Proyecto Sarta de Velocidad

INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE POZA RICA INGENIERÍA PETROLERA RESIDENCIA PROFESIONAL

NOMBRE DEL PROYECTO “PRODECIMIENTO OPERATIVO DE INSTALACION DE SARTA DE VELOCIDAD CON TUBERIAFLEXIBLE (COILED TUBING)” PRESENTA

PAMELA HARUMY MARTINEZ HERNANDEZ Nº CONTROL:

106P0604 SERVICIOS PETROTEC S.A. de C.V.

ASESOR INTERNO:

ASESOR EXTERNO:

POZA RICA DE HGO., VER.

ABRIL 2015

0

Índice

Índice INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................ 3 1

CAPÍTULO I “PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA” ................................................... 7 1.1

Antecedentes generales de la empresa ................................................................................ 7

1.2

Organigrama Servicios Petrotec S.A. de C.V. .................................................................... 9 Descripción del organigrama de Servicios Petrotec S.A. de C.V. .............................. 9

1.2.1 1.3

Planteamiento del problema .............................................................................................. 10

1.4

Justificación ...................................................................................................................... 10

1.5

Objetivos ........................................................................................................................... 10

1.5.1

Objetivo general. ....................................................................................................... 10

1.5.2

Objetivos específicos. ............................................................................................... 10 Cronograma de actividades. .............................................................................................. 11

1.6 2

3

CAPITULO II “MARCO TEORICO” ................................................................................. 13 2.1

Fundamentos generales. .................................................................................................... 13

2.2

Descripción de la unidad de tubería flexible. .................................................................... 27

2.2.1

Tubería flexible. ........................................................................................................ 28

2.2.2

Carrete de tubería. ..................................................................................................... 34

2.2.3

Unidad de potencia (equipo de suministro de energía). ............................................ 38

2.2.4

Cabina de control. ..................................................................................................... 40

2.2.5

Cabeza inyectora. ...................................................................................................... 43

2.3

Equipo para el control del pozo. ....................................................................................... 49

2.4

Operaciones con UTF. ...................................................................................................... 53

2.4.1

Terminación de pozos. .............................................................................................. 53

2.4.2

Limpieza de pozos..................................................................................................... 55

2.4.3

Inducción de pozos.................................................................................................... 62

2.4.4

Disparos de producción. ............................................................................................ 65

2.4.5

Estimulaciones. ......................................................................................................... 71

2.4.6

Sarta de velocidad con tubería flexible. .................................................................... 74

CAPITULO III “APLICACIÓN Y RESULTADOS” ......................................................... 86 1

Índice

3.1

Solución de problema........................................................................................................ 86

3.2

Procedimiento operativo de instalación de sarta de velocidad. ......................................... 86

3.2.1

Recomendaciones para la operación. ........................................................................ 86

3.2.2

Requerimientos para la operación. ............................................................................ 87

3.2.3

Descripción de actividades. ....................................................................................... 90

3.3

Conclusiones. .................................................................................................................... 96

3.4

Recomendaciones.............................................................................................................. 96

ANEXOS ......................................................................................................................................... 97

2

Introducción

INTRODUCCIÓN

La unidad de tubería flexible (tubería continua o coiled tubing) ha evolucionado hacia un tipo de unidad portátil compacta y eficiente que elimina el problema de armar y desarmar conexiones que entran y salen del pozo. En la unidad de tubería flexible se usan longitudes continúas de tubería de tamaños variados que se almacenan en un carrete. La longitud es usualmente suficiente para alcanzar la total profundidad del pozo o profundidad de taponamiento. Antes de la invasión aliada en 1944, los ingenieros británicos desarrollaron y fabricaron tuberías muy largas y continuas para transportar combustible de Inglaterra a la Europa continental, para abastecer a los ejércitos aliados. El proyecto recibió el nombre de Operación PLUTO (un acrónimo de Pipe Lines Under The Ocean) e involucraba la fabricación y colocación de varias tuberías bajo el canal de la Mancha. El éxito de la fabricación y el enrollado de una tubería flexible y continua dieron la base para desarrollos técnicos posteriores, que llevaron eventualmente a las sartas de tubería enrollada utilizadas en la T.F. por la industria actual. La irrupción de la tubería enrollada en la industria petrolera se presentó al principio de la década de 1960, como una herramienta en el proceso de mantenimiento y reparación de los pozos. En 1964 las compañías California Oil Company y Bowen Tools, desarrollaron la primera unidad de TF que operó, efectuando su primer trabajo completamente funcional en la limpieza de arena en varios pozos de la costa del Golfo. Esta primer unidad de TF constaba de un carrete de 2.7 metros de diámetro el cual almacenaba una Tubería Flexible de 1 ⅜” de diámetro soldada con uniones cada 9 metros y alcanzaba una longitud de aproximadamente 4500 metros, la cabeza inyectora operaba mediante el principio de dos cadenas verticales enrolladas que giraban una enfrente de la otra en contra rotación con bloques sujetadores para soportar o sostener la tubería solo por

3

Introducción

fricción, en este primer equipo de TF no se utilizó ningún cuello de ganso y en su lugar la tubería fue ajustada sin soporte. El estopero (stripper) era un simple tipo de sello anular que se activaba hidráulicamente para sellar alrededor de la tubería en cabezales de pozos con presiones relativamente bajas. Las operaciones que incluyen TF dentro de la industria petrolera son cada día más frecuentes, conforme se van reconociendo sus ventajas sus proyecciones futuras son optimistas, puesto que está tecnología está ayudando a resolver recientes y viejos problemas en los diversos trabajos petroleros. Con el objetivo de maximizar la rentabilidad, disminuir los tiempos de ejecución de operaciones a pozo y reducir los costos de operación a menudo deben ejecutarse sin equipos de perforación o equipos de reparación de pozos. El empleo de la TF permite que se lleven a cabo operaciones en pozos petroleros, sin extraer la tubería de producción. La TF alguna vez fue considerada de alto riesgo, aplicable solamente a servicios especiales, la técnica de tubería flexible se ha convertido en una herramienta esencial de muchas operaciones de intervención de pozos. La aplicación de la TF en operaciones de perforación y terminación de pozos, se debe al ahorro de tiempo y disminución de costos, manifestándose en la facilidad de transporte, adaptación del equipo a lugares reducidos, equipo con menor número de componentes, simplificación de operaciones, desarrollo de herramientas especiales, operaciones más eficientes, recolección de datos en tiempo real, conservación del medio ambiente. La versatilidad de ésta, es que se enrolla con rapidez en los carretes ubicados en la superficie Las primeras operaciones con esta tubería estuvieron llenas de fracasos y problemas por las inconsistencias en la calidad de sus sartas. El problema básico era la cantidad necesaria de soldadura de campo en la tubería, por las limitaciones de fabricación que se enfrentaban. En México se inició el uso de la Tubería Flexible en la Región Norte (Burgos) para la limpieza de los pozos que se tapaban con arenas y parafinas, también para inducir pozos y lavado de los mismos. 4

Introducción

En la Región Sur se inició también en las operaciones de limpieza de tubería de producción (TP) al obstruirse por parafinas y asfáltenos, pero su uso es más común en las inducciones, estimulaciones, colocación de tapones de cemento, registros geofísicos y perforación horizontal en algunos pozos con buen incremento de la producción de hidrocarburos. Mientras los trabajos en pozos y la utilización en reparaciones todavía cubren el 75% de los usos del equipo de tubería flexible, los avances técnicos han incrementado la utilización de esta técnica tanto en las operaciones de perforación como de terminación. El desarrollo de la T.F. ha sido limitado debido a fallas mecánicas, al alto costo en la explotación del petróleo y a la desconfianza a utilizar cambios en las técnicas de perforación y terminación de pozos, sin embargo, en los últimos años, el interés en la T.F. ha aumentado drásticamente. Los aceros con bajo límite elástico y las numerosas soldaduras de extremo a extremo, requeridos para fabricar tuberías continuas no podían tolerar los repetidos ciclos de flexión. Las fallas de las soldaduras, los desperfectos de los equipos y las operaciones de pesca necesarias para recuperar la tubería flexible perdida, hicieron que los operadores perdieran confianza en esta técnica. La disponibilidad de aceros de mayor resistencia y de diámetro más grande y la necesidad de reducir los costos fueron factores clave que subyacieron la revolución de la tubería flexible en la década de 1990 y que posteriormente dieron paso al aumento extraordinario de las operaciones de intervención de pozos. En la actualidad, es usual que las sartas de T.F. estén fabricadas por tubería fabricada que no requiere de tantas soldaduras. Adicionalmente, los diámetros de las tuberías has seguido aumentando para mantenerse al paso con los requisitos de resistencia asociados con las nuevas demandas del mercado. Datos estadísticos nos muestran que actualmente con la T.F. se cubren las siguientes operaciones: 

Limpieza de pozos 5

Introducción



Inducciones



Estimulaciones



Anclaje de herramientas de fondo



Registro y disparos



Pesca



Cementaciones



Perforación

La implementación de la TF que va desde la perforación y terminación de pozos, se ha logrado en poco tiempo gracias al trabajo conjunto de las compañías petroleras, las compañías de servicios de tubería flexible y los fabricantes de equipos, que han desarrollado e innovado herramientas y técnicas en esta área.

6

Capítulo 1

Planteamiento del problema

1

1.1

CAPÍTULO I “PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA”

Antecedentes generales de la empresa

Servicios Petrotec e IPS, han sido líderes y proveedores de servicios para el mejoramiento de la producción en pozos productores de gas y aceite de México, E.U.A. y Canadá. Desarrollan estrategias efectivas óptimas para satisfacer las necesidades de los clientes, tomando en cuenta sus metas. Las soluciones son enfocadas a mejorar el tiempo inicial de producción, incrementar la producción, o hacer la vida del pozo más larga. El personal técnico cuenta con la experiencia, conocimientos y activos para proveer servicios y productos que ayuden a los clientes a alcanzar sus metas. La experiencia que caracteriza a Petrotec e IPS en el uso de la Tubería Flexible los posiciona como líder en comparación de sus competidores. Cuentan con unidades de Tubería Flexible y equipos de bombeo de alta presión, para diversas aplicaciones tales como: 

Limpieza de fondo de pozo.



Cambio o acondicionamiento de fluidos.



Descarga de pozos e inducción de producción.



Reconocer profundidad y diámetro interior.



Estimulación a la formación.



Cementaciones.



Empacadores de arena.



Moliendas.



Pescas.



Instalación de Tubería Flexible (sarta de velocidad, producción y bombeo neumático).



Instalación de empacadores permanentes, recuperación, inflables y tapones mecánicos. 7

Capítulo 1



Toma de registros y disparos.



Perforación de reentradas.



Perforación de pozos nuevos.



Taponamiento de abandono.

Planteamiento del problema

Fig. 1.1. Logotipo de la empresa

8

Capítulo 1

1.2

Planteamiento del problema

Organigrama Servicios Petrotec S.A. de C.V.

Coordinador de Base

Ingeniero Técnico

Ingeniero de Mantenimiento

Cuadrilla

Fig. 1.2 Organigrama de la empresa.

1.2.1 Descripción del organigrama de Servicios Petrotec S.A. de C.V. -

Coordinador de Base:

Máxima autoridad en la gestión y dirección administrativa de los diversos procesos dentro de la base Poza Rica. -

Ingeniero Técnico Operaciones:

Encargado del diseño, ejecución, implementación y control de trabajo con tubería flexible, es el encargado de coordinar las labores de los trabajadores dentro del departamento. -

Ingeniero de Mantenimiento y Sustentabilidad física: 9

Capítulo 1

Planteamiento del problema

Coordinas y mantener en perfectas condiciones los equipos. -

Cuadrilla operativa para la ejecución y complementación de los trabajos en campo:

Es el personal encargado de realizar las actividades operacionales en campo. 1.3

Planteamiento del problema

Muchos pozos fluyentes de aceite y gas experimentan disminución de la producción a través del tiempo y eventualmente pueden dejar de producir por completo. Entre los factores causantes de éste problema se encuentran la declinación de la presión de yacimiento y velocidades de gas, así como el incremento de la producción de agua. 1.4

Justificación

Ha habido un gran avance en el desarrollo de nuevos materiales de fabricación de TF, los cuales además de económicos son más resistentes a la corrosión por fluidos del yacimiento o tratamientos químicos, así como a las fuerzas presentes durante el trabajo, tiene menor resistencia al flujo por fricción debido al diseño de su superficie, no presentan adhesión de parafinas o sal y soportan las altas temperaturas del yacimiento. Tomando en cuenta lo anterior, la implementación de sartas de velocidad en pozos con problemas de carga de líquido suena más atractiva. Un método para restaurar la producción de hidrocarburos en un pozo que presenta carga de líquido o gas, es la reducción del diámetro de flujo mediante el uso de tubería flexible como sarta de velocidad, ya sea para flujo a través de la TF o del espacio anular TP-TF con o sin inyección de fluidos. 1.5

Objetivos

1.5.1 Objetivo general. Establecer el procedimiento operativo de instalación de sarta de velocidad con unidades de tubería flexible para la ejecución segura y confiable del proceso de intervención de pozos. 1.5.2 Objetivos específicos. Colocación de sistema artificial Sarta de Velocidad (tubería flexible) para aligerar columna hidrostática en los pozos productores. 10

Capítulo 1

1.6

Planteamiento del problema

Cronograma de actividades.

ACTIVIDADES

MES 1

Recopilación de

P

información.

R

Análisis de la

P

información

R

MES 2

MES 3

MES 4

MES 5

MES 6

obtenida. Descripción de la

P

Unidad de TF y

R

herramientas utilizadas Descripción de

P

operaciones con TF.

R

Elaboración de

P

procedimiento

R

operativo para la instalación de sarta de velocidad.

Tiempo programado (P) Tiempo realizado (R)

11

Capítulo 1

Planteamiento del problema

1. Recopilación de la información: obtención de información tanto en forma física como de manera electrónica de manuales de operación con UTF, tipos de intervenciones, procedimientos operativos, manuales de mantenimiento, fichas técnicas de componentes.

2. Análisis de la información: se llevará a cabo un análisis de toda la información obtenida con el objetivo de dar una descripción lo suficientemente clara de los puntos a tratar.

3. Descripción de la unidad de TF y Herramientas: se hará una descripción clara y detallada de cada una de las partes que componen a la Unidad de Tubería Flexible (UTF) así como de las herramientas empleadas en las distintas operaciones.

4. Descripción de operaciones con Tubería Flexible: se llevará a cabo una descripción breve de las operaciones más frecuentes realizadas con TF.

5. Elaboración del procedimiento operativo para la instalación de sarta de velocidad: se realizará paso a paso el procedimiento operativo de Servicios Petrotec para la instalación

de

una

sarta

de

velocidad

con

Tubería

Flexible.

12

Capítulo 2

Marco teórico

2

2.1

CAPITULO II “MARCO TEORICO”

Fundamentos generales.

2.1.1 Hidrocarburos. Son los compuestos orgánicos más simples y pueden ser considerados como las sustancias principales de las que se derivan todos los demás compuestos orgánicos. Los hidrocarburos se clasifican en dos grupos principales, de cadena abierta y cíclicos. En los compuestos de cadena abierta que contienen más de un átomo de carbono, los átomos de carbono están únicos entre sí formando una cadena lineal que puede tener una o más ramificaciones. En los compuestos cíclicos, los átomos de carbono forman uno o más anillos cerrados. Los dos grupos principales se subdividen según su comportamiento químico en saturados e insaturados. Alcanos: los hidrocarburos saturados de cadena abierta forman un grupo homólogo denominado alcanos o parafinas. Los primeros cuatro miembros del grupo son gases a presión y temperatura ambiente, los miembros intermedios son líquidos, y los miembros más pesados son semisólidos o sólidos. El petróleo contiene una gran variedad de hidrocarburos saturados, y los productos del petróleo como la gasolina, el aceite combustible, los aceites lubricantes y la parafina consisten principalmente en mezclas de estos hidrocarburos que varían de los líquidos más ligeros a los sólidos. Alquenos: el grupo de los alquenos u olefinas está formado por hidrocarburos de cadena abierta en los que existe un doble enlace entre dos átomos de carbono. Al igual que los alcanos, los miembros más bajos son gases, los compuestos intermedios son líquidos y los más altos son sólidos. Los compuestos del grupo de los alquenos son más reactivos químicamente que los compuestos saturados. Alquinos: los miembros de este grupo contienen un triple enlace entre dos átomos de carbono de la molécula. Son muy reactivos químicamente y no se presentan libres en la naturaleza. 2.1.2 Petróleo. Es encontrado en grandes cantidades bajo la superficie terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria química. El petróleo y sus derivados se 13

Capítulo 2

Marco teórico

emplean para fabricar medicinas, fertilizantes, productos alimenticios, objetos de plástico, materiales de construcción, pinturas o textiles y para generar electricidad. Todos los tipos de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de oxígeno. El petróleo contiene elementos gaseosos, líquidos y sólidos. Loa consistencias varía desde un líquido tan poco viscos como la gasolina hasta un líquido tan espeso que apenas fluye. El petróleo se forma bajo la superficie terrestre por la descomposición de organismos marinos. Los restos de animales minúsculos que viven en el mar se mezclan con arenas y limos que caen al fondo en las cuencas marinas tranquilas. Estos depósitos, ricos en materiales orgánicos, se convierten en rocas generadoras de crudo. El proceso comenzó hace muchos millones de años, cuando surgieron los organismos vivos en grandes cantidades, y continúa hasta el presente. Los sedimentos se van haciendo más espesos y se hunden en el suelo marino bajo su propio peso. A medida que van acumulándose depósitos adicionales, la presión sobre los situados más abajo se multiplica por varios miles, y la temperatura aumenta en varios cientos de grados. El cieno y la arena se endurecen y se convierten en esquitos y areniscas, los carbonatos precipitaos y los restos de caparazones se convierten en caliza, y los tejidos blandos de los organismos muertos se transforman en petróleo y gas natural. Una vez formado el petróleo este fluye hacia arriba a través de la corteza terrestre porque su densidad e menor que la de las salmueras que saturan los intersticios de los esquitos, arenas y rocas de carbonato que constituyen dicha corteza. El petróleo y el gas natural ascienden a través de los poros microscópicos de los sedimentos situados por encima. Con frecuencia acaban encontrando un esquito impermeable o una capa de roca densa; el petróleo queda atrapado, formando un depósito. Sin embargo, una parte significativa del petróleo no se topa con rocas impermeables sino que brota en la superficie terrestre o en el fondo del océano. Entre los depósitos superficiales también figuran los lagos bituminosos y las filtraciones de gas natural. 2.1.3 Gas natural. El gas natural es una de las varias e importantes fuentes de energías no renovables formada por una mezcla de ligeros gases que se encuentran en yacimientos independientes de gas o en yacimientos de petróleo, disuelto o asociado a este (acumulación de plancton marino) o en depósitos de carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se 14

Capítulo 2

Marco teórico

saca, está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90 o 95%, y suele contener otros gases como nitrógeno, ácido sulfhídrico, helio y mercaptanos. Como fuentes adicionales de este recurso natural, se están investigando los yacimientos de hidratos de metano que, según estimaciones, pueden suponer una reserva energética muy superiores a las actuales de gas natural. Puede obtenerse con procesos de descomposición de restos orgánicos (basuras, vegetales, gas de pantanos) en las plantas de tratamiento de estos restos (depuradoras de aguas residuales urbanas, plantas de procesado de basuras, de desechos orgánicos animales, etc.). El gas obtenido se denomina biogás. Algunos de los gases que forman parte del gas natural cuando es extraído se separan de la mezcla porque no tienen capacidad energética (nitrógeno o CO2) o porque pueden depositarse en las tuberías usadas para su distribución debido a su alto punto de ebullición. Si el gas fuese criogénicamente licuado para su almacenamiento, el dióxido de carbono solidificaría interfiriendo con el proceso criogénico. 2.1.4 Pozo. La única manera de saber realmente si hay hidrocarburos en el sitio, donde la investigación sísmica y geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburo, es mediante la perforación de un pozo petrolero. Un pozo petrolero es una obra de ingeniería encaminada a poner en contacto un yacimiento de hidrocarburos con la superficie. El tipo de pozo depende principalmente del propósito de la perforación con lo cual básicamente solo existen 3 tipos de pozos los cuales son: exploratorios, evaluación y desarrollo. 

Pozos exploratorios: son los primeros en ser perforados en un proyecto. El principal objetivo de estos pozos es establecer la presencia de hidrocarburos. Los datos geológicos tomados de los recortes, los núcleos y los registros, son los objetivos de estos pozos. En resumen la función de los pozos exploratorios es obtener la mayor cantidad de información al menor costo.



Pozos de evaluación: un pozo de evaluación es perforado como una etapa intermedia entre la exploración y la producción, para determinar el tamaño del campo, las propiedades del yacimiento y cómo van a producir la mayoría de los pozos. Ya que la geología del área es mejor conocida, la perforación y terminación 15

Capítulo 2

Marco teórico

de los pozos podrá ser mejor diseñada para reducir al mínimo los daños al yacimiento. Estos pozos mejoran la calidad de la información para permitir a los Geólogos e Ingenieros en Yacimientos la mejor predicción de la producción a lo largo de la vida del campo. 

Pozos de desarrollo: el propósito principal de estos pozos es poner en producción al campo, siendo su prioridad la producción antes que la toma de datos. Existen diferentes tipos de pozos de desarrollo los cuales son: -

Pozos de producción: son los más numerosos, el objetivo es optimizar la productividad del pozo.

-

Pozos de inyección: estos pozos son menos numerosos, pero son indispensables para producir el yacimiento. Es particular algunos pozos inyectores son usados para mantener la presión del yacimiento y otros para eliminar fluidos no deseados.

-

Pozos de observación: sirven para completar y monitorear varios parámetros del yacimiento. Algunas veces pozos que son perforados y no se pueden usar para producción o inyección son utilizados como observadores.

La perforación depende de varias razones, entre ellas se encuentra: el área geográfica, las características y estructura del yacimiento, la columna geológica y la optimización de la producción del yacimiento al mínimo costo. Debido a esto, los pozos se pueden clasificar en: 

Verticales.



Horizontales.



Desviados (de pequeño y gran ángulo).



Multilaterales.

Verticales (figura 2.1): estos pozos son los más comunes dentro de la industria petrolera siendo esto por las siguientes razones: -

Su perforación es la más sencilla.

-

Son los menos costosos.

-

Su operación es simple. 16

Capítulo 2

-

Diseño óptimo para fracturamiento hidráulico.

-

Ideales para yacimientos de espesor homogéneo.

Marco teórico

Fig. 2.1 Pozo vertical.

Horizontales (figura 2.3): la perforación de estos pozos es debida principalmente a las siguientes razones: -

Yacimientos de pozo espesor, o columnas de aceite de poco espesor donde la relación gas/aceite no es demasiado baja, y no hay barreras significativas a la permeabilidad vertical.

-

Para minimizar bajas en la producción.

-

Para minimizar la perforación de pozos para el desarrollo de un campo.

-

En yacimientos fracturados donde un pozo horizontal da una mejor oportunidad de interceptar las fracturas.

-

Para yacimientos propensos a la conificación de agua y gas.

-

Para yacimientos propensos a la producción de arena.

-

En combinación con la perforación de alcance extendido para drenar diferentes bloques o yacimientos, en un solo pozo.

-

Cuando las cualidades del yacimiento varían en sentido lateral y un pozo horizontal da una mejor oportunidad de encontrar los mejores puntos de extracción.

-

En combinación con la perforación de alcance extendido, para desarrollar los yacimientos en zonas ambientalmente sensibles, o desde una plataforma marina, donde el número y la ubicación de los pozos de superficie está muy restringido.

17

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.2 Pozos horizontales.

Desviados (figura 2.3): la perforación de estos pozos puede ser usada para muchos de los propósitos de los pozos horizontales y adicionalmente para: -

Yacimientos de espesor grande donde la relación gas/aceite es baja, y/o existen barreras significativas a la permeabilidad vertical.

-

Yacimientos lenticulares.

-

Yacimientos en capas.

Fig. 2.3 Pozo desviado.

Multilaterales (figura 2.4): los pozos multilaterales incrementan la productividad del pozo principalmente incrementando la longitud de sección del yacimiento expuesta hacia el pozo. Otros beneficios incluyen la posibilidad de drenaje de más de un yacimiento, o más 18

Capítulo 2

Marco teórico

de un bloque de yacimiento en un solo pozo. Un pozo multilateral, es aquel con uno o más laterales, es decir, uno o más pozos subsidiarios de un pozo principal. Los laterales son usualmente pozos horizontales o desviados. Las principales aplicaciones para estos pozos son: -

Mejora el drenaje en un yacimiento.

-

Acceso a intervalos y bloques discontinuos en un yacimiento.

-

El drenaje de más de un yacimiento en un pozo.

-

Mejora la eficiencia de los proyectos de Recuperación Segundaria y Mejorada.

-

En combinación con la perforación de alcance extendido, para desarrollar los yacimientos en zonas ambientales sensibles, o desde una plataforma marina, donde el número y la ubicación de los pozos de superficie está muy restringido.

Fig. 2.4 Pozos multilaterales.

2.1.5 Tubería de revestimiento. Son tuberías especiales que se introducen en el agujero perforado y que liego son cementadas para lograr la protección del agujero y permitir posteriormente el flujo de 19

Capítulo 2

Marco teórico

fluidos desde el yacimiento hasta la superficie. También son conocidas como: revestidores, tubulares, casing. La selección apropiada de las tuberías de revestimiento es uno de los aspectos más importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación de pozos. La capacidad de la sarta de revestimiento seleccionada para soportar las presiones y cargas para una serie dada de condiciones de operación, es un factor importante en la futura seguridad y economía del proceso de perforación y en la futura vida productiva del pozo. La razón primaria de colocar una tubería de revestimiento en un pozo, es proporcionar protección al agujero en una forma segura, confiable y económica. Entre las funciones de colocar una tubería de revestimiento se encuentran: 

Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación.



Evitar contaminaciones de aguas superficiales.



Suministrar un control de las presiones de formación.



Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños.



Al cementarlo, se puede aislar la contaminación de las formaciones de interés.



Confinar la producción del pozo a determinados intervalos.

Además las tuberías de revestimiento proporcionan el medio para instalas las conexiones superficiales de control (cabezales, BOPs), los empacadores y la tubería de producción. Las tuberías de revestimiento se fabrican de acero de la más alta calidad y bajo estrictos controles de seguridad en los procesos de fabricación. Son el tipo sin costura, obtenidas por fusión en horno y soldadas estrictamente. El API ha desarrollado especificaciones para la tubería de revestimiento, aceptadas internacionalmente por la industria petrolera. Entre las especificaciones incluidas para los revestidores y las conexiones están características físicas, propiedades de resistencias a los diferentes esfuerzos y procedimientos de pruebas de control de calidad. En los diseños se deben tomar en cuenta tales especificaciones para minimizar las posibilidades de fallas. Las tuberías de revestimiento se clasifican por la función que desempeñan al colocarse en el interior de un pozo (figura 2.5), esto es: 20

Capítulo 2



Marco teórico

Conductora: es la primera tubería de revestimiento que puede ser hincada o cementada; sirve para sentar el primer cabezal en el cual se instalan las conexiones superficiales de control y las conexiones de circulación del lodo de perforación. Es la de mayor diámetro que se utiliza en el pozo, pues a través de ella pasan todas las tuberías de revestimiento que se utilizan. En el mar, es la primera tubería que se extiende desde la plataforma hasta abajo del lecho marino (mudline).



Superficial: es la tubería que sirve para aislar los acuíferos subsuperficiales o someros, así como manifestaciones de gas someros. Provee equipo de flotación, que permita realizar una buena cementación para continuar la perforación dentro de una zona de transición de alta presión. En pozos desviados, la superficie de la tubería debe cubrir toda la sección construida para prevenir derrumbes de la formación durante la perforación profunda. Esta sarta es cementada típicamente hasta la superficie o lecho marino (mudline) y sostiene las conexiones superficiales de control definitivas.



Intermedia: es la tubería que aísla zonas inestables del agujero, zonas con pérdidas de circulación de baja presión y zonas de producción. Se utiliza en la zona de transición de presión normal a presión anormal. La cima del cemento de esta tubería debe aislar cualquier zona de hidrocarburo. Algunos pozos requieren de múltiples sartas intermedias.



De explotación: es la tubería que aísla zonas de producción y debe soportar la máxima presión de fondo de la formación productora, tener resistencia a la corrosión así como resistir las presiones que se manejarás en caso de que el pozo se fracture para aumentar su productividad, el bombeo mecánico (gas lift), la inyección de inhibidores de aceite. El buen trabajo de cementación primaria es crítico para esta sarta.

21

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.5 Tuberías de revestimiento de acuerdo a la función desempeñada.

Existen tuberías de revestimiento que por su condición y objetivo de colocación (figura 2.6) pueden definirse como: 

Tubería corta (liners): es una sarta de tuberías que no se extiende a la cabeza del pozo. En cambio, es sostenida por otra sarta. La tubería corta es usada para reducir costos y mejorar la hidráulica durante perforaciones profundas. La tubería corta puede ser empleada tanto en la sarta intermedia como en la de explotación. Los liners son cementados típicamente a lo largo de toda su longitud.



Complemento (TIE-BACK): es una sarta de tubería que proporciona integridad al pozo desde la cima del liner hacia la superficie. Es un refuerzo para la tubería de explotación. Si se tienen altas presiones protege de los fluidos corrosivos y refuerza la tubería de explotación en caso de que se presenten daños. Puede cementarse parcialmente.



Complemento corto (STUB): es una sarta de tubería que funciona a igual que el complemento. Proporciona integridad por presión para extender la cima de la tubería corta. Puede cementarse parcialmente.

22

Capítulo 2



Marco teórico

Sin tubería de producción (TUBINGLESS): es una tubería de explotación que se extiende hasta la superficie y se utiliza como tubería de producción para explotar los hidrocarburos.

Fig. 2.6 Tuberías de revestimiento de acuerdo al objetivo.

2.1.6 Tubería de producción. La función de la tubería de producción es llevar el fluido de la formación productora hasta el cabezal del pozo (figura 2.7), su diseño es similar al de la tubería de revestimiento (estallido, tensión y colapso). Las caídas de presión se obtienen mediante análisis de flujo multifásico o análisis de presiones en el fondo y el cabezal del pozo. La selección y diseño de una tubería, es una parte fundamental en la terminación de un pozo, para ello existen un conjunto de prácticas aceptables, entre las cuales se pueden citar las establecidas por el API (American Petroleum Institute) basado en las siguientes propiedades físicas: 

Valores máximos y mínimos de los esfuerzos cedentes.



Valores mínimos de presión interna cedente.



Porcentaje mínimo de elongación en secciones de prueba de dos pulgadas de largo.



Valores de dureza típica.



Torque recomendado. 23

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.7 Tubería de producción.

El límite máximo de los esfuerzos cedentes y la mínimo elongación son factores muy importantes y los cuales son tomados en cuenta por los fabricantes. Los grados de acero recomendados por el API, establecen la composición química, propiedades físicas y mecánicas de la tubería. Cada grado tiene designado una letra y un número como por ejemplo: K-55, N-80, J-55, C-95, C-75 y P-10. La designación numérica refleja el esfuerzo cedente mínimo del material. Este esfuerzo puede ser suficiente para soportar fuerzas en la tubería causadas por cambios de presión y temperatura a profundidad.

24

Capítulo 2

Marco teórico

La selección de la tubería de producción se lleva a cabo en base a la tasa de flujo o bombeo estimado para el pozo. La tasa de flujo o de bombeo, es determinada con un análisis de curvas en el comportamiento de influjo del yacimiento y la tubería 2.1.7 Velocidad anular. La velocidad anular es la rapidez del fluido mientras se mueve hacia arriba a través del espacio anular del pozo (figura 2.8), la cual tiene que ser suficiente para transportar los recortes del pozo. Sin embargo, si la velocidad anular es muy alta se puede generar un lavado del pozo (wash out), además de una muy alta densidad equivalente de circulación (ECD).

Tubería

Fig. 2.8 Velocidad anular.

Cuando el lodo es circulado a través del sistema, la velocidad de movilidad es menor en donde el lugar del área de sección transversal es más grande, inversamente, cuando el fluido fluye a través del área de sección transversal pequeña, la velocidad anular en ese punto es mayor. 2.1.8 Presión hidrostática. Es la presión ejercida por el peso de una columna de fluido, en función de la densidad del fluido y longitud de la columna del mismo. Los dos factores que afectan a la presión hidrostática son el peso del lodo y la profundidad vertical verdadera (TVD). 25

Capítulo 2

Marco teórico

2.1.9 Unidad de bombeo de nitrógeno. El nitrógeno (N2) es un gas inerte (no reactivo) que es bombeado en un pozo para mejorar la recuperación segura del fluido introducido y producido, mientras que reduce el potencial de daño de la formación, es más comúnmente utilizado en el campo petrolero de desplazar o aclarar líquidos. Esta característica permite que el aceite o el gas fluyan fácilmente desde el pozo. Suministra gas nitrógeno de alta pureza para ser utilizado en pozos de petróleo o gas. Comúnmente se dispone de dos tipo básicos de unidades: una unidad de conversión de nitrógeno que bombea nitrógeno líquido a alta presión a través de un intercambiador o convertidor de calor para suministrar gas de alta presión a temperatura ambiente, y una unidad de generación de nitrógeno que comprime y separa el aire para proveer un suministro de gas nitrógeno de alta presión. En la figura 2.9 se muestra una unidad de nitrógeno.

Fig. 2.9 Unidad de nitrógeno.

2.1.10 Flujo anular. Régimen de flujo multifásico en el cual es fluido más ligero fluye en el centro de la tubería y el fluido más pesado está contenido en una película fina en la pared de la tubería. El fluido anular ocurre a altas velocidades del fluido más ligero y se observa tanto en pozos verticales como horizontales. A medida que la velocidad aumenta, la película puede 26

Capítulo 2

Marco teórico

desaparecer, lo cual conduce a un flujo de niebla o a un flujo de emulsión. Cuando la interfaz entre los fluidos es irregular, se puede utilizar el término de flujo anular ondulado. La figura 2.10 es un ejemplo de flujo anular en tuberías.

Fig. 2.10 Flujo anular.

2.1.11 Flujo niebla. Un régimen de flujo de fluido multifásico caracterizado por la distribución de la fase gaseosa como burbujas a través de la fase líquida (figura 2.11). En un pozo productor en el que las burbujas se encuentran distribuidas en forma uniforma, existe poco movimiento relativo entre las fases. Cuando las burbujas se congregan y se combinan para formar una distribución menos uniforme de la fase gaseosa, se produce cierto deslizamiento relativo entre los gases y el gas tiende a atravesar la fase líquida.

Fig. 2.11 Flujo niebla.

2.2

Descripción de la unidad de tubería flexible.

En cualquier operación con T.F. se encuentra una unidad de tubería flexible en la cual se enrolla una sección continua de tubería de acero flexible. Durante el transporte a la localización del pozo, esta tubería permanece enrollada en un carrete de almacenamiento. A medida que se desenrolla del carrete de almacenamiento, pasa a través de un tubo con 27

Capítulo 2

Marco teórico

forma de cuello de ganso y se endereza justo antes de ingresar en el pozo. Al final de la operación, la tubería flexible se extrae del pozo y se enrolla nuevamente en el carrete. Un cabezal de inyección remueve la sarta de T.F. del carrete y la baja en el pozo. Desde la cabina del equipo el operador controla el cabezal de inyección accionado hidráulicamente, para regular el movimiento y la profundidad de la sarta. Un estopero (stripper), colocado por debajo del cabezal del inyector, proporciona un sello dinámico alrededor de la sarta de producción, es un elemento clave para bajar y extraer con seguridad la sarta de T.F. del pozo. La UTF cuenta con un conjunto de preventores (BOP), colocado entre el stripper y el cabezal del pozo, provee las funciones de control de presión. La operación es monitoreada y coordinada desde la cabina de control del equipo. 2.2.1 Tubería flexible. Son conductos tubulares de gran longitud y flexibilidad que no requieren utilizar conexión o junta para conformar todo un tren o sarta de tuberías. Es decir, la tubería continua, a diferencia de las tuberías convencionales que requieren un elemento conector para unir tubo por tubo y lograr contar con una longitud apropiada para el trabajo a realizar. La TF es de dimensiones geométricas esbeltas (< 3 ½” de diámetro), aunque actualmente existen de grandes dimensiones (7” de diámetro) y la mayoría de las veces se utiliza como tuberías de trabajo en proceso de recuperación avanzada durante la vida productiva del pozo. La tubería flexible o CT (coiled tubing), se define como un producto tubular fabricado de manera continua en longitudes que requieren que sea enrollado en un carrete durante el proceso de fabricación. Se comercializa en carretes, en longitudes que exceden los 9450 metros en aceros que han soportado desde 55 000 psi hasta 120 000 psi de esfuerzo de cedencia. Cualquier operación con fines de mantenimiento o reparación de un pozo constituye un evento importante en su vida productiva. En muchos casos, una operación requiere la remoción y el reemplazo de la sarta de producción después de montar un equipo de terminación/reparación y matar el pozo. Para evitar los problemas de producción y los 28

Capítulo 2

Marco teórico

costos asociados con estas actividades, muchos operadores recurren a la tecnología de T.F. para posibilitar la ejecución de tareas y reparación en pozos activos. Esta tecnología permite desplegar herramientas y materiales a través de la tubería de producción o la tubería de revestimiento existente, mientras el pozo sigue produciendo. La T.F. no cuenta con conexiones entre las uniones por lo tanto no existe la necesidad de enroscar y desenroscar, posibilitando así, la circulación continua durante las maniobras de bajada y salida del pozo. La circulación continua durante el tratamiento del pozo mejora el control del flujo; capacidad que constituye una de las razones principales para la aplicación de la T.F. en intervenciones a pozos. En la figura 2.12 se puede observar el aumento de diámetros que ha sufrido la TF a lo largo del tiempo.

Figura 2.12 Evolución de la tubería flexible.

Algunas de las características de la tubería flexible son: 

Resistencia mecánica: soporta fuerzas durante las operaciones.



Durabilidad: tener una duración de vida aceptable y predecible.



Capaz de darle mantenimiento: adaptar una utilización adecuada y sea reparable en el campo.



Resistencia a la cedencia del material.



Límites de tensión y compresión.



Resistencia a la corrosión. 29

Capítulo 2



Marco teórico

Resistencia a la fatiga, el radio de doblamiento es un factor muy importante ya que entre más pequeño el radio se induce mayor fatiga (se emplea más vida de la tubería).



Resistencia a la deformación.



Daño por transporte y manipulación.

Ventajas de la tubería flexible. 

Pequeños tiempos de viaje dentro y fuera del pozo.



No es requerida una torre de trabajo (mástil) adicional.



Se pueden operar en pozos fluyentes.



Bajos costos de movilización.



Reparaciones en pozos fluyentes.



Operaciones en el interior de la tubería de producción (TP).



Menor costo de operación.



Menor personal para el manejo del equipo.



Seguridad con bajo impacto al medio ambiente.

Desventajas de la tubería flexible. 

No se puede rotar.



Necesita constante monitoreo de la vida útil de la tubería.



Hay mayores caídas de presión por fricción en la TF.



Longitud limitada de tubería.

Limitaciones de la tubería flexible. 

Fatiga debido a doblado y presión, este es el mecanismo de daño más importante, el radio de cedencia es definido como el punto en el que si la tubería se dobla más de lo debido se causará deformación plástica en el material.



La historia operativa es un factor determinante ya que el uso a la cual la sarta fue sometida indicará anomalías o límites de vida de uso.

30

Capítulo 2



Marco teórico

La tubería es deformada plásticamente cada vez que pasa por el cuello de ganso o va al carrete.



Las mayores limitaciones de la tubería flexible son: límites de vida debido a la fatiga y corrosión, límites de presión y tensión, límites de diámetro y ovalidad.



Presión interna en el punto de doblado causa deformación, aun cuando la presión interna por sí misma es insuficiente para causar deformación.

Una tubería apropiadamente diseñada debe cumplir con los siguientes atributos para la operación planeada por el ingeniero. 

Suficiente resistencia mecánica para resistir con seguridad la combinación de fuerzas que impone el trabajo.



Rigidez adecuada para ser corrida en el pozo hasta la profundidad requerida y/o empujar con la fuerza debida.



Peso liviano para reducir los problemas de logística y el costo total.



Una máxima vida útil de trabajo.

Las principales fallas de las tuberías son el colapso, tensión, presión interna y corrosión. 

Resistencia a la tensión es la presión que soporta la tubería al ser jalada sin salirse del margen de seguridad.



Resistencia al colapso es la presión que soporta la tubería al ser sometida por una fuerza ejercida externamente sin generar deformación.



Resistencia a la compresión es la presión a la que se somete una tubería al ser comprimida o cargarle peso.



Resistencia interna es la presión que soporta la tubería internamente sin generar deformación.

Factores que afectan las fuerzas de la tubería flexible (figura 2.13). 

Efecto de flotación: se refiere al peso de la TF tomando en cuenta los efectos de los fluidos internos y externos de la tubería, su densidad con su correspondiente efecto de flotación. 31

Capítulo 2



Marco teórico

Estado mecánico del pozo: son las fuerzas correspondientes por la fricción y/o arrastre aplicado a la tubería debido a los cambios en desviación y azimut en la trayectoria del pozo.



Pandeo residual: Es la fuerza o fricción generada cuando se mete la tubería por el stripper y en el pozo, causada por la flexión natural de la tubería almacenada en el carrete.



Pandeo (flexión): es la fuerza de compresión generada cuando se mete la tubería flexible en pozos altamente desviados.



Pandeo sinusoidal: este es causado cuando la tubería es empujada dentro del pozo hasta cierto nivel en el cual toma una onda de forma sinusoidal.



Fricción del stripper: el sello que produce este para mantener segura la presión del pozo, genera una fuerza de fricción sobre la tubería. En pozos con alta presión, la presión impuesta por el stripper dificulta la inyección de la TF dentro del pozo.



Presión del pozo: la presión fluyente del pozo presenta una resistencia ascendente para la introducción de la sarta de trabajo.

32

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.13 Fallas en la TF.

La figura 2.14 nos muestra una gráfica de fuerza contra presión de pozo nos muestra diferentes diámetros de tubería, lo cual nos determina la cantidad de fuerza necesaria en la cabeza inyectora para vencer el empuje ejercido por la presión del pozo, además de las condiciones de la tubería para soportar los esfuerzos de compresión sometida.

33

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.14 Gráfica para determinar la fuerza necesaria en la cabeza inyectora.

2.2.2 Carrete de tubería. El carrete de la TF se fabrica de acero, las capacidades para la tubería enrollada dependen del diámetro del tambor. El extremo de la TF está conectado a través de un hueco de la flecha o eje del carrete hacia una junta rotativa de alta presión. La junta rotativa está asegurada a una sección de tubería estacionaria la cual está conectada al sistema de bombeo de fluidos, para cuando se requiera un bombeo continuo y la circulación pueda mantenerse mientras se realiza un trabajo. Una válvula de cierre se instala entre la tubería y la flecha del carrete para aislar la tubería de las líneas de bombeo en la superficie, en caso de alguna emergencia. La rotación del carrete se controla mediante un motor hidráulico el cual actúa directamente sobre el eje del carrete, opera por un sistema de cadenas y engranes dentados. Las funciones del carrete son: 

Mecanismo almacenador de TF. 34

Capítulo 2



Provee tensión atrás y controla las camas de la TF.



Control de la TF mientras es enrollada.



Freno cuando la TF no se mueve.



Bombeo de fluidos mediante la tubería y la unión giratoria.

Marco teórico

La figura 2.15 ejemplifica un carrete de una unidad de tubería flexible.

Fig. 2.15 Carrete de UTF.

Los componentes principales del carrete son: 

Unión giratoria



Guía de la tubería.



Lubricador de tubería.



Medidor de profundidad.

35

Capítulo 2

Marco teórico

Unión giratoria: esta permite el bombeo de fluidos a la sarta de TF, mientras gira el carrete, se encuentra montada en el eje del carrete y cuenta con un juego de empaques que evitan la fuga de líquidos durante las operaciones (figura 2.16).

Fig.

2.16

Unión

giratoria.

Guía de la tubería: está es una guía que tiene como función evitar que la tubería se traslape en el carrete durante la introducción o extracción de la TF en el pozo, su movimiento está sincronizado con el giro del carrete y se opera desde la cabina de control. La tubería flexible es guiada al enrollarse en el carrete por un mecanismo llamado “conjunto de nivelar enrollar”, este enrolla y desenrolla adecuadamente. Lubricador de tubería: es un dispositivo montado sobre el carrete de tubería que tiene la función de proporcionar una película de aceite para la protección de la TF. Medidor de profundidad: es un mecanismo que indica la profundidad del extremo de la tubería dentro del pozo. Se encuentra instalado frente a la barra guía del carrete junto con el lubricador de tubería para observarlo con facilidad desde la cabina. Cuando la tubería pasa a través de este contador hay contacto con una polea que transmite el giro a un sistema de engranes, para ir cuantificando la cantidad de tubería introducida o recuperada (figura 2.17).

36

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.17 Medidor de profundidad.

Cuando se recupera tubería del pozo, la velocidad del motor del carrete necesita ser incrementada para permitir la rotación del carrete de manera que se mantenga a la par con la velocidad de extracción del inyector de tubería. La función principal del freno del carrete, es la de detener la rotación del tambor si es que la tubería llegara a atorarse accidentalmente, o si ocurriera una condición de escape descontrolado. Cuando el carrete es transportado el freno evita la rotación del mismo. El carrete de tubería está equipado con un sistema para lubricar el exterior de la TF evitando así la corrosión y reduciendo las cargas de fricción que se generan al desplegar la tubería a través del stripper. La habilidad de controlar el torque de salida del motor hace posible variar la tensión de la TF (entre el carrete y el inyector). La cantidad de presión hidráulica requerida para tener una tensión satisfactoria depende de la cantidad de la TF contenida en el carrete y la distancia del cuello de ganso. La figura 2.18 muestra lo que puede suceder cuando la tensión aplicada a la TF no es la adecuada.

37

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.18 Tensión en la TF.

La distancia del eje del carrete a la cama superior de la tubería puede tomarse como base para conocer que tanto torque deberá ser transmitido a la tensión de la tubería. Entre más grande sea la distancia más torque se necesitará para mantener constante la tensión. 2.2.3 Unidad de potencia (equipo de suministro de energía). Está conformada por un motor de combustión interna diésel, el cuál puede tener un arreglo de 6 u 8 cilindros en “V” o en línea, con una transmisión para acoplar las bombas hidráulicas que suministran la potencia requerida mediante mangueras de alta presión, para operar los componentes del equipo de tubería flexible (sistema de control de presión, motores hidráulicos de la cabeza inyectora y carrete). Cuenta con válvulas de control de presión, filtros intercambiadores de calor y controles de emergencia para mantener represionados todos los sistemas en caso de que fallara el motor. El sistema está diseñado de tal forma, que permite alimentar a un generador de corriente alterna que suministra la energía a los componentes eléctricos y al sistema de alumbrado. La unidad de potencia cuenta con un compresor (bomba que acciona el stripper, la lubricación y las cadenas de la cabeza inyectora y el sistema de arranque del motor). 38

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.19 Unidad de potencia.

Existen varios tipos de configuraciones de las unidades de tubería flexible, los cuales están en función de las necesidades de operación. En la actualidad hay tres tipos y son los siguientes: 

Unidad de potencia del mismo tracto-camión.



Sobre una plataforma con fuente de potencia independiente.



Integrada en el mismo patín de la cabina de control y montada en un patín independiente.

39

Capítulo 2

Marco teórico

2.2.4 Cabina de control. Esta contiene todos los controles e instrumentos de cada componente del equipo que interviene. La cabina se eleva durante las operaciones con un sistema de gatos neumáticos, que facilita la visibilidad requerida y realizar la intervención con la máxima confiabilidad, efectividad y seguridad (figura 2.20). Al verificar las condiciones de los componentes externos: carrete, cabeza inyectora y la operación en general, mediante la consola de control al cual se encuentra dentro de la cabina.

Fig. 2.20 Cabina de control.

El conjunto de la consola está completo con todos los controles e indicadores requeridos para operar y controlar todos los componentes que se hallan en uso y puede estar montado en un patín para uso costa afuera o permanentemente montado como ocurre en las unidades

40

Capítulo 2

Marco teórico

de tierra. La consola montada en un patín, puede estar colocada donde se le necesite en el sitio del pozo, según el deseo del operador. Los motores del carrete y el inyector se operan desde el tablero de control, a través de válvulas que determinan la dirección del movimiento y la velocidad de operación de la tubería. También se encuentran ubicados en la consola, los sistemas de control que regulan la cadena de transporte, el conjunto del stripper y varios componentes para el control del pozo. La cabina está integrada para operar todos los componentes del equipo adicional a la instrumentación propia de esta, contará con el equipo de cómputo, electrónico necesario para registrar en tiempo real y almacenar en memoria como mínimo los siguientes parámetros (figura 2.21): 

Presión interna de la tubería.



Presión en el espacio anular de la TF/ TP.



Gasto y presión de circulación.



Peso y esfuerzo de tensión de la TF.



Velocidad de introducción y extracción de la tubería flexible.



Profundidad de operación de la TF.



Esfuerzos y cargas axiales a lo largo de la tubería en los viajes de la TF al pozo.



Esfuerzos o cargas sinusoidales y helicoidales.



Manómetros para indicar las condiciones de todos los sistemas del equipo y pozo.



Presión del pozo.



Válvulas de control.



Freno del carrete.



Sistemas para el control de enrollamiento en el carrete de la tubería, válvulas y manómetros para mantener la presión adecuada al lubricador de TF.



Control para abrir o cerrar los arietes del conjunto de preventores (BOP).



Paro automático de emergencia.



Control de la unidad de potencia.



Equipo electrónico. 41

Capítulo 2



Presiones hidráulicas del sistema de control de pozo.



Presión hidráulica de la contra presión del carrete.



Presión hidráulica del sistema motriz del inyector.



Presión hidráulica del stripper.



Presión de operación del inyector de tubería y dirección.



Arranque y parada del grupo motriz o fuente de poder.

Marco teórico

42

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.21 Tablero de control.

2.2.5 Cabeza inyectora. La cabeza inyectora es un sistema mecánico que proporciona la fuerza de reacción y la estabilidad necesaria para introducir y sacar la sarta de forma continua, diseñada para tres funciones básicas:

43

Capítulo 2



Marco teórico

Proporcionar la confianza para introducir la tubería al pozo en contra de la presión o para superar la fricción de las paredes del pozo.



Controlar la velocidad de entrada de la TF al pozo.



Soportar el peso de la tubería suspendida y cuando es acelerada a velocidades de operación al ser extraída del pozo.

Mecanismo de empuje: consiste en dos cadenas de tracción, conducidas por un aro dentado impulsado por motores hidráulicos contra rotativos. Estas cadenas se fabrican fijando el block silla (agarre), el cual se monta entre los eslabones de la cadena y se maquina para ajustar la circunferencia de la sarta de TF. Los block silla, se forzan hacia la tubería por una serie de rodillos de compresión, activados hidráulicamente, aplicando una fuerza requerida para establecer el sistema de fricción conductor. Funciones de la cabeza inyectora: 

Introducir y recuperar la TF.



Guiar la TF al carrete y cabeza inyectora.



Proveer el empuje requerido para insertar la tubería dentro del pozo contra la presión para vencer la fricción del pozo. La tubería puede ser insertada mientras se le corre sin herramienta conectada a ella, o usada para llevar hacia el interior del pozo herramientas y dispositivos sujetos en el extremo de la TF.



Controlar la velocidad de descenso de la tubería dentro del pozo, bajo varias condiciones de pozo.



Soportar todo el peso de la tubería y acelerada a la velocidad de operación, al momento de estarse extrayendo TF fuera del pozo.

La cabeza inyectora provee la fuerza reactiva y estabilidad para insertar o remover la TF del pozo (figura 2.22). La carga que la cabeza inyectora debe soportar es igual a la diferencia entre la fuerza vertical producida por la presión del pozo y el peso de la tubería suspendida.

44

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.22 Cabeza inyectora.

Los componentes principales de la cabeza inyectora son los siguientes: 

Cuello de ganso.



Cadenas.



Motores hidráulicos.



Indicador de peso.

Cuello de ganso: este es un arco de acero con roles, montado sobre la cabeza inyectora, que actúa como guía a la sarta de TF (figura 2.23).

45

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.23 Cuello de ganso. La tabla 2.1 muestra la relación entre los diámetros del cuello de ganso y el diámetro de la TF empleado de acuerdo a este.

Tabla 2.1 Diámetro de TF a utilizar en base al diámetro del cuello de ganso.

46

Capítulo 2

Marco teórico

Cadenas: son una serie de eslabones, roles y blocks de acero con caras semicirculares que corresponden al diámetro de la tubería que se esté utilizando, estos transmiten la fuerza necesaria para introducir y extraer la TF del pozo. Cuando la tubería es introducida en el pozo, la carga en las cadenas se incrementa y se requiere aumentar la fuerza de los blocks, para mantener una fricción eficiente. Esto se logra por medio de un sistema de tensión de cadenas, usando presión hidráulica a través de engranes. Existen 2 tipos de cadenas: 1. Tipo “S”: en esta cadena los baleros están montados en la misma cadena y corren a lo largo de las pistas que van sujetas por medio de balancines a los gatos de tracción (figura 2.24).

Fig. 2.24 Cadenas tipo “S”.

47

Capítulo 2

Marco teórico

2. Tipo “R” y de mordaza intercambiable: en este caso la cadena no tiene baleros y corre a lo largo de una pista de baleros que va sujeta mediante bujes a la carcaza de la cabeza inyectora (figura 2.25).

Fig. 2.25 Cadenas tipo “R”.

Motores hidráulicos: suministran la tracción requerida para mover la tubería dentro y fuera del pozo. Los motores utilizados se encuentran sincronizados a través de una caja de velocidades para operar el movimiento de las cadenas. Indicador de peso: este dispositivo opera hidráulica y/o electrónicamente. El indicador de peso está localizado en la base de la cabeza inyectora (figura 2.26). Este mecanismo está conectado al panel de control de operaciones, para verificar el peso de la tubería y la fuerza necesaria para sacar la tubería del pozo. Proporciona el peso de la sarta de tubería colgada en las cadenas de la cabeza inyectora. Este indicador permite al operador saber cuándo la 48

Capítulo 2

Marco teórico

tubería flexible está bajando sin ninguna obstrucción o subiendo libre sin ningún atrapamiento.

Fig. 2.26 Indicador de peso.

2.3

Equipo para el control del pozo.

El conjunto de preventores proporciona un medio de control eficiente y seguro de las presiones del pozo durante una operación normal o de emergencia. La configuración de los rams del preventor y el puerto de matar; facilitan las operaciones de control. El conjunto de preventores está equipado con cuatro juegos de rams y se instalan sobre el árbol de válvulas, o sobre la mesa rotaria de equipos convencionales. Son operados desde la cabina de control a través del circuito hidráulico y de un acumulador neumático. Preventores: Su función es proporcionar un medio de control eficiente y seguro de las presiones del pozo durante una operación normal o de emergencia. El sistema de preventores se debe utilizar en cada operación de servicio. Está equipada con arietes ciegos, arietes de corte, arietes de cuñas y arietes anulares.

49

Capítulo 2

Marco teórico

El sistema de preventores es una parte de importancia crítica en la UTF, está compuesto por el conjunto de stripper y los arietes operados hidráulicamente, especificados para una presión de trabajo. Para cierres de emergencia los acumuladores proporcionan la energía

requerida para

activar el juego de rams que permiten el control del pozo, o bien pueden ser cerrados manualmente, los arietes hidráulicamente operados en la columna de preventores necesitan efectuar cuatro funciones: 1. Sellar el orificio abierto. 2. Cortar la tubería. 3. Sujetar la tubería. 4. Sellar alrededor de la tubería. La columna de tubería flexible más común es la columna cuádruple. Un juego compacto de arietes múltiples permite facilidad de armado y de mantenimiento. El ariete cuádruple es muy popular y permite el alojamiento de arietes ciegos, arietes de corte de tubería, arietes de cuñas y arietes anulares (figura 2.27).

Fig. 2.27 Tipo de arietes.

50

Capítulo 2

Marco teórico

Los preventores se colocan debajo del conjunto del stripper. El conjunto estándar para un arreglo de cuatro arietes para TF es el siguiente: 

Arietes ciegos.



Arietes de corte.



Arietes de cuñas.



Arietes anulares.

El preventor consta de la siguiente configuración (figura 2.28). 

Ariete ciego: están diseñados para efectuar un sello total del pozo cuando no hay tubería dentro del preventor o al perder el control del pozo, el sellado de este tipo de arietes ocurre cuando los elementos de elastómero dentro de los arietes se comprimen el uno contra el otro.



Arietes de corte: son utilizados para cerrar y cortar la tubería flexible en caso de que se atore abajo del conjunto de preventores.



Arietes de cuñas: utilizados para sujetar la tubería sin dañarla. Estos están equipados con dientes unidireccionales que se mueven en contra de la tubería flexible cuando se activan y soportan su peso. Estos pueden utilizarse para asegurar la TF cuando se cierran contra la misma y evitar movimiento en caso que se presente una alta presión que pudiera expulsarla.



Arietes anulares: están equipados con avanzados sellos de elastómero que igualan el diámetro externo específico de la TF en uso. Cuando se cierran contra la tubería estos arietes aíslan la presión del espacio anular, debajo de los arietes.



Válvula igualadora: permite igualar la presión en el interior del preventor para abrir los rams.



Puerto de matar: se ubica en la parte media del cuerpo del preventor y permite bombear fluidos para el control del pozo.

51

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.28 Preventor.

Preventores combi: este tipo de preventores están equipados con dos conjuntos de rams, los cuales cumplen con dos funciones al momento de ser operados, su distribución es la siguiente: 1. Rams ciego y corte: utilizados para cortar la TF y efectuar sello en el diámetro interno del preventor. 2. Rams anular y cuñas: diseñado para que la TF quede sujeta cuando estos rams cierren, efectuando así, un sello alrededor de la misma sin dañar la superficie. Stripper: es un preventor de trabajo, el cual tiene la función de controlar la presión del pozo durante las operaciones con tubería flexible. Permite trabajar en pozos fluyentes, ya que las presiones son controladas por dos elementos de sello (uretano y nitrilo), que al efectuar presión realizan un sello sobre el cuerpo de la TF, durante la introducción y extracción de la misma. El mecanismo de operación es hidráulico y se realiza desde la cabina de control.

52

Capítulo 2

Marco teórico

Funciones del stripper: 

Mantener una barrera primaria contra la presión del pozo y fluidos.



Asegurar y alinear la cabeza inyectora con el equipo de presión y control del pozo.



Dar soporte a la tubería flexible entre las cadenas de la cabeza inyectora y el sello stripper.

Es colocado un energizador o pistón hidráulico debajo de los elementos de sello, forzando hidráulicamente hacia arriba hasta que haga contacto con los elementos de sello. Los elementos de sello del stripper pueden ser un elemento único circular o dos elementos semicirculares de elastómero que se unen en el espacio cilíndrico interior del cuerpo del stripper y rodean a la sarta de trabajo. 2.4

Operaciones con UTF.

2.4.1 Terminación de pozos. El desarrollo de la TF en accesorios, terminaciones y recientemente las bombas sumergibles y cables de transmisión de energía. La tecnología de tubería flexible puede adaptar o incluir un equipo de terminación para proporcionar todas las herramientas convencionales para algún tipo de terminación. Las terminaciones con TF se pueden clasificar de la siguiente manera: 

Terminaciones primarias.



Sistemas artificiales.



Sartas de velocidad.

Frecuentemente la tubería flexible es empleada para efectuar trabajos de terminación de pozos, estas aplicaciones pueden ser diseñadas para pozos nuevos o para pozos existentes donde el yacimiento o las condiciones de producción han sido dañados. Es decir, las características de producción pueden ser optimizadas a un costo considerablemente bajo. -

Terminaciones primarias.

53

Capítulo 2

Marco teórico

La terminación primaria de un pozo se define como la primera terminación realizada en él, en muchas aplicaciones de la TF como un conducto primario resulta ser más común debido a los avances tecnológicos de esta. Los empacadores, niples, conexiones, mandriles de BN y otras herramientas están disponibles para usarse ahora con TF. La TF ranurada e incluso la TR regular son rutinariamente corridas con la TF. Consecuentemente la terminación primaria con TF es una aplicación estándar con empacadores y otros accesorios lo cual resulta ser una alternativa viable para una terminación. -

Terminación con método de sistemas artificiales de producción (SAP).

Las tecnologías de terminación traen ventajas significativas para la aplicación de la TF cuando decrece el desarrollo del pozo debido al agotamiento del yacimiento. En muchos casos, las terminaciones con TF son instaladas en un pozo productor reduciendo los riesgos y los requerimientos de matar al pozo y de las operaciones de inducción. Las terminaciones con tubería flexible que se han estado empleando en campo más frecuentes son: bombeo neumático (BN), bombeo electrocentrígufo (BEC). 

Bombeo neumático (BN).

Es otra alternativa para reanudar la producción de aceite de pozos que tienen baja presión de fondo, es el uso de la TF como aparejo de producción y de válvulas para bombeo neumático. El arreglo depende de las condiciones futuras del comportamiento del pozo. Este sistema es aplicable en pozos que requieren un sistema artificial de producción debido a la disminución de la presión de formación. La instalación del BN se lleva a cabo sin remover la terminación original. 

Bombeo electrocentrífugo (BEC).

La tubería flexible lanza una bomba eléctrica semisumergible la cual, puede ser empleada en las aplicaciones de bombeo artificial donde la inyección de gas es o no una opción viable o puede no estar disponible. 54

Capítulo 2

Marco teórico

La bomba semisumergible puede ser configurada con un cable en el interior o en el exterior de la TF. La configuración de un cable interno permite el ensamblado de la bomba y que la terminación se desarrolle bajo las condiciones del pozo existente. El uso de la TF para la introducción de aparejos de bombeo electrocentrífugo se caracteriza por los altos volúmenes de producción y se emplea en pozos profundos con una mezcla de hidrocarburos con poco gas. Un sistema simple de BEC, consta principalmente de una bomba centrífuga de múltiples etapas con un motor de fondo y una fuente de poder a través de un cable conductor. Éste sistema opera con mayor eficiencia en pozos con baja RGA y con alta productividad de fluido. Este sistema puede llegar a producir hasta 80 000 bpd. Este sistema es factible al ser instalado a través de la TP, eliminando la necesidad de efectuar reparaciones con equipos convencionales y minimizando el tiempo inactivo y la producción diferida. Esta técnica tiene un óptimo desempeño en campos marino pequeños o marginales, donde no existe infraestructura para el sistema artificial por gas o donde se requiere la conversión del proceso de sistema artificial por gas a bombeo electrocentrífugo. 2.4.2 Limpieza de pozos. Una de las operaciones importantes durante la etapa de terminación de pozos es el lavado de estos, mediante el cual se evita la depositación de sólidos en el interior de las tuberías y en el intervalo productor originando así, la disminución de la permeabilidad del intervalo. Los cambios de temperatura, presión, composición química del aceite propician desequilibrio y la consecuente precipitación de sustancias asfálticas y parafínicas, que se depositan dentro de la tubería causando obstrucción parcial o totalmente. Algunas formaciones, producen junto con los hidrocarburos, pequeñas partículas de arenas o sedimentos que por gravedad se depositan dentro de la tubería obturando el área de flujo. Si la operación de lavado es ineficiente, los sólidos no removidos pueden taponar los poros y canales de la formación productora durante los disparos, provocando una drástica reducción de la permeabilidad y con esto una disminución de la producción. 55

Capítulo 2

Marco teórico

Las UTF son usadas comúnmente debido a la capacidad de bombeo continuo, por el hecho de que no se tienen que hacer conexiones y la rapidez para introducir o extraer las sartas de manera que se puedan lavar puentes de arena, lodo y depósitos de parafina del interior de la TP. Una sarta de herramienta puede ser corrida con tubería flexible para suministrar la acción necesaria de limpieza, tal como rascado, lavado, rotado; tomando en cuenta los límites de la TF. Una limpieza con tubería flexible tiene como objetivo la remoción de los asentamientos que se generan en la vida productiva del pozo. La razón principal de ello es restablecer la capacidad de producción de este. -

-

Los asentamientos de partículas son divididos en tres categorías: 

Partículas muy finas.



Partículas no consolidadas.



Partículas consolidadas.

Método de remoción: 

Mecánico.

En este método se utilizan herramientas como molinos, barrenas y herramientas de impacto, para remover los materiales que presentan mayor resistencia a los métodos de limpieza. 

Químico.

Este método es efectivo únicamente cuando los depósitos son solubles en fluidos como solventes y formulaciones ácidas. El impacto creado por la acción de chorro de los fluidos a la salida de la tubería disuelve los depósitos presentes.

56

Capítulo 2



Marco teórico

A chorro (jet).

La unidad de tubería flexible es el medio apropiado para la remoción de asentamientos en los pozos por la habilidad de circular fluidos a través del interior de ésta, mientras se va penetrando en el material con el impacto hidráulico requerido. Las partículas del asentamiento son incorporadas al flujo del fluido y transportadas a la superficie a través del espacio anular entre la tubería flexible y las tuberías del pozo. La velocidad anular del fluido debe ser mayor a la velocidad de asentamiento de las partículas. Estas son de baja densidad y dimensiones pequeñas, siendo fáciles de remover y transportar. La operación de limpieza con tubería flexible es aplicada a pozos en explotación con problemas de obstrucción parcial o total debido a la depositación de material (figura 2.29).

Fig. 2.29 Limpieza con TF.

57

Capítulo 2

Marco teórico

La figura 2.30 muestra el equipo utilizado en una operación de limpieza con TF.

2.30 Equipo empleado en operación de limpieza con TF.

-

Selección de los fluidos para el tratamiento de limpieza:

La presión del yacimiento es la consideración más importante cuando se determina y diseña un trabajo de limpieza de asentamientos. La presión se requiere para diseñar una cédula de bombeo la cuál proporcione un sistema de circulación capaz de transportar las partículas de material a la superficie sin incurrir en pérdidas. Si la presión del yacimiento es insuficiente para soportar la columna de fluidos contenidos en el pozo, se deben considerar los fluidos nitrogenados y espumas. La limpieza del pozo requiere un fluido que permita el acceso de los sólidos al fluido y así transportarlos a superficie. En muchos casos el fluido lavador y los sólidos son 58

Capítulo 2

Marco teórico

almacenados en superficie en tanques con un volumen suficiente, haciendo más práctico la recuperación de estos. Es importante realizar un programa de lavado de arena, seleccionar un sistema de fluido correcto, por esto el fluido lavador deberá ser capaz de tener balanceada la presión del fondo del pozo y proveer un desplazamiento de pistón para la remoción de los sólidos. -

Tipo de fluidos utilizados en limpiezas con TF.

Los más comunes son: 

Agua/salmueras.



Diesel.



Fluidos gelificados.



Espumas.



Nitrógeno.

Aguas/Salmueras. 

Generalmente de bajo costo.



Fácil de manejar, la recirculación es posible (reusables con buenas características de jetting, no suspensión en estado estático).



Posibles problemas de compatibilidad.

Diesel. 

Baja densidad.



Mínimos problemas de compatibilidad.



Dificultades de manejo.



Desecho hacia las instalaciones de producción.

Fluidos gelificados. 

Fluidos base agua o aceite.



Mejoran el acarreo y suspensión de la partícula. 59

Capítulo 2



Marco teórico

Sensitivos a las condiciones del pozo (fluidos y temperatura).

Espumas. 

Mejor capacidad de acarreo y suspensión de partículas.



Poca capacidad de jetting.



Equipo, logística y operación de bombeo compleja del nitrógeno.

Nitrógeno. 

Aplicaciones limitadas a pozos con muy baja presión.



Se requiere de velocidades extremadamente altas para acarrear la partícula.

Una vez que se establece la circulación en un programa de limpieza, la unidad de volumen de fluido lavador es bombeado hacia abajo por la TF a presiones necesarias para vencer las pérdidas de presión por fricción conforme el volumen del fluido lavador sale de la tubería flexible, disminuye la presión hidrostática en el espacio anular y reduce la presión por fricción, permitiendo que el gas en el fluido lavador se expanda. Esta expansión incrementa la velocidad y las pérdidas por fricción. -

Limpieza en pozos desviados.

Las técnicas de remoción en pozos altamente desviados u horizontales requieren de un diseño especial y de algunas consideraciones. Durante las operaciones de remoción, el material puede asentarse rápidamente en la parte baja del pozo donde inicia la desviación del pozo. Una vez que las partículas se asientan es difícil restablecer el acarreo.

Fig. 2.31 Problemas de acarreo de sedimentos. 60

Capítulo 2

Marco teórico

En algunos casos, la velocidad de los fluidos puede ser suficiente para el acarreo de los sedimentos en una sección horizontal pero, será insuficiente en la zona donde inicia la desviación hacia la vertical del pozo. Esto es debido a los efectos gravitacionales los cuales causan la acumulación y formación de incrustaciones. Algunos efectos son más evidentes en inclinaciones de 30 o 60°. En pozos con desviaciones mayores a 60°, las partículas tienden a asentarse en la pared de la tubería. -

Selección de la herramienta de fondo. 

Presión a chorro.

El chorro provee una efectiva ayuda en la remoción de asentamientos ligeramente compactos, más aplicaciones son tratadas con baja presión de chorro a través de toberas. El chorro a baja presión puede afectar un mínimo en la velocidad anular, la alta presión de chorro puede ser efectiva en la remoción de asentamiento del material compacto, sin embargo, la alta presión puede generar una reducción del gasto para generar una apropiada velocidad anular. Las toberas pueden ser diseñadas para generar una buena acción de chorro y suficiente cobertura en la pared anular del tubo, las toberas rotativas pueden mejorar la cobertura y optimizar la remoción. 

Motor y molino.

Los motores, molinos y ampliadores, pueden ser muy efectivos en la remoción de sólidos de los asentamientos compactados, sin embargo, el uso de motores de fondo queda restringido debido a las temperaturas, tipo de lodo y costos de los mismos. Los rangos de penetración en el asentamiento nunca tiene que exceder la velocidad en que ocurre la máxima carga del fluido, los valores mostrados son basados en la experiencia de campo en pozos verticales y son conservados para ser comparados con ejemplos técnicos, sin embargo, el incremento en la presión de fricción resulta del cambio en la reología de los fluidos y podrían minimizar estos niveles. 61

Capítulo 2

Marco teórico

2.4.3 Inducción de pozos. En las operaciones de tubería flexible el N2 es empleado como un medio para descargar y/o bajo-balancear el pozo a un punto donde el mismo fluirá naturalmente por su presión de yacimiento. Cuando los hidrocarburos producidos por la formación no llegan por sí mismo a la superficie, se realizan varias actividades para disminuir la presión hidrostática a favor del yacimiento y permitir que éstos se manifiesten. Estas secuencias operativas se denominan métodos de inducción. Actualmente se conocen varios métodos para inducir un pozo, su aplicación depende de las características y el estado mecánico del pozo. Los más comunes son (figura 2.32):

Fig. 2.32 Tipos de inducción con TF.

Durante la inducción se desplaza el fluido de terminación o producido por el yacimiento con nitrógeno, este trabajo se realiza con ayuda de la tubería flexible. El objetivo de esta operación es aligerar la columna hidrostática generada por los fluidos contenidos en el pozo, mediante el desplazamiento con nitrógeno para crear una presión 62

Capítulo 2

Marco teórico

diferencial en el intervalo productor y que permita a los fluidos del yacimiento fluir a superficie, así como, activar el pozo a producción, establecer circulación en pozos de baja presión de fondo. Una inducción es aplicable en pozos donde la columna hidrostática es mayor que la presión del yacimiento; y pueden ser por razones de control, durante alguna intervención o cuando se tienen formaciones depresionadas, que requieren ser inducidas para mantener la producción. Las inducciones se pueden realizar por medio de: 

Inducciones con nitrógeno.



Estimulaciones de limpia o matriciales en pozos depresionados, con la finalidad de mejorar la eficiencia de flujo.

En la figura 2.33 se muestra el equipo necesario a utilizar en una operación de inducción con TF.

Fig. 2.33 Componentes del equipo empleado en operación de inducción con TF. 63

Capítulo 2

-

Marco teórico

Volumen requerido de nitrógeno.

La cantidad es determinada en función de la geometría del pozo, tipo de fluido por desplazar y de las condiciones de operación: gastos, presiones de inyección, velocidad de introducción y extracción de la tubería flexible. La razón de usar nitrógeno gaseoso en los pozos, está en función de sus características y propiedades: 

Es un elemento inerte y elimina los peligros de incendio durante las operaciones.



Por su estabilidad e inactividad química, ya que no reacciona con otros fluidos e inhibe la corrosión de partes metálicas.



No contamina ni daña las formaciones.



Ayuda a reducir el agua contenida en las formaciones, debido a su afinidad con la misma.



Porque mantiene su estado gaseoso a presiones y temperaturas elevadas.



Por su alto rendimiento de volumen de gas por volumen de líquido.

En la tabla 2.2 se especifican las propiedades del nitrógeno líquido.

Tabla 2.2 Propiedades del nitrógeno.

64

Capítulo 2

Marco teórico

2.4.4 Disparos de producción. La culminación de los trabajos en un pozo para obtener producción de hidrocarburos es la operación de disparos, dicho trabajo consiste en perforar la tubería de revestimiento, cemento y formación para establecer comunicación entre el pozo y los fluidos contenidos en el yacimiento (figura 2.34).

Fig. 2.34 Disparos con tubería flexible.

Realizar una correcta selección del sistema de disparos es de suma importancia ya que de esto dependerá la productividad del pozo y la disminución de intervenciones adicionales lo cual implica altos costos. El objetivo principal de realizar un trabajo de disparos es establecer conductos de flujo entre el pozo y la formación, esto es posible mediante cargas que perforen la tubería de revestimiento, el cemento y penetran hasta la formación productora de hidrocarburos. 65

Capítulo 2

Marco teórico

La TF es una de las principales soluciones para disparar intervalos productores en pozos altamente desviados y horizontales, debido a que con los sistemas de línea de acero no han sido capaces de bajar las pistolas en pozos altamente desviados y profundos. Estos trabajos de disparo se han realizado con tubería flexible ya que es una técnica que permite obtener una mayor respuesta en la profundidad del pozo, así mismo de evitar gastos innecesarios por problemas causados por la geometría del pozo, la mayor ventaja de esta técnica es que pueden activarse hidráulicamente o eléctricamente dependiendo de las condiciones de diseño y de disponibilidad de la TF. Para disparos con tubería flexible en pozos altamente u horizontales, el centro de la profundidad y su correlación se logra mediante sensores y registros. La geometría de los disparos hechos por las cargas explosivas en la formación determina la eficiencia del flujo en una zona disparada, los cuales son (figura 2.35): 

Penetración.



Densidad de cargas por metro.



Fase angular entre perforaciones.



Diámetro del agujero (del disparo).

66

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.35 Factores geométricos del sistema de disparos. Las pistolas cuentan con diferente fase angular de penetración, por ejemplo 0°, 60° (figura 2.36), 30°, 90° (figura 2.37), 45° y 180° (figura 2.38) por mencionar algunas.

Fig. 2.36 Patrón de agujeros para pistolas de 0° y 60°.

67

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.37 Patrón de agujeros para pistolas de 30° y 90°.

Fig. 2.38 Patrón de agujeros para pistolas de 45° y 180°.

-

Tipos de disparo. 

Disparos de bala: las pistolas de bala 3 1/2” de diámetro o mayores son empleadas en formaciones con resistencia a la compresión inferior a 6 000 psi, los disparos de bala de 3 ¼ “ o tamaño mayor, pueden proporcionar una 68

Capítulo 2

Marco teórico

penetración mayor que muchas pistolas a chorro en formaciones con resistencia a la compresión inferior a 2 000 psi. La velocidad de la bala en el cañón es aproximadamente de 3 3999 ft/seg. 

Disparos a chorro: el proceso de disparar a chorro consiste en que un detonador eléctrico inicia una reacción en cadena que detona sucesivamente el cordón explosivo, la carga intensificada de alta velocidad y finalmente el explosivo principal, a una velocidad aproximadamente de 20 000 ft/seg. con una presión estimada de 5 millones de psi. Debido a la sensibilidad del proceso de disparo a chorro, por la casi perfecta secuencia de eventos que siguen al disparo del detonador hasta la formación del chorro, cualquier falla en el sistema puede causar un funcionamiento deficiente, lo cual puede generar un tamaño irregular o inadecuado del agujero, una pobre penetración o posiblemente ningún disparo.

-

Tipos de pistolas.

