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UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA
FACULTAD DE INGENIERÍA DE MINAS
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
PROYECTO DE TESIS
“ANALISIS DE RIESGOