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Capítulo 11
Gestión de Proyectos y HSE
Sistema de Gestión del HSE Corporativo Fuente: Ejemplo de las guías de Planeación IADC UBD HSE
MPD Well Design & Operations
2
Elementos de Gestión de Seguridad Equipos del Proyecto MPD.
• Proceso de revisión formalizado de la seguridad, llamado HAZid y HAZOPs antes de comenzar la yoperación.
• Procedimientos especializados para operaciones MPD y situaciones de emergencia
• Entrenamiento especializado para las cuadrillas y personal de serviciopersonal de servicio.
• Sistemas integrados de control de seguridad para una gestión eficaz en el sitio.
MPD Well Design & Operations
Qué es un HAZid?
• HAZID significa – HAZard IDentification (Identificación de Peligros)g )
• Identifica y describe los peligros y amenazas ocupacionales HSE.
• Debería hacerse lo más temprano posible.• Solo identificación y descripción rápida.
P bl d t t d t t d• Problemas detectados y tratados separadamente.
• Equipo multidisciplinario.
MPD Well Design & Operations
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Descripción Estándar de Peligros ISO
MPD Well Design & Operations
Resumen de peligros MPD
• Yacimiento– Presión
Composición
• Equipo de Superficie – Efectos de composición del fluido– Bacheo de fluidos– Tasa de Flujo– Composición
– Temperatura– Productividad
• Pozo, Cabeza de pozo, BOP– Material– Integridad
Tasa de Flujo– Temperatura– Fuente de Ignición– Falla de Equipos– Operación de Equipos– Composición de fluidos
•• Interacción con instalacionesP di i t l iti– Composición del fluido
– Sistema de Entrega – Sarta de perforación– Falla de Equipos
– Procedimientos en el sitio– ESD (Apagado de emergencia)– Comunicaciones– Simulacros– Respuesta de Emergencia– Desmantelamiento
MPD Well Design & Operations
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Identificación de Peligros
• Evaluación sistemática de peligros.Evaluación de consecuencias y cuantificación de• Evaluación de consecuencias y cuantificación de efectos.
• Probabilidad de ocurrencias.• Cálculo de riesgos• Aceptabilidad de riesgos.p g• Medidas de mitigación.
MPD Well Design & Operations
Registro de Peligros
Peligro – Fluido de yacimientoAmenaza – Pérdida Intencional de barreras deAmenaza Pérdida Intencional de barreras de control primario de pozo (columna de lodo)Exposición – Todo el personal en la plataforma de perforación alrededor 10 veces x díaPosibles Consecuencias – Pérdida de control de pozoFactor de Escalamiento – Reventón Control de Peligro – Política de Barrera; Entrenamiento …
MPD Well Design & Operations
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Tabla de Probabilidad de Riesgo
Probabilidad de Ocurrencia A B C D
Improbable – Nunca h id l
Ocasional - En el d h id
Probable – Podría i t
Frecuente – Podría i t
ha ocurrido en la industria.
pasado ha ocurrido en la compañía.
ocurrir en este proyecto al menos una vez o en la compañía varias veces.
ocurrir en este proyecto varias veces.
4 3 2 R
iesg
o
1 Intolerable – Prioridad más alta, se requiere atención inmediata. Excesivo – Prioridad alta, se requiere evaluación adicional. Manejable – Monitorear bajo el programa de mejora continua. Despreciable - No se requiere ninguna acción, monitorear para mejorar
MPD Well Design & Operations
Demostración de Control de Riesgos
Nivel Potencial de Riesgo
Objetivo de la Gestión del
Riesgo
Nivel de Control
Riesgo Alto
Riesgo Medio
HAZID
Taller de
TrabajoDemostrar que los riesgos se
reducen a niveles ALARP
Reducir los riesgos a niveles Medio o Bajo
Registrador de Peligros y Efectos
(TESIS)
SistemasHardware
ProcedimientosEntrenamiento
Marco HSE
HSE MS
Riesgo alto + Riesgo Medio Consecuencias nivel 5 (C4, D4) – Requiere el desarrollo de diagrama corbatín y tareas críticas HSE Riesgo Medio <Consecuencias Nivel 4 – Diagrama corbatín debe ser desarrollado.