Pistolas para disparos de producción: estas son las más comunes para disparos con tubería flexible (figura 2.39). Estas aplicaciones consisten en conectar las pistolas a la TF para ser llevadas hasta el objetivo programado y accionarlas a través de impulsos eléctricos y estas a su vez se dividen como: 

Pistolas recuperables: estas pistolas van dentro de un tubo lo cual asegura que los desechos de las pistolas queden dentro de este después del disparo y proveen una mejor recuperación, permitiendo que estas trabajen en ambientes de altas temperaturas, presión y desviación, en los sistemas recuperables (no expuestas), los residuos de los explosivos y la lámina portadora son recuperados y prácticamente no queda basura en el pozo. En este sistema no está expuestos los explosivos a la presión y ambiente del pozo, lo cual lo hace más adecuado para ambientes hostiles.



Pistolas desechables: en este tipo de pistolas, los residuos de las cargas, cordón y el sistema portador se quedan dentro del pozo, dejando una considerable cantidad de basura. Una ventaja es que al no estar contenidas las cargas dentro de un tubo, pueden ser de mayor tamaño con lo que se obtiene una mayor penetración. La principal desventaja es que los componentes explosivos están expuestos a la presión 69

Capítulo 2

Marco teórico

y fluido del pozo, por lo que, normalmente este sistema está limitado por estas condiciones. 

Pistolas semidesechables: este sistema es similar al desechable con la ventaja de que la cantidad de residuos dejado en el pozo es menor, ya que se recupera el portacargas.



Pistolas hidráulicas: una acción cortante se obtiene lanzando a chorro un fluido cargado de arena, a través de un orificio contra la tubería de revestimiento. La penetración se reduce grandemente a medida que la presión en el fondo del pozo aumenta de 0 a 300 psi. La penetración puede incrementarse apreciablemente adicionando nitrógeno a la corriente del fluido.

Fig. 2.39 Tipos de pistolas.

70

Capítulo 2



Marco teórico

Taponamiento de los disparos.

El taponamiento de los disparos con residuos del recubrimiento metálico puede ser muy severo. Los disparos tienden a llenarse con roca también triturada de la formación, con sólidos de lodo y residuos de las cargas cuando se dispara. Estos tapones no son fácilmente removidos por el contraflujo. La presencia de partículas compactas y trituradas de la formación alrededor de los disparos reduce aún más la probabilidad de limpiar los disparos. 

Efectos de la presión diferencial.

Cuando se dispara en lodo, con una presión diferencial hacia la formación, los disparos se llenan con partículas sólidas de lodo de la formación y residuos de las cargas. Los tapones de lodo son difíciles de remover, produciendo en algunos disparos un taponamiento permanente y reduciendo la productividad del pozo. Existen dos técnicas que pueden aplicarse durante la ejecución de los disparos: 1. Sobre-balance.

Phidrostática > Pformación. 2. Bajo-balance. Phidrostática < Pformación.

2.4.5 Estimulaciones. Una estimulación es definida como el proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirve para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo.

71

Capítulo 2

Marco teórico

El proceso de estimulación de pozos consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y presiones bajas que no sobrepasen a la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de perforación y terminación del pozo. Dependiendo del tipo de daño presente en la roca y la interacción de los fluidos para la remoción de este, las estimulaciones se pueden realizar por medio de dos sistemas. Estimulaciones no reactivas y reactivas (figura 2.40).

Fig. 2.40 Clasificación de estimulaciones.

El propósito de realizar una estimulación a pozo mediante el uso de TF es colocar frente al intervalo productor el fluido de tratamiento sin remover las incrustaciones del aparejo de producción y además evitar la inyección de fluidos contenidos dentro del aparejo de producción. Con esta técnica se evita el daño a la formación. Las aplicaciones de la tubería flexible para este tipo de trabajos son las siguientes: 

Estimulación de limpieza.

Este trabajo es caracterizado por la inyección de pequeños volúmenes de solución ácida o no ácida de tratamiento a bajo gasto (1/4 a 3 bpm) sin rebasar la presión de fractura, normalmente es una limpieza en los disparos, este tipo de estimulación permite restituir la permeabilidad natural de la formación al remover el daño. 

Estimulación matricial.

Este tipo de trabajo se caracteriza por la inyección de grandes volúmenes de solución, suficientes para restaurar el daño causado a la matriz de la formación a bajo gasto (2 a 6 72

Capítulo 2

Marco teórico

bpm), sin rebasar la presión de fractura, lo que permitirá una penetración del fluido a la matriz en forma radial rebasando la zona de daño. La aplicación estará en función del diámetro de tubería a emplear, este tipo de estimulación sirve para incrementar la permeabilidad natural de la formación al disolver el ácido parte del material calcáreo, agrandando los poros comunicados de la roca. 

Estimulación selectiva.

Esta estimulación se da en pozos donde hay más de un intervalo productor disparado o bien, en pozos horizontales dando mayor cobertura con el uso de divegentes químicos o mecánicos y el movimiento de la tubería flexible al colocar los fluidos de tratamiento. La tabla 2.3 muestra la información necesaria para la realización de un trabajo de estimulación con TF.

Tabla 2.3 Información necesaria para realizar un trabajo de estimulación. 73

Capítulo 2



Marco teórico

Presión y gasto de inyección.

El diseño de una estimulación no solo depende de los volúmenes y tipos de fluidos, sino que también depende de la presión y gasto de inyección que permite manejar el diámetro empleado de TF, así como de los resultados de la prueba de admisión. 

Fluido de prelavado.

El objetivo de este fluido, es crear una barrera entre el HF y el agua de la formación, el volumen dependerá del contenido de material calcáreo y del desplazamiento de agua congénita de la vecindad del pozo. El fluido del prelavado consiste generalmente de un ácido clorhídrico o un ácido orgánico. 

Fluido de estimulación.

Este fluido tiene como objetivo la remoción del daño y la mezcla más común es 3% de HF y 12% de HCl. Esta mezcla debe ser debidamente inhibida y formulada de acuerdo a pruebas de laboratorio. Existen varios métodos de simulación para determinar el volumen óptimo de acuerdo con los minerales de la formación. 

Fluido de desplazamiento.

El propósito de este fluido es desplazar los precipitados dañinos de la vecindad del pozo, asegurar la reacción total del HF y facilitar la remoción de los productos de reacción. 2.4.6 Sarta de velocidad con tubería flexible. La función que presenta este tipo de aparejos de producción es reducir el área efectiva de flujo del pozo sin necesidad de recuperar el aparejo de producción, se coloca para ello una TF colgada dentro del aparejo, de acuerdo a tales arreglos se logra un cambio significativo que consiste en aumentar la velocidad en los hidrocarburos debido a la reducción de área efectiva.

74

Capítulo 2

Marco teórico

En este tipo de aplicaciones tan comunes, la TF se cuelga dentro de los tubulares ya existentes para reducir el área de flujo (figura 2.41), el aumento de la velocidad ascendente es de gran ayuda para pozos donde la presión de fondo comienza a declinar.

Fig. 2.41 Tubería flexible empleada como sarta de velocidad.

Los pozos maduros de aceite y gas frecuentemente requieren una reducción en el tamaño de la tubería de producción para mantener el rendimiento de la producción. Una sarta de velocidad reduce el área de flujo de la tubería de producción y causa que se incremente la velocidad del gas o los fluidos producidos, éste incremento en la velocidad está diseñada para proveer suficiente energía de transporte para transportar los fluidos producidos a la superficie. Las sartas de velocidad de TF pueden ser instaladas y recuperadas en pozos 75

Capítulo 2

Marco teórico

activos sin necesidad de matarlos. Esto reduce el riesgo, el tiempo y el costo del proceso de terminación así como proveer beneficios técnicos, económico y de seguridad. Para el diseño adecuado de una sarta de velocidad se requiere información tal como: 

Selección del pozo candidato.



Análisis nodal del comportamiento del pozo.



Selección del diámetro óptimo de la TF y la profundidad de instalación.



Determinar el incremento de producción esperado.

Áreas de aplicación. 

Pozos económicamente marginados con aumento en las cargas de agua.



Pozos más longevos, mayormente en pozos agotados.

Evaluación del pozo candidato. El primer paso es determinar si las sartas de velocidad son adecuadas para el pozo, se debe realizar un análisis nodal con el fin de determinar el diámetro óptimo de la TF y material con que será fabricada con el fin de que sea la tubería adecuada para el pozo en cuestión. Los análisis nodales pueden demostrar la necesidad de una terminación e indicar los parámetros correctos para la sarta de velocidad. Ventajas de instalar una sarta de velocidad. 

Instalación rápida.



Sistema económicamente barato y factible.



Extender la vida del pozo sin necesidad de una reparación mayor del mismo.



La TF y las herramientas disponibles son materiales resistentes a la corrosión.

La sarta de velocidad es un método efectivo de bajo costo para extender la vida productiva y económica de los pozos desarrollados, se tiene una rápida instalación de la TF, las sartas de velocidad son frecuentemente instaladas para traer pozos económicamente marginados de regreso a producción.

76

Capítulo 2

Marco teórico

Configuración de una sarta de velocidad. La profundidad de instalación de una sarta de velocidad en una terminación dependerá, en la mayoría de los casos, de que exista un niple de asiento colocado en un punto apropiado, preferentemente en la parte más baja del aparejo existente. Las opciones de producción con sarta de velocidad son: 

Producción por la TF.



Producción por el espacio anular.



Producción combinada.

La presencia de líquidos (agua de formación y/o condensado) en pozos de gas, o de bacheo en pozos de aceite con alta RGA, pueden perjudicar la producción. Los tapones o baches de líquido en la corriente de flujo tienen un impacto significativo sobre las características de fluidez y además deben ser llevados por el gas a la superficie para evitar la acumulación del mismo dentro del pozo. Una carga o acumulación de líquido en el fondo del pozo evita la entrada de los fluidos del yacimiento al mismo. La razón de éste fenómeno también llamado “carga de líquido”, que eventualmente provocará que se mate el pozo, es la falta de energía del transporte dando como resultado un aumento de la presión de fondo fluyendo y la disminución de la producción. Se puede detectar una carga de líquido si se observan caídas bruscas durante el análisis de una curva de declinación; si se tienen arremetidas de baches de líquido en la cabeza del pozo; creciente de diferencia con el tiempo entre la presión de flujo en la tubería de producción y/o la presión de flujo en la tubería de revestimiento; y cambios de identificar carga de líquido es mediante el análisis del historial de producción del pozo, pero la forma más exacta de detección es obteniendo periódicamente los gradientes de presión estático y dinámico. Un método para restaurar la producción de hidrocarburos en un pazo que presenta carga de líquido, es la reducción del diámetro de flujo mediante el uso de tubería flexible como sarta de velocidad, ya sea para flujo a través de la TF o del espacio anular TP-TF con o sin inyección de fluidos. 77

Capítulo 2

Marco teórico

La desventaja de la sarta de velocidad es el incremento en la pérdida de presión debido a la fricción, perjudicando la producción. De ahí la importancia de elegir el diámetro óptimo de la TF que se instalará, ya que, si el sistema es bien diseñado e identificado logrará ser más económico que cualquier otra forma de adicionar energía al pozo o sistema artificial de producción. Ha habido un gran avance en el desarrollo de nuevos materiales de fabricación de tubería flexible, los cuales además de económicos son más resistentes a la corrosión por fluidos del yacimiento o tratamientos químicos, así como a las fuerzas presentes durante el trabajo, tienen menor resistencia al flujo por fricción debido al diseño de su superficie, no presentan adhesión de parafinas o sal y soportan las altas temperaturas del yacimiento. Tomando en cuenta todo lo anterior, suena más atractiva la implementación de una sarta de velocidad en pozos con problemas de carga de líquido. Numerosos parámetros (presiones de yacimiento actuales y futuras, gastos de líquido y gas, diámetro y profundidad de la TF, presión de fondo fluyendo y en la cabeza del pozo, etc.) gobiernan el desempeño de la sarta de velocidad. Para evaluar si el diseño de la sarta de velocidad restaurará la producción del pozo y conocer que tanto la sostendrá, se tiene que comparar la curva IPR con la curva de comportamiento de la presión en la TP (curva J). 

Funcionamiento de una sarta de velocidad.

La justificación para la implementación de una sarta de velocidad de tubería flexible, con diámetro menor a la tubería de producción, es reducir el área de la sección transversal de flujo. Una menor área de flujo incrementa la velocidad del gas en la tubería, una mayor velocidad del gas provee más energía de transporte para levantar el líquido y llevarlo fuera del pozo, con esto ya no se acumula en el fondo y la producción se mantiene. La velocidad del gas debe cumplir o exceder un mínimo o velocidad crítica para prevenir que se presente carga de líquido en el fondo del pozo. Hay dos métodos muy populares para determinar la velocidad del gas mínima requerida: el primero es una

78

Capítulo 2

Marco teórico

“regla de campo” muy aceptada en la industria petrolera y el segundo es una correlación teórica realizada por Turner et al. La regla de campo fija el valor mínimo de la velocidad del gas como 10 pies/seg, así cuando la velocidad del gas en el fondo del pozo alcanza un valor por encima de este, se puede recuperar la condición de pozo fluyente. La correlación presentada por Turner et al. usa un análisis teórico del patrón de flujo. Con el fin de prevenir la carga de líquido en el fondo del pozo, el líquido en la tubería debe estar suspendido como niebla (fracciones de gas por encima del 0.95) o el patrón de flujo en la tubería debe estar entre el flujo anular y el flujo niebla. En estos patrones de flujo, siempre y cuando la velocidad del gas exceda la velocidad de asentamiento de las burbujas de líquido, las altas velocidades de gas forzaran al líquido a subir a través de la tubería. -

Diseño de sartas de velocidad.

El objetivo del diseño de la sarta de velocidad es encontrar el diámetro óptimo de la tubería flexible a utilizar y la profundidad a la que ésta restablecerá el flujo del pozo, de manera que las pérdidas de presión debido al flujo sean mínimas y la producción maximice. El pozo debería continuar produciendo lo suficiente como para compensar el costo de la implementación de la sarta de velocidad. Para diseñar la sarta de velocidad que regresará al pozo a un estado fluyente y saber cuánto tiempo mantendrá la producción, se comparan dos curvas:

79

Capítulo 2

Marco teórico



La relación del comportamiento de afluencia del yacimiento (IPR), el cual describe el comportamiento de los fluidos entrando al pozo desde el yacimiento. Esta muestra la relación que existe entre la presión de fondo fluyendo y el gasto de fluidos que entra al pozo proveniente de yacimiento (figura 2.42).

Fig. 2.42 Relación de comportamiento de afluencia del yacimiento.

Se debe tener en cuenta que la IPR es determinada completamente por las propiedades del yacimiento, especialmente por la presión de yacimiento, y es independiente a la curva de comportamiento en la tubería. 

La característica del comportamiento de la presión en la tubería (curva J), la cual describe el flujo de los fluidos a través de la tubería de producción. Esta curva describe el desempeño de un tamaño de tubería específico, canal de flujo elegido (diámetro), profundidad y condiciones en la cabeza del pozo. Por lo tanto, ésta es diferente para cada diseño de sarta de velocidad. Ésta curva muestra la relación entre la presión de fondo fluyendo y el gasto de fluido a través del pozo, es llamada “curva J” debido a su forma (figura 2.43). 80

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.43 Curva de comportamiento en la tubería (curva J).

