ING petrolera

1. “For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
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Perforación de Flujo
Controlado
2007

2. 16 April 2024
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Agenda
•Perforación de Flujo Controlado
•Objetivos
•Equipos Requeridos
•Diagrama de Distribución de Equipos (Layout)
•Diagrama de válvulas (VND)
•Procedimientos (Operacionales y de Emergencia)
•Analisis de Riesgo
•Estructura de Mando en Locacion
•Comunicacion

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Perforación de Flujo Controlado
(MPD)
La Perforación con Flujo Controlado consiste en
controlar la presión de fondo, igual o ligeramente
por encima de la presión del yacimiento,
utilizando equipos y procedimientos especificos
para su aplicación

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• Minimizar o eliminar las perdidas de fluido de
perforación
• Minimiza los riesgos de Pegas de tubería por
presión diferencial.
• Incrementar el Ritmo de Penetración
• Minimizar el daño a la formación
Objetivos y Ventajas de la Perforación
con Flujo Controlado (MPD)

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Equipos Requeridos
• Aguas Arriba
– Sistema de Generacion de N2 de Membrana
– Manifold de Inyeccion.
• Fondo del Agujero
– Non-Return Valves (NRV) Dobles y Recuperables.
• Aguas Abajo.
– Cabeza Rotatoria (RCD)
– Válvula de Cierre de Emergencia
– Ensamble de Estrangulación
– Toma muestras geológicas
– Sistema de Separacion de Tres Fases.
– Sistema de Adquisicion de Datos.

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Diagrama de Distribucion de Equipos
(Layout)

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Diagrama de Valvulas (VND)

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Ventana operacional
Seccion 8 ½” a 4842m

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Sistemas de Generacion de N2
Manifold de Inyeccion
Sistema de 3000 CFM (85m3/min)
• Cuatro Compresores 1500 CFM
• Una Unidad de Membrana
• Dos Compresores Booster para
Inyeccion.
• Un Generador de 270 KVA’s.
• Taller Portatil.
• Contenedor de Herramientas.
• Tanque de Combustible.

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Valvulas de Contrapresion

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Cabeza rotatoria
CABEZA ROTATORIA
•Tipo de Cabeza: Pasiva
– El elemento sellante ejerce el sello sobre la T.P. o flecha
por la presión proveniente del pozo.
•Componentes de la Cabeza Rotatoria.
– Cuerpo de la Cabeza.
– Ensamble de Baleros.
– Unidad Hidraulica de Lubricacion.
– Panel Indicador de Presiones.
– Adaptador para Registros.
– Campana de Viajes.

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Especificaciones RCD 13 5/8” 5000 psi
– Diámetro Interior Ensamble de Baleros 9 1/16”
– Diámetro Interior Cuerpo RCD 13 5/8”
– Diámetro Exterior Ensamble de Baleros 53”
– Altura 40”
– Salidas Laterales Dos 7 1/16” 5000 psi
– Línea de Igualadora 2 1/16” 5000 psi
– Adaptador para Registros 7 1/16” 5000 psi
– Maximas RPM 200
– Maxima Presion Estatica 5000 psi
– Maxima presion Dinamica 3500 psi @ 50 RPM
2500 psi @ 100 RPM
2000 psi @ 150 RPM
1500 psi @ 200 RPM

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Ensamble de Estrangulación
Panel de Control
2 Chokes Hidráulicos de 3’’
1 válvula de 5 1/8’’ 5K y 4 Válvulas de 4
1/16’’ 5K

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Valvula de Cierre de Emergencia
Válvula 5 1/8’’ 5K

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•Rango de Gas: 50 MMSCFD (1.4 MMSm3D)
•Rango de Liquidos: 35,000 BPD (5564 m3/d)
•Rango Maximo de Solidos: 1800 bpd
•Presión Maxima Operativa Estrangulador: 5,000
psi (345 bar)
•Presión Maxima Operativa Separador: 250 psi
(17 bar)
Sistema de Separación de Tres
Fases

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Sistema de Adquisición de Datos

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Procedimientos
 Procedimiento de Operación:
UBA-OP-001 Prueba de Presión de los Equipos
UBA-OP-002 Equipo de UBA listo para la operación
UBA-OP-003 Entrenamiento de personal en Campo
UBA-OP-004 Circulación con 2 Fases o Espuma
UBA-OP-005 Conexiones
UBA-OP-006 Viajes de Tubería
UBA-OP-007 Despresurización de Válvulas de contrapresión
UBA-OP-008 Procedimiento de Bullhead
UBA-OP-009 Procedimiento de Cementación
UBA-OP-010 Cambio del ensamble de Cabeza Rotatoria
UBA-OP-011 Desmantelamiento y Limpieza Equipo de UBA

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Procedimientos
 Procedimiento de Emergencias:
UBA-EP-001 Evento de la ESD
UBA-EP-002 Taponamiento de los Estranguladores
UBA-EP-003 Falla de corriente de Equipo de perforación
UBA-EP-004 Falla de corriente de Equipo de UBA
UBA-EP-005 H2S en superficie
UBA-EP-006 Taponamiento de los Estranguladores
UBA-EP-007 Taponamiento de la sarta
UBA-EP-008 Falla en la Válvula de contrapresión
UBA-EP-009 Falla en la Cabeza Rotatoria

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Analisis de Riesgos (HARC)
• Armado y desarmado del equipo
• Pruebas de Presion
• Operación de MPD
• Cambio del ensamble de baleros de la cabeza rotatoria
• Conexiones
• Descarga de pozo
• Toma del nivel de fluido con el Echometer
• Toma de muestras en el sample catcher

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Estructura de Mando en Locacion
Otras cias
Perforador
Cuadrilla de Perf.
Tool pusher
IPM WSS
Ingeniero UBD IPM
Operador LRT Operador N2
Supervisor LRT Supervisor N2 Operador RCD
Ingeniero UBA
Supervisor UBA

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GRACIAS