Riesgo Bajo
Revisiones Continua para gestionar las
mejoras
ProcedimientosEntrenamiento
HSE - MS
MPD Well Design & Operations
6
Prevention Mitigation
Amenaza
PrevenciónPeligro
Mitigación
Medida de Medida deR ió
Consecuencia
Diagrama Corbatín de un Peligro Serio
Factor de Escalamiento
Amenaza
Amenaza
Barrera Barrera
BarreraBarrera
Barrera Barrera
Control del FactorDe Escalamiento
1: EventoSuperior
Medida deRecuperación
Medida deRecuperación
Medida deRecuperación
Medida deRecuperación
Medida deRecuperación Recuperación
Control del FactorDe Escalamiento
Factor de Escalamiento
Consecuencia
Consecuencia
Comunica y demuestra visualmente la relación entre los controles y el
Tareas Criticas HSE
Responsables
entre los controles y el sistema de gestión
MPD Well Design & Operations
Ejemplo de un Diagrama Corbatín UBD
MPD Well Design &
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Qué es un HAZOP?
• HAZOP significa – Análisis de peligro y Operabilidad (HAZard Operability Analysis).
• HAZOP es una técnica formalizada de revisión de seguridad usada por los ingenieros de planta para evaluar los peligros del proceso.
• El HAZOP debe ser presidido por un facilitador independiente el cual esté familiarizado con la metodología
• La metodología incluye un PROCESO FORMAL DE CIERRE g yDE ACCIONES para identificar y resolver posibles problemas de seguridad generados durante la revisión antes del inicio de las operaciones.
• El proceso se concentra en los peligros y problemas de operabilidad relacionados con las instalaciones de superficie.
MPD Well Design & Operations
Ejemplo P&ID de MPD (Diagrama de Tubería e Instrumentación)
MPD Well Design & Operations
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Un HAZOP NO es:
• Una reunión de ingeniería para diseñar el equipo MPD.
• Una reunión para revisar los procedimientos MPD
• Una reunión para examinar únicamente los problemas operacionales.p p
MPD Well Design & Operations
Mas comentarios sobre HAZOP
• HAZOP debe incluir a miembros clave del equipo de proyecto:– Contratista de perforación– Supervisor de perforación e Ingeniero de Proyecto.– Lideres de Producción o de las Instalaciones– Compañías de servicios UBD.
• Elementos de Revisión HAZOP – Revisar la identificación de peligros– Procesos HAZOP de Equipo de Superficie.– Revisión de la seguridad de los procedimientos.
• El HAZOP debe realizarse con tiempo suficiente para abordar los problemas de seguridad y permitir el pedido de equipos sin retrasar las operaciones.
MPD Well Design & Operations
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Palabra Guia Des viac ion C aus a R es ultado Mitig ac ión
Mas
Palabra Guia Des viac ion C aus a R es ultado Mitig ac ión
Mas
Palabras Guía y Desviaciones para HAZOP
P res iónMas
Menos
F lujoMas
Menos
Reversa
TemperaturaMas
P res iónMas
Menos
F lujoMas
Menos
Reversa
TemperaturaMas
TemperaturaMenos
NivelMas
Menos
TemperaturaMenos
NivelMas
Menos
MPD Well Design & Operations
Otras Consideraciones relevantes de Seguridad
• Deben estar presentes las fichas de seguridad (MSDS) para todos los químicos y aditivos.(MSDS) para todos los químicos y aditivos.
• Equipos extra de protección personal para la cuadrilla pueden ser necesarios para protección contra la exposición a los gases combustibles y las temperaturas elevadas.