La curva J es dividida en dos partes por el punto de inflexión (carga), donde la pendiente se hace cero. A la izquierda está la contribución debida a la presión hidrostática y a la derecha la contribución por fricción en la tubería. El gasto mínimo correspondiente a la velocidad mínima (determinada por la regla de campo o la correlación de Turner et al.) también aparece en la curva J. Existe una gran cantidad de modelos multifásicos disponibles para obtener la curva de comportamiento en la tubería, para pozos de gas y pozos de aceite, éstos modelos aplican para diferentes rangos de condiciones, por eso es necesario seleccionar el que se ajuste de manera más adecuada a las condiciones presentes en el pozo. -

Evaluación y diseño.

Un pozo fluye al gasto donde se intercepta la curva con J con la IPR. Se compara éste punto de intersección con el gasto de gas mínimo en la curva J para ver cuál de las tres situaciones se producirá. 

El pozo fluirá sin presentar carga de líquido.

81

Capítulo 2

Marco teórico



El pozo fluirá pero cargará líquido y eventualmente dejará de producir.



El pozo no fluirá.

Si el punto de intersección está a la derecha del gasto de gas mínimo, el pozo fluye más rápido que éste gasto y no ocurre la carga de líquido (figura 2.44).

Fig. 2.44 Intersección a la derecha del gasto de gas mínimo.

Si el punto de intersección está entre el punto de inflexión y el gasto mínimo de gas, ocurre la carga de líquido. Hay flujo, pero eventualmente se matará el pozo (figura 2.45).

82

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.45 Intersección entre el punto de inflexión y el gas mínimo de gas.

Si la IPR y la curva J no se interceptan, o si lo hacen a la izquierda del punto de inflexión, la presión de fondo fluyendo es demasiado baja para que exista el flujo a través de una tubería a esas condiciones particulares de diámetro, profundidad y presión en la cabeza del pozo, por lo tanto, se debe considerar otro diseño de sarta de velocidad.

Fig. 2.46 Curva IPR y curva J sin intersección. 83

Capítulo 2

-

Marco teórico

Comparación de diseño.

Es importante hacer primero una evaluación del comportamiento de flujo a través del aparejo de producción existente produciendo por sí mismo, esto para justificar la instalación de una sarta de velocidad. Para evaluar la TP ya existente, basta con obtener la curva J que la modele sin tubería flexible instalada dentro de ella, compararla con la IPR. Si ya ha comenzado a presentarse carga de líquido, entonces se debería instalar una sarta de velocidad apropiada antes de que se mate el pozo (figura 2.47).

Fig. 2.47 Comparación de la IPR con la curva J para la tubería de producción y sin sarta de velocidad.

Ya que la presión del yacimiento seguirá cayendo, es importante asegurarse que la sarta de velocidad diseñada mantendrá el pozo fluyente el tiempo suficiente para recuperar el costo de la instalación. Para ver el desempeño futuro de la sarta de velocidad, se debe crear la IPR correspondiente a la presión del yacimiento futura predicha y comprarla con la curva J de la sarta de velocidad. Se debe asegurar que el punto de intersección con la IPR futura sigue estando a la derecha del gasto mínimo requerido para asegurar el flujo (figura 2.48).

84

Capítulo 2

Marco teórico

Fig. 2.48 Comparación de la IPR con la curva J para la tubería de producción con y sin sarta de velocidad.

A menudo se utiliza un simulador hidráulico de fondo de pozo para estimar el comportamiento de la sarta dentro de un rango de condiciones de operación esperadas. Esta simulación puede ayudar a diseñar una sarta de velocidad que incremente al máximo la producción del pozo. Sin embargo, para pozos agotados, la selección del diámetro de la TF y las herramientas que se instalarán, puede depender en forma considerable de los precios y disponibilidad.

85

Capítulo 3

Aplicación y resultados

3

3.1

CAPITULO III “APLICACIÓN Y RESULTADOS”

Solución de problema

Ante la necesidad de incrementar la producción en los pozos petroleros mediante la instalación de sartas de velocidad con el fin de ahorrar costos y tiempo, es prescindible contar con un procedimiento operativo claro y conciso para la realización de la operación.

3.2

Procedimiento operativo de instalación de sarta de velocidad.

3.2.1 Recomendaciones para la operación.  Alineación de equipo.





-

Inspección del área, que no existan zonas húmedas.

-

Zona compactada.

-

Asegurarse de que no existan cables eléctricos.

Instalación de Unidad de Bombeo (UB). -

Instalar línea de alta tratada al carrete de TF.

-

Instalar línea de alta tratada al puerto de matar del BOP.

Instalación de TF. -

Bajar accesorios, tándem y BOP.



Antes de la operación realizar prueba de presión de componentes superficiales.



Medir la altura del árbol, stripper y ventana de acceso para correlacionar las profundidades con exactitud.



Colocar en el extremo de la TF (utilizando soldadura) la herramienta de fondo que se va a utilizar para comunicar espacio anular.



Considerar los resultados de las simulaciones de programas de TF para asegurar que se mantienen dentro de los parámetros establecidos durante la operación y seguir programa operativo (Anexo 1).



Revisar el estado del árbol, las líneas a presa, válvulas del pozo antes de realizar maniobras de instalación, de ser necesario pedir a base el mantenimiento o instalaciones requeridas. 86

Capítulo 3



Aplicación y resultados

Probar los motores de equipos a intervenir, tanto de combustión interna como sistemas hidráulicos.



Lanzar bola de acero (igual o mayor a la necesaria para activar válvula desprendible) y desplazarla con agua y sosa caustica a través de la TF para asegurar integridad de la tubería y asegurar el libre paso en la misma.



Cerrar válvula maestra del pozo.



Desfogar presión a superficie, observar durante 30 minutos sino existe comunicación de válvula hacia superficie.



Desmantelar medio árbol.



Instalar colgador con válvula lateral con línea de alta tratada a conjunto de manifold y línea de alta tratada hacia la presa metálica.



Instalar preventor (con línea de alta tratada de UB al puerto de matar del BOP), instale tándem o ventana de acceso y cabeza inyectora.



Probar conexiones superficiales hasta manifold durante 15 minutos.



Abrir válvula maestra y bajar la tubería (sarta para colgar) en posición de ALTA (velocidad) y baja (potencia), para disminuir las consecuencias de topar resistencia imprevista bajando hasta la profundidad deseada.



Con tubería en la programada levantar TF la longitud del BOP y ventana de acceso, colocar pack off y cuñas, bajar nuevamente y recargar a 0 peso, asegurar yugos del colgador.



Cortar sarta con ram de corte del BOP.



Desmantelar inyector, ventana de acceso y BOP.



Instalar bonete y medio árbol.



Instalar en válvula lateral del medio árbol línea de alta tratada de UB de nitrógeno y alojar valina en la sarta colgada y desplazarla con nitrógeno para romper pin y comunicar pozo a superficie (Anexo 2).



Desmantela línea de alta tratada de UB y equipos en general.

3.2.2 Requerimientos para la operación. 

Equipo y materiales de tubería flexible. -

Carrete de TF con tubería de 1 ¼”, 1 ½”, 1 ¾” o 2”. 87

Capítulo 3







Aplicación y resultados

-

Unidad de tubería flexible y accesorios.

-

Cabeza inyectora de TF.

-

Stripper.

-

Preventor.

-

Tandem.

Equipo de bombeo. -

Unidad de bombeo y UN2.

-

Línea de alto tratamiento.

Personal -

Supervisor de TF.

-

Operador de TF.

-

Ayudante de TF.

-

Operador de unidad de bombeo.

-

Ayudante de unidad de bombeo.

Equipo adicional -

Bonete 3 1/16”-BX154 o 4 1/16” BX-155.

-

Carrete espaciador 3 1/16”-BX154 o 4 1/16” BX-155.

-

Colgador 3 1/16”-BX154 o 4 1/16” BX-155.

-

Presa metálica de 30 m3 o más.

-

Grúa de 30 tons.

88

Capítulo 3

Aplicación y resultados

Válvula desprendible para TF de 1 ½ “, 1 ¾”, 2” o 2 3/8”.

Colgador 3 1/16”-BX154 o 4 1/16” BX-155

Bonete 3 1/16”BX154 o 4 1/16” BX155

Fig. 3.1 Esquema de herramientas.

89

Capítulo 3

Aplicación y resultados

3.2.3 Descripción de actividades. 

De operación.

1. Comprobar el arribo del equipo (unidad de tubería flexible, UB, grúa, equipo fluidor y presa metálica) y personal capacitado necesario, que esté completo y listo para el trabajo, así como, herramientas específicas y suficiente material; como líneas de tratamiento para la operación de acuerdo a la ubicación del equipo en el pozo.

2. Ubicar el equipo donde se tenía previsto, así como la ubicación de la cabina de control desde la cual se debe poder observar tanto a los equipos de control del pozo como la cabeza, las mangueras a utilizar durante el armado de las unidades.

3. Llevar a cabo junta de seguridad y asegurarse de que todos los elementos del equipo estén entrenados y capacitados para la operación.

4. Verificar con las partes involucradas el horario para comenzar las actividades de Servicio a Pozos con TF para apartar al personal no indispensable del área de trabajo.

5. Verificar el área por donde debe de pasar la línea de tratamiento y punto de conexión al pozo o línea de servicio.

6. Realizar conexiones necesarias (bomba de nitrógeno o fluido según el trabajo y conexiones al cabezal del pozo) y conectar a línea de tratamiento con permiso del personal de PEMEX y bajo supervisión.

7. Realizar la verificación de las unidades antes del arranque (niveles y parámetros de operación). 90

Capítulo 3



Aplicación y resultados

Probar equipo.

8. En el caso de equipo de control de pozos, probar el equipo de manera funcional para verificar que todos los elementos funcionan adecuadamente y que no se hayan conectado de manera errónea, esta es una etapa crítica ya que en el caso de una emergencia si esta labor no se realizó y se tiene una conexión fallida o errónea puede ser de consecuencias graves.

9. En el caso de las líneas, así como el resto del equipo, por donde pasa el fluido se debe probar a 1.5 veces la presión esperada de tratamiento, sin sobrepasar la presión nominal de ningún elemento y mantener a esta presión el equipo por 5 minutos para comprobar que no se tengan fugas ni conexiones flojas. De ser así, reparar y no continuar hasta obtener resultados satisfactorios. 

De seguridad.

10. Autorizar permisos para efectuar trabajos de acuerdo a las normas de seguridad de PEMEX.

11. Llevar a cabo junta de seguridad con el personal involucrado en la operación de TF y de bombeo de nitrógeno o fluidos de ser necesario.

12. Mantener en todo momento de la operación personal de seguridad industrial y equipo de contra incendio en condiciones óptimas de operación. Los extinguidores de fuego deben estar ubicados estratégicamente.

13. Identificar el punto de encuentro en caso de emergencia y el procedimiento de evaluación.

14. Verificar estado de las unidades y niveles antes del arranque. 91

Capítulo 3

Aplicación y resultados

15. Verificación de equipo de seguridad de sobrepresión de los equipos de bombeo y su apropiado funcionamiento.

16. Dar información al personal sobre áreas donde se encuentren energizadas las líneas de servicio o tratamiento.

17. Delimitar las áreas que impliquen riesgo tanto al personal, como a los equipos durante la ejecución de los trabajos de desmantelamiento e instalación del equipo.

18. Durante las pruebas de presión y de equipo, debe asegurarse que no haya personal prescindible en el área. Aislar el área de pruebas para evitar cualquier tipo de accidente (Anexo 3).

19. Asegurarse que el personal que preste sus servicios en pozos conozca los procedimientos de seguridad actualizados y loa aplique en forma correcta en la realización de sus trabajos. 

De mantenimiento.

20. Verificar los siguientes niveles en equipos: combustible, aceite hidráulico, refrigerante, lubricación, fluidos en tanques y niveles en retornos.

21. Realizar revisión de bombas: motor y líneas, así como conexiones y niveles. Estado general de bomba con proceso de cebado de las mismas para su preparación y dejar la bomba lista para el bombeo. Revisión del sistema de lubricación de pistones (para bombas triples) y nivel de aceite de lubricación. Verificar estado de tanques y capacidad de recopilación de datos, así como que los manómetros funcionen adecuadamente.

92

Capítulo 3

Aplicación y resultados

22. Realizar revisión de cabeza inyectora: estado general de las cadenas y sus bloques. Checar fugas a la hora de probar su funcionamiento. Correcta conexión de mangueras hidráulicas. Alineamiento de cuello de ganso para cada operación.

23. Realizar revisión de stripper. Cambiar en cada operación los hules les stripper y asegurarse de que sean del tamaño adecuado y que su integridad sea la adecuada para evitar su reemplazo seguido durante la operación. Asegurar la lineación de sus uniones para un mejor sello dinámico. Probar su funcionamiento y revisar conexiones y mangueras hidráulicas por fugas.

24. Realizar revisión de carrete: checar mangueras y conexiones, así como estado de la tubería y motores del carrete. Verificar funcionamiento de motores y estado de la cadena si se incluye, así como sistema de lubricación si se cuenta con éste. Asegurar funcionamiento y correcto desplazamiento del sistema de carrete de la sarta y sistema de levantamiento de la misma.

25. Verificar correcto funcionamiento del sistema de medición en el carrete y conexión rotatoria para la bomba.

26. Revisar líneas y probar a presión para verificar fugas y comprobar eficiencia de todas las conexiones, así como el funcionamiento de los equipos antes de entrar al pozo. 

Instalación de sarta de velocidad (Anexo 4).

1.

Realizar junta de seguridad con personal involucrado.

2. Verificar las condiciones del pozo: presión en cabeza, estrangulador, pozo fluyente / no fluyente, presión de la línea. Verifique la condición de la válvula de sondeo. Si existe fuga en esta válvula repórtelo inmediatamente al personal encargado y esperar programa. 93

Capítulo 3

Aplicación y resultados

3. Posicionar la unidad de TF, unidad de bombeo, unidad de nitrógeno y termos.

4. Una vez verificado que las válvulas del árbol del pozo no fugan, cerrar válvula maestra.

5. Desmantelar medio árbol.

6. Instalar colgador en parte superior de la válvula maestra. 6.1. Instalar válvula lateral del colgador (verificar que esta esté cerrada). 6.2.Instalar línea de alta tratada de la válvula lateral del colgador al conjunto del manifold (para verificar el monitoreo hacia superficie).

7. Instalar BOP y tándem sobre la brida del colgador.

8. Instalar línea de alta tratada al puerto de matar del BOP y conectar a la UB.

9. Instalar cabeza inyectora sobre tándem o ventana de acceso. 9.1.Instalar válvula desprendible en la punta de la TF.

10. Con TF, UB y equipo fluidor instalados al 100%, realizar conexiones superficiales con ¾ de la capacidad del árbol, posteriormente desfugar presión a 0 psi.

11. Abrir válvula maestra y bajar TF en modalidad de alta/baja, cuidando los parámetros de peso, tensión y presión del pozo a manifold abierto hacia presa metálica para observar los retornos en superficie.

94

Capítulo 3

Aplicación y resultados

12. Una vez bajado a la profundidad programada, colocar pack off a través de ventana de acceso y bajar sarta con pack off al nido hasta recuperar a 0 libras.

13. Activar cuñas del preventor y cortar la sarta con rams de corte.

14. Colocar los yugos para sujetar y evitar que se muevan llas cuñas con el pack off del nido.

15. Desmantelar inyector y colocarlo en la base, desmantelar tándem, desactivar cuñas del ram y desmantelar BOP.

16. Cortar tramo restante de TF, dejando únicamente 10 cm de base. 16.1. Instalar bonete.

17. Alojar valina metálica en sarta de velocidad para realizar desacople de válvula desprendible.

18. Instalar ½ medio árbol de válvulas. 18.1. Instalar línea de alta tratada de UB de N2 a válvula lateral del ½ medio árbol.

