capitulo 11 hse y gestion de proyectos

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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

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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.


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.


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Descripción Estándar de Peligros ISO


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


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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.


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 …


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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


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


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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 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


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.


Ejemplo P&ID de MPD (Diagrama de Tubería e Instrumentación)


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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


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.


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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


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


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Cause and Effect Analysis

Initial Indicators

PC C

hoke

Set

ting

WD

BH

P

WD

BH

T

d Pi

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cato

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cond

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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.


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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


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

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0.00E+00

Sepa

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Gas

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ion

1)

Mai

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ion

2)

Rig

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Rig

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r/Der

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BD (B

ase

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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


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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


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.


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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.


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.


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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


Incremente la tasa de bombeo, el peso del lodo o ambos Y

reduzca la presión en superficie a los niveles planeados o de

contingencia



< 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


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





Notas sobre Gestión de Proyectos MPD

16

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Gestión de Proyectos MPD


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)


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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


Sample Simplified Project Plan


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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


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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

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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


22

Cost Comparison (MPD vs. Conventional

Como Responde la Gente al Cambio

Decisión – Aceptación del Modelo

Negación Aceptación


Rechazo Consideración

23

Gracias por su AtenciónGracias por su Atención

Certificados

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