• El personal médico en el lugar debe tener entrenamiento adecuado y suministros para tratar lesiones relacionadas con fuego.
• La efectividad del trabajo cerrado debe ser revisada y aplicada
MPD Well Design & Operations
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Cause and Effect Analysis
Initial Indicators
PC C
hoke
Set
ting
WD
BH
P
WD
BH
T
d Pi
t Flu
id L
evel
p O
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ill U
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nulu
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w R
ate
Out
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Indi
cato
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cond
ary
Kick
Pos
sibDAPC System Cause and Effect
DAPC Scenario DA
P
MW
MW
Mud
Trip
Mud
Ann
Flow
We
Sec
Major Losses While Drilling ⇓ ⇓ ? ⇓ N/A ⇓ ⇓ ⇓ N/A Y
Partial Losses While Drilling ⇓ ⇓ ? ⇓ N/A ⇓ ⇓ ⇓ N/A Y
Partial Losses While Tripping ⇓ N/A N/A N/A ⇑ N/A ⇔ ⇓ N/A Y
Swab Kick While Tripping ⇑ N/A N/A ⇑ ⇓ N/A ⇓ ⇑ N/A Y
High BHP Kick While Drilling ⇑ ⇑ ⇑ ⇑ N/A ⇓ ⇑ ⇑ N/A Y
Induced Kick While Drilling ⇑ ⇓ ? ⇑ N/A ⇓ ⇑ ⇑ N/A Y
RCH Leak While Drilling ⇓ ⇔ ? ⇓ N/A ⇔ ⇓ ⇓ N/A N
RCH Leak While Tripping ⇓ N/A N/A ⇓ ⇑ N/A ⇓ ⇓ N/A N
Plugged Jet / Reduced Circ Rate ⇓ ⇓ ⇑ ⇔ N/A ⇑ ⇓ ⇓ N/A Y
Plugged DAPC Choke ⇑ ⇑ N/A ⇓ N/A ⇑ ⇑ ⇓ N/A N
Plugged Drill String ⇓ N/A N/A ⇔ N/A ⇑ ⇓ ⇓ N/A N
DAPC scenario
gg gAnnulus Packoff ⇓ ⇑ N/A ⇓ N/A ⇑ ⇓ ⇓ N/A N
Washed Out Drill String ⇓ ⇓ ⇑ ⇔ N/A ⇓ ⇔ ⇔ N/A Y
Washed Out DAPC Choke ⇓ ⇔ ⇔ ⇔ N/A ⇓ ⇓ ⇑ N/A Y
Washed Out Jet ⇔ ⇔ ⇔ ⇔ N/A ⇓ ⇔ ⇔ N/A N
Mud Pump Wash Out / Pop-off ⇓ ⇓ ⇑ ⇔ N/A ⇓ ⇑ ⇓ N/A Y
Parted Drill String ⇑ N/A N/A ⇔ N/A ⇓ ⇑ ⇔ ⇓ Y
Stuck Pipe ⇔ ⇔ ⇔ ⇔ N/A ⇔ ⇔ ⇔ ⇑ Y
Not Applicable N/AUnknown / Undetermined ?Decrease ⇓Increase ⇑Constant ⇔ Revised: 22-Jun-05
Seguridad - Entrenamiento
• El MPD es una desviación de los métodos de perforación convencionalperforación convencional.
• Los nuevos conceptos deben ser completamente entendidos para garantizar la seguridad y la eficiencia operacional.
• Los supervisores y la cuadrilla deben estar f ili i d l t l í l i lfamiliarizados con la tecnología, los equipos y los procedimientos.
MPD Well Design & Operations
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Entrenamiento de Cuadrillas
• El entrenamiento inicial para los encargados de tomar las decisiones en el pozop– Participación en el HAZOP. – Revisión de los procedimientos y distribución planeada de equipos. – Cursos de acreditación de control de pozos IADC.– Curso de diseño de pozos MPD.
