ram) ciegas/de corte
• Esclusas (ariete; ram) de diámetro variable
• Sistema de trabajo hidráulico de ariete
• Elementos empaquetadores (Packer)
• Carretes de perforación/ espaciadores
• Mantenimiento preventivo
• Instalación del conjunto de BOP
• Bridas y anillos (aros)
• Empaquetaduras anulares comunes
  • Empaquetador anular API tipo R
  • Empaquetador anular API tipo Rx energizada a presión
  • Empaquetador anular API tipo cara a cara tipo Rx energizada a presión
  • Ranura anular cameron cara a cara tipo Rx energizada a presión
  • Empaquetador anular API tipo Bx energizada a presión
  • Empaquetador anular cameron tipo Ax y vetco tipo Vx energizada a presión
  • Empaquetador anular cameron tipo Cx energizada a presión
• Minimizando el desgaste del preventor de surgencias
• Conexiones de estrangulador y líneas de ahogo
• Línea de llenado
• Herramientas de prueba del preventor de surgencia
• Sistemas de cierre/ acumulador
• La precarga de nitrógeno
• Fluidos de carga de acumulador
• Requerimiento de volumen
• Ejemplo 1
• Ejemplo 2
• Múltiple del estrangulador
• Estranguladores
• Estrangulador fijo
• Estranguladores ajustables
• Estrangulador manual ajustable (válvula aguja)
• Estrangulador ajustable a control remoto
• Equipo para manejar el gas
• Separadores de gas
• Válvulas de seguridad y flotadoras
• Válvula superior del vástago
• Válvula inferior del vástago
• Válvula de seguridad apertura plena
• Preventor de surgencias (BOP) interior
• Válvulas de contrapresión
• Sistema de circulación
• Indicador de retorno de lodo
• Piletas o tanques
• instalaciones de mezclado
• Dispositivo para medir el volumen de fluido
• Tanque de maniobra
• Totalizadores de volumen de fluido en las piletas
• Detector de gas
• Manómetros
• Sistemas de alarma
• Sistemas de información
• Sistema giratorio
• Uniones giratorias

Operaciones de reacondicionamiento

• Introducción
• Inyección de cemento a presión
• Cañoneo
• Ejemplo 1.1
• Problema 1.1
• Ensayo de pozo (DST)
• Acidificación
• Control de arena
• Fracturación (frac job)
• Taponamiento
• Tapones y abandono
• Profundización
• Desviación del pozo
• Operación con tubing de diámetro pequeño

Equipamiento del pozo y del subsuelo

• Equipamiento de cabeza de pozo
• Árbol de producción
• emoción del árbol de producción
• Tubería de revestimiento (casing)
• Tubería auxiliar de revestimiento (liner)
• Colgador de liner (tubería auxiliar de revestimiento)
• Sarta de trabajo
• Empaquetador (packer)
• Niple empaquetador o niples sellos (seal nippel)
• Tapón puente (bridge plug)
• Junta de desgaste (blast joint)
• Unión o junta de seguridad
• Manga de circulación (sliding sleeve)
• Mandril
• Acopladores de flujo (flow collar)
• Válvulas de gas lift
• Empacadura cementador recuperable
• Tapón retenedor de cemento
• Fresadora (milling tool)
• Canastas recuperadoras y de circulación inversa (junk & boot basket)
• Raspadores de tubería (casing scraper)
• Rectificador rotativo (casing roller)
• fresa cónica rectificadora
• Centralizador

Bajada / sacada de tubería bajo presión

• Introducción
• Estimación del peso durante la inserción (bajada de tubería)
• Operaciones de bajada/sacada con el preventor anular
• Controles previos al uso del preventor anular
• Uso del preventor anular en la bajada
• Ejemplo típico de bajada con procedimiento anular
• Uso del preventor anular en la sacada
• Uso de rams (esclusas) de tubería en la bajada
• Uso de rams (esclusas) de tubería en la sacada
• Unidades de inserción de tubería bajo presión, tubería continuas y tubings de diámetro pequeño

Plan de evaluación

• Modulo I Presentación en Power Point y exposición interactiva, Quiz interactivo.
• Modulo II Presentación en Power Point y exposición interactiva, Quiz interactivo.
• Modulo III Presentación en Power Point y exposición interactiva, Quiz interactivo.
• Examen interactivo Online final.

Facilitador

• Evelyn Fernández: Profesional con más de 7 años de experiencia en el sector Oil & Gas, desempeñándose en el área de fluidos de perforación en campo, y como ingeniero de planta de mezcla, especialista tipo I y II. Manejo de fluidos Obm y Wbm, en perforaciones de pozos someros y profundos.

Duración: 32 horas de sesiones en vivo por internet

El curso se dictará en 8 sesiones de dos horas y media cada sesión bajo la modalidad OnLine (en vivo) utilizando para ello la plataforma de Zoom, tres veces por semanas para un estimado de duración de 2 semanas aproximadamente, en el horario sugerido entre las 6:00 P.M. y las 9:00 P.M.

Inversión

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Forma de pago

La forma de pago es a través de los siguientes medios:

• Zelle si tiene cuenta es los Estados Unidos
• Paypal a la cuenta empresaríal de Petrobanca
• Terminal virtual de Petrobanca si dispone de tarjeta de débito o crédito de aceptación Visa, MasterCard o Américan Express
• Transferencia bancaria a Petrobanca hacia o dentro de los Estados Unidos

Puntos de contacto

Para cualquier información puede escribir a: mercadeo@petrobanca.com o comunicarse por teléfono o WhatsApp al +54 911 51024930 (Argentina) +1 (786) 537-0705 (USA) donde será atendido o referido al representante de ventas de su país.