19. Realizar bombeo hidráulico de N2 a través de la sarta colgada hacia el pozo para activar/desacoplar válvula desprendible y circular a través del espacio anular entre la sarta y la TP, hacia presa metálica. 19.1. Monitorear presión de pozo a través de manifold. 19.2. Contabilizar el volumen de líquido recuperado dependiendo de la capacidad del pozo. 19.3. Bombear la capacidad del pozo en nitrógeno para realizar una inducción y fluir a través del manifold hasta observar nitrógeno en superficie. 95

Capítulo 3

Aplicación y resultados

20. Desmantelar línea de alta tratada de medio árbol y equipo al 100%.

21. Desmantelar UB y UTF al 100%.

22. Fluir pozo a través del manifold hasta observar 100% gas/hidrocarburo. 22.1. Alinear a la estación y hacer las anotaciones de las presiones del pozo.

23. Desmantelar equipo de UF al 100%. 3.3

Conclusiones.

3.4

Recomendaciones. Debido a que la tubería flexible se encuentra expuesta a esfuerzos continuos causados por repetidas operaciones en los pozos, los daños causados pueden ser fisuras, grietas, desgaste u ovalamiento. Para prevenir estas fallas es importante inspeccionarla constantemente. El óptimo empleo de esta tecnología requiere de personal altamente capacitado para lo cual es indispensable de conocimientos teórico-prácticos mediante cursos que las compañías líderes en este ramo ofrecen para ingenieros operadores de campo. La aplicación de ésta tecnología se deberá realizar con mejor planeación y apegándose a los programas y normas establecidas antes de dar inicio a la colocación de la sarta de velocidad en un pozo. Deberá ser empleado el mejor equipo de monitoreo en tiempo real para facilitar la supervisión y control de la operación y determinar con mayor aproximación los parámetros que gobiernan el proceso de instalación de sarta de velocidad con tubería flexible. El equipo de monitoreo y control de TF debe contar con una computadora en la cabina de control para visualizar la medición de parámetros en tiempo real con el objetivo de asegurar preventivamente los trabajos desarrollados con tubería flexible alargando así la vida útil de esta.











96

Anexos

ANEXOS ANEXO 1

INSTALACION DE SARTA DE VELOCIDAD Con equipo de

TUBERIA FLEXIBLE DE 1 ¾”

MISSION 46.

ATENCION: ERNESTO BELTRAN TECPETROL

15 DE AGOSTO DEL 2014. 97

Anexos

INSTALACIÓN DE SARTA DE VELOCIDAD DE 1 ¾” AL POZO MISSION 46.

1.- OBJETIVO: Instalar sarta de velocidad a 1520 m.

2.- ANTECEDENTES DEL POZO: Estado mecánico: T.L 3 ½” 9.3 LB/FT. @ 1950 M. Intervalos productores: SIN DATOS. P.I

1700 M. (TAPON PERFORABLE)

3.- CONDICIONES ACTUALES DEL POZO: P cabeza fluyendo = S/D PSI Producción gas = S/D MMPCD Producción agua = S/D BPD Producción condensado = S/D BPD Estrangulador = S/D

OBSERVACIONES: COLGAR SARTA A 1620 M. 4.- PROCEDIMIENTO: a) Bajar tubería flexible de 1 ¾” con válvula check de doble charnela de 1 ¾”. b) Estacionar tubería flexible e instalar sarta de 1 ¾”. c) Bombear nitrógeno hasta la profundidad programada.

98

Anexos

d) Desalojar los fluidos a una presa metálica hasta la capacidad del espacio anular con nitrógeno.

5.- EQUIPO: Para control superficial: a) Colgador 3 1/16”,con salida lateral 2 1/16” b) Bonete. c) Adapter (2 Pza.). d) Pack off para TF de 1 ¾”. e) Preventor Cuádruple (cuñas, anular , corte y ciego). f)

Stripper de ventana 10M para TF de 1 ¾”.

g) Stripper tandem 10M para TF de 1 ¾”.

UNIDADES: Equipos requeridos en la ejecución del servicio: a) Unidad de tubería flexible con 4000 m. de TF de 1 ¾”, QT-800 de 0.125” ensamble y conexiones de circulación para 10M psi de presión máxima de trabajo. b) Bomba de alta presión para la prueba de conexiones superficiales y bombeo de agua limpia, acondicionada con líneas de alta presión al carrete de tubería flexible y al preventor en la cabeza de pozo. c) Auto tanque con 30 m³ de capacidad. d) Presa para descarga de fluidos del pozo. e) Ensamble de estrangulación. Ensamble de fondo: a) Conector roll on para tubería flexible de 1 ¾”. b) Válvula check doble charnela de 1 ¾”. c) Trompo difusor de 1 ¾” Productos: a) Agua b) Nitrógeno

Volúmenes: Volumen

del

pozo

@ 1700 m = 49 bls.

Desplazamiento con tubería flexible @ 1620 m = 16 bls. Volumen en espacio anular con tf

@ 1620 m = 30 bls.

99

Anexos

6. ESTADO MECÁNICO:

100

Anexos

7. PROGRAMA DE TRABAJO: Instalación de sarta de velocidad del pozo MISSION 46 a la profundidad de 1620 m. 1. Alinear la unidad de tubería flexible, verificar el funcionamiento e iniciar con la instalación. 2. Desmantelar medio árbol de válvulas y línea a la estación. 3. Instalar colgador bridado de 3 1/16”, el preventor y válvula lateral 2 1/16” al puerto del colgador. 4. Instalar la unidad de bombeo al carrete de tubería flexible. 5. Instalar en el extremo de la tubería flexible. 6. Conector roll on de 1 ¾”, y probarlo a la tensión máxima de trabajo sin exceder la resistencia a la tensión del conector. 7. Válvula check de 1 ¾” 8. Trompo difusor de 1 ¾” 9. Colocar el preventor sobre el colgador. 10. Introducir las herramientas y tubería flexible. 11. Lavar con 5 Bls. de sosa cáustica y calibrar TF con canica de 7/8” con bombeo de agua limpia la tubería flexible. 12. Nota: para efectuar esta prueba se elimina la válvula check y se coloca una canasta en el extremo de las herramientas de fondo. 13. Quitar canasta y desplace el agua. 14. Introducir herramientas e instalar cabeza inyectora. 15. Llenar con agua limpia por espacio anular las conexiones superficiales y pruebe a la presión máxima, si “esta correcto”. 16. Abrir pozo y bajar la tubería flexible a 20 m/min. sin bombeo hasta la profundidad programada de XXXX m. fluyendo el pozo por la lateral del colgador. 17. Probar “sarta libre” cada 500 m de profundidad, revisando peso y tensión de la tubería 18. Al llegar a la profundidad programada 1620 m, si es posible descender 5 m. más y subirlos, para revisar la tensión y verificar que se encuentre la sarta libre. 19. Sentar la tubería flexible en el colgador, soltar peso de la tubería flexible totalmente, confirmar agarre de cuñas cargando 500 lbs de peso y dejar sarta libre, confirmar empacamiento del espacio anular, desfogando presión a través del preventor y confirmar sello de la válvula check, desfogando por la tubería flexible. 20. Si todo esta O.K. cortar la tubería con los arietes de corte del Preventor,

101

Anexos

desmantelar Preventor, raiser y cabeza inyectora, acondicionar boca de T.F.. 21. Instalar el bonete para la válvula de contrapresión, instalar medio árbol 22. Desmantelar la UTF y UB al 100%. 23. Una vez instala da la sarta de velocidad inducir pozo con nitrógeno a través de la TF empezando con bajo gasto (15 m3/min) aumentando paulatinamente hasta un máximo de 25 m3/min. hasta que salga N2 limpio en superficie. 24. Llene los reportes de operación y certificación del trabajo, preséntelos al supervisor del cliente para su aprobación y firma.

9. ARBOL DE VÁLVULAS CON COLGADOR DE TF DE 1 ¾”:

10. SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE De acuerdo con las normas de seguridad que Servicios Petrotec S.A. de C.V. recomienda en cada uno de sus trabajos, mencionamos lo siguiente: 1. Todo el personal en la localización debe utilizar el equipo adecuado de protección personal obligatorio: Casco, botas, overol, guantes y anteojos de seguridad. 2. Reunir al personal de PEMEX y al de Servicios Petrotec, S.A de C.V definir el programa operativo. 102

Anexos

3. Designar un encargado de la seguridad en la localización. 4. Realizar una reunión de seguridad antes de iniciar el trabajo en la que se determinarán: Peligros potenciales durante el trabajo, zonas de riesgo por alta presión, fluidos corrosivos, fluidos contaminantes y maniobras con grúa. 5. Distribuir estratégicamente el equipo contra incendio. 6. Limitar zonas de riesgo con letreros y cinta de peligro. 7. Identificar un punto de encuentro en caso de emergencia y ruta de evacuación.

103

Anexos

ANEXO 2

104

Anexos

105

Los equipos autónomos deberán estar en un lugar

frente al árbol del pozo como marca la grafica

La caseta habitación se e vitara que quede

dirección del viento y zonas inundables.

Vientos dominantes Pronósticos del tiempo, cambio de

106

H)

F) G)

En caso de un descontrol durante la operación se deberá de aplicar el plan de rescate a emergencia.

Respetarse las barricadas en cuales estará personal autorizado por el supervisor (M.A.I).

El punto de reunión deberá estar colocado en una área libre de riesgo Al inicio durante las pruebas, operación y hasta concluir deberán

con cinta de barricada Roja y carteles con leyendas de peligro línea de alta Presión, ( no pase). Durante la operación se mantendrá el área acordonada de acuerdo a lo dispuesto por el supervisor MAI incluyendo el perímetro de la UTF, UN2, UB, POZO Y MANIFOLD.

Antes de iniciar las pruebas las líneas estarán protegidas

Las pruebas tendrán un tiempo de 15 min.

Ancladas y/o encadenadas Probadas hidrostáticamente las líneas de la UB, UTF Y UN2 hasta manifold. Las líneas de nitrógeno probaran al 1000 PSI sobre la presión esperada.

Líneas de alta presión A) B)

Maniful C) líneas entre maniful y presa Líneas entre maniful y desarenador D) Líneas al separador trifásico E) Líneas al quemador Las líneas deberán estar ancladas F) Las líneas deberán estar protegidas

con barricadas color amarrillas.

A) B) C) D) E) F) G)

Líneas de baja presión

Seguro libre de riesgos para ser usados en una emergencia E) El equipo C.I. portátil debe citarse estratégicamente y deberán de checarse su estado.

D)

C)

A) B)

Antes de iniciar la maniobra de instalación De equipos en el pozo deberá considerarse Los puntos siguientes:

Medidas de seguridad

Anexos

ANEXO 3

Anexos

107

Anexos

108

Anexos

ANEXO 4 TEC. SUPTTE PERFORADOR/P PERSONAL DE ERSONAL TORRE SEGURIDAD PERF.

GRUERO

SUP. TF (PEMEX Y CIA.)

OPERADOR UNIDAD DE BOMBEO

ACTIVIDADES

INSTALACION DE SARTA DE VELOCIDAD CON TUBERIA FLEXIBLE

INICIO 1. Realizar junta de seguridad con personal involucrado.

1

1

1

1

1 2. Verificar condiciones del pozo: presión en cabeza , estrangulador, pozo fluyente/no fluyente, presión de la línea. Verifique la condición de la válvula de sondeo. Si existe fuga en esta válvula repórtelo inmediatamente al personal encargado y esperar programa.

2

3

2a

2a. ¿Existe fuga en la válvula de sondeo? Si: Continuar en actividad 2b. No: Continuar en actividad 3.

2b

2b. Realice las actividades necesarias para corregir las fallas y regrese a la actividad 2

3

4

5

5

6

3

3. Posicionar la unidad de TF, unidad de bombeo, unidad de nitrógeno y termos.

4. Una vez verificado que las válvulas del árbol del pozo no fugan, cerrar válvula maestra.

5. Desmantelar medio árbol.

6. Instalar colgador en parte superior de la válvula maestra.

I

109

Anexos TEC. SUPTTE PERFORADOR/P PERSONAL DE ERSONAL TORRE SEGURIDAD PERF.

GRUERO

SUP. TF (PEMEX Y CIA.)

OPERADOR UNIDAD DE BOMBEO

ACTIVIDADES

I

6.1

6.1 Instalar válvula lateral del colgador (verificar que esta esté cerrada).

6.2

6.2 Instalar línea de alta tratada de la válvula lateral del colgador al conjunto del manifold (para verificar el monitoreo hacia superficie).

7

7. Instalar BOP y tandem sobre la brida del colgador.

8

8. Instalar línea de alta tratada al puerto de matar del BOP y conectar a la UB.

9y 9.1

10

11

12

9. Instalar cabeza inyectora sobre tandem o ventana de acceso.

9.1 Instalar válvula desprendible en la punta de la TF.

10. Con TF, UB y equipo fluidor instalados al 100%, realizar conexiones superficiales con ¾ de la capacidad del árbol, posteriormente desfogar presión a 0 psi.

11. Abrir válvula maestra y bajar TF en modalidad de alta/baja, cuidando los parámetros de peso, tensión y presión del pozo a manifold abierto hacia presa metálica para observar los retornos en superficie.

12. Una vez bajado a la profundidad programada, colocar pack off a través de ventana de acceso y bajar sarta con pack off al nido hasta recuperar a 0 libras.

II

110

Anexos TEC. SUPTTE PERFORADOR/P PERSONAL DE ERSONAL TORRE SEGURIDAD PERF.

GRUERO

SUP. TF (PEMEX Y CIA.)

OPERADOR UNIDAD DE BOMBEO

ACTIVIDADES

II

13

13. Activar cuñas del preventor y cortar la sarta con rams de corte.

14

14. Colocar los yugos para sujetar y evitar que se muevan las cuñas con el pack off del nido.

15

15. Desmantelar inyector y colocarlo en la base, desmantelar tándem, desactivar cuñas del ram y desmantelar BOP.

16 y 16.1

16. Cortar tramo restante de TF, dejando únicamente 10 cm de base. 16.1. Instalar bonete.

17

18

17. Alojar valina metálica en sarta de velocidad para realizar desacople de válvula desprendible.

18. Instalar medio árbol de válvulas.

18

18.1

18.1

18.1. Instalar línea de alta tratada de UB y de N2 a válvula lateral del medio árbol.

III

111

Anexos TEC. SUPTTE PERFORADOR/P PERSONAL DE ERSONAL TORRE SEGURIDAD PERF.

GRUERO

SUP. TF (PEMEX Y CIA.)

OPERADOR UNIDAD DE BOMBEO

ACTIVIDADES

III

19

19.1

21

19.2

19.2

19.2 Contabilizar el volumen de líquido recuperado dependiendo de la capacidad del pozo.

19.3

19.3

19.3 Bombear la capacidad del pozo en nitrógeno para realizar una inducción y fluir a través del manifold hasta observar nitrógeno en

21

22

22.1

19.1 Monitorear presión de pozo a través de manifold.

20. Desmantelar línea de alta tratada de medio árbol y equipo al 100%.

20

20

19. Realizar bombeo hidráulico de N2 a través de la sarta colgada hacia el pozo para activar/desacoplar válvula desprendible y circular a través del espacio anular entre la sarta y la TP, hacia presa metálica.

22.1

23

FIN

21

21. Desmantelar UB y UTF al 100%.

22. Fluir a pozo a través del manifold hasta observar 100% gas/hidrocarburo.

22.1 Alinear a la estación y hacer las anotaciones de las presiones del pozo.

23. Desmantelar equipo de UF al 100%.

TERMINA PROCEDIMIENTO.

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Anexos

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