• Entrenamiento para cuadrillas del equipo de perforación– Énfasis en las responsabilidades de trabajo individuales.p j– Revisión General de los sistemas MPD y los peligros
• Simulacros en el pozo– Deben usar procedimientos operacionales aprobados y enfocarse
en la respuesta correcta del grupo de trabajo.– “Viajes de entrenamiento” son otros métodos de entrenamiento
MPD Well Design & Operations
Ejemplo Análisis Cuantitativo de Riesgo
5.00E-04
6.00E-04
ear)
1.00E-04
2.00E-04
3.00E-04
4.00E-04
Loca
tion
Spec
ific
IRPA
(per
ye
0.00E+00
Sepa
ratio
n
Gas
trea
tmen
tm
odul
e
Wel
lbay
Livi
ng q
uarte
rs
Flot
el
Mai
n D
eck
-C
onve
ntio
nal
Mai
n D
eck
-UBD
(Opt
ion
1)
Mai
n D
eck
-UBD
(Opt
ion
2)
Rig
floo
r/Der
rick
-C
onve
ntio
nal
Rig
floo
r/Der
rick
-U
BD (B
ase
Cas
e)
Rig
floo
r/Der
rick
-U
BD (O
ptio
n 1)
Rig
floo
r/Der
rick
-U
BD (O
ptio
n 2)
IRPA = Riesgo Individual por añoMPD Well Design & Operations
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Notas sobre Organismos Regulatorios
Barreras Anulares
• Convencional– Primaria – Densidad del Fluido– Secundaria – BOPs– Secundaria – BOPs
• MPD– Primaria – equipo de control de
superficie• Combinación de densidad fricción y• Combinación de densidad, fricción y
presión de superficie– Secundaria - BOPs
MPD Well Design & Operations
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Interdependencia de Barrera MPD
• En perforación convencional, las barreras anulares son totalmente independientes una de otra.
• En MPD, ambas barreras requieren contención de la presión en superficie, ellas comparten elementos comunes del pozo (WBE) por debajo de los BOP de arietes.p j
• Esta dependencia también ocurre en todas las operaciones con el pozo vivo, tales como snubbing o registros de producción
Blue = primary
Red = secondary
MPD Well Design & Operations
Regulación Norsok para WBEs comunes
La regulación Noruega permite el MPD, pero para
Elemento Escenario de Falla
Medidas para disminuir la Probabilidad
Medidas para disminuir las
Consecuencias
Revestimiento Agujerear el revestimiento o romperlo durante la perforación
Medir el espesor del revestimiento antes y durante las operaciones. Instalar un magneto en la lí d fl j di l
Monitoreo continuo de la presión anular "B". Disponer de fluido d tlos elementos de pozo
comunes (WBEs) requiere:“Un análisis de riesgo debe
ser realizado y las medidas de reducción deben ser aplicadas para disminuir el riesgo tan bajo
bl t
línea de flujo para medir el metal. Realizar estimativos del desgaste durante las operaciones.
de matar para uso inmediato.
Cemento Revestimiento
Fuga anular a través del cemento
Prueba de presión de cemento a formación para determinar la presión de goteo. Evaluar la adherencia del cemento.
Monitoreo continuo de la presión anular "B". Disponer de fluido de matar para uso inmediato.
Equipo en Superficie de Control de Pozo
Fuga en el equipo de control en superficie
Equipo certificado de alta calidad, Pruebas periódicas, Programa de mantenimiento preventivo. Solo serán aceptables repuestos originales para los equipos
Tener personal competente involucrado en la operación. Disponer de fluido de matar para usocomo sea razonablemente
posible”.
Sección 13.4.3
Página 99 Rev 3 Agosto 2004
originales para los equipos críticos de seguridad.
de matar para uso inmediato.
Cabeza de Pozo, Conductor marino de Alta Presión, BOP de Perforación.
Fuga en conexiones bridadas por debajo de las BOPs
Los tornillos, tuercas y espárragos o birlos, deben apretarse con un torquímetro a los valores de torque recomendados por el fabricante. Inspeccionar si hay desgaste interno durante la instalación o remoción. Minimizar el número de bridas (Idealmente solo una).
Instalar detectores de gas en conexiones específicas para monitorear fugas. Disponer de fluido de matar para uso inmediato.
MPD Well Design & Operations
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UK Health & Safety Executive
• Los casos de seguridad de perforación bajo balance son establecidos para cada taladrobalance son establecidos para cada taladro
• A la fecha no se han establecido regulaciones especiales MPD – es necesario seguir las políticas de seguridad para UBD
• Casi todas las operaciones son costa afuera.
MPD Well Design & Operations
Canadian Energy Resource & Conservation Board
• Estableció Prácticas Recomendadas para UBD, impulsada inicialmente por una gran cantidad deimpulsada inicialmente por una gran cantidad de campañas de perforación bajo balance con tubería flexible de pozos amargos.
• Al diferencia que en el Reino Unido, Canada cuenta con IRP 22, que cubre prácticas recomendadas para UBD y MPDrecomendadas para UBD y MPD– Tiene formato de identificación de riesgos
• Casi todas las operaciones son en tierra.
MPD Well Design & Operations
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Matriz de Perforación con Manejo de la Presión -
INDICADOR DE PRESION EN SUPERFICIE (Ver Tabla 2)
C t ió Pl d C t ió Pl d C t ió Pl d & ≥ Lí it d
MPD y BOE (ex-MMS)
jMPD Contrapresión Planeada
PerforandoContrapresión Planeada en
Conexiones> Contrapresión Planeada &
< Límite de Contrapresión≥ Límite de
Contrapresión
DO
R
DE
F
LU
JO
V
er T
abla
1)
NO INFLUJO Continúe Perforando Continúe Perforando
Incremente bombeo de líquido. peso do lodo o ambos, Y reduzca
la presión en superficie a los niveles planeados o de
contingencia.
Levantar la sarta, cerrar el pozo y
evaluar siguiente accion
LIMITE OPERACIONAL
Incremente la contrapresión, la tasa de bombeo, el peso del lodo o
una combinación de todas las anteriores
Incremente la contrapresión, la tasa de bombeo, el peso del lodo o
una combinación de todas las anteriores
Incremente la tasa de bombeo, el peso del lodo o ambos Y
reduzca la presión en superficie a los niveles planeados o de
contingencia
Levantar la sarta, cerrar el pozo y
evaluar siguiente accion
< LIMITE
Pare de perforar. Incremente la contrapresión,
la tasa de bombeo
Pare de perforar. Incremente la contrapresión,
la tasa de bombeo Levantar la sarta cerrar el pozo yLevantar la sarta, cerrar el pozo y
IND
ICA
D (V < LIMITE PLANEADO
la tasa de bombeo, el peso del lodo o
una combinación de todas las anteriores
la tasa de bombeo, el peso del lodo o una
combinación de todas las anteriores
Levantar la sarta, cerrar el pozo y evaluar siguiente accion
cerrar el pozo y evaluar siguiente
accion
≥ LIMITE PLANEADO
Levantar la sarta, cerrar el pozo y evaluar siguiente accion
Levantar la sarta, cerrar el pozo y evaluar siguiente
accion
Levantar la sarta, cerrar el pozo y evaluar siguiente accion
Levantar la sarta, cerrar el pozo y
evaluar siguiente accion
MPD Well Design & Operations
Notas sobre Gestión de Proyectos MPD
16
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Gestión de Proyectos MPD
MPD Well Design & Operations
Documentos Claves del Proyecto
• Bases de DiseñoDocumentos de la Estrategia MPD• Documentos de la Estrategia MPD– Estrategia de Viajes de tubería– Estrategia de Conexiones– Estrategia de Control de Pozo
• Procedimientos Operacionales• Procedimientos de Contingencia• P&ID• Instrucciones de Trabajo Escritas (WWIs)
MPD Well Design & Operations
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Eventos Claves en la Planeación del Proyecto
• DWOP Conceptual /HazOp para evaluar el diseño• Desarrollar Documentos Estratégicos – Viajes ConexionesDesarrollar Documentos Estratégicos Viajes, Conexiones,
Control de Pozo• Realizar el HazId• Desarrollar Procedimientos Operacionales Detallados• Realizar el HazOp• Reunión para Revisión de Procedimientos• Revisión general del Proyecto Drill the Well on Paper
(DWOP)• Entrenamiento en el sitio
MPD Well Design & Operations
Sample Simplified Project Plan
MPD Well Design & Operations
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Comentarios FinalesComentarios Finales
Course Summary: Drivers for MPD
• Reduce Non-Productive Time • Minimize overbalance toMinimize overbalance to
– Increase ROP– Avoid differential sticking– Prevent lost returns– Reduce invasive formation damage
• Maintain constant BHP to avoid wellbore ballooning• Extend the depth between casing setting points
– Narrow kick tolerances– Deplete tight gas zones containing nuisance gas
• Enable faster kick detection Enable dynamic well control methods
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Course Summary: Geology
• Sources of abnormal pressureCompaction– Compaction
– Diagenesis– Differential fluid density– Fluid migration effects
• Determination of Pore / Frac gradientFi t t i MPD d i– First step in MPD design
– Collected from many different sources– Uncertainty must feed forward into design
Variantes del MPD - Revisión
Opciones MPD Para Control de la Presión
Fricción Anular
DensidadPresión de Superficie
Estranguladores largos (Long Choke)
Manual (estrangulador)
Semiautomática
Circulando Sin Circulación
D Energía
Dispositivo de levantamiento mecánico
SMD (Mud Lift)CCSCCVInyección de fluido
Concéntrica
Semiautomática (CBHP)
Automática (DAPC)
Baja Densidad (Monofásica / multifásica)
CAPMDensidad Variable
(gradiente doble)
Capa de Lodo
FlotantePresurizada
SMD (Mud Lift)Turbolift
MPD Well Design & Operations
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Course Summary: Design Steps
• Select pivot pointSet pivot point at top if PP-FP window diverges with depthSet pivot point at top if PP FP window diverges with depthSet pivot point at the bit if PP-FP window converges with depth
• Determine surface pressure constraint – pumps off (static). This will give lightest fluid density
• Calculate friction pressure loss
• Using pivot point calculate pumps on surface pressureUsing pivot point calculate pumps on surface pressure
• Check to see if pumps on pressure within limits
• Check injection pressure constraints
• Re-iterate if required
Course Review: Special Problems
• Targeting narrow pressure gradient windows can amplify subsurface thermal effectsamplify subsurface thermal effects
• Barite sag further impact drilling window, although further work is required to quantify the effect
21
Course Summary: MPD Well Control
• Dynamic Well Control is the process of increasing the BHP and removing the influx without shuttingthe BHP and removing the influx without shutting in the well.– Can only be done safely with significantly small kicks.
• Defined by a Well Control Matrix
• If outside Dynamic well control limits operations• If outside Dynamic well control limits, operations similar to conventional well control.
Planeación & Complejidad MPD
SISTEMAAUTOMATIZADO
TE
SISTEMA SEMI-AUTOMATIZADO
ÓN
/P
RO
FU
ND
IDA
D/
TM
P
“HOMBRE ENEL CHOQUE”
INCERTIDUMBRE/INVESTIGACIÓN
PR
ESI
Ó
MPD Well Design & Operations
22
Cost Comparison (MPD vs. Conventional
Como Responde la Gente al Cambio
Decisión – Aceptación del Modelo
Negación Aceptación
MPD Well Design & Operations
Rechazo Consideración
23
Gracias por su AtenciónGracias por su Atención
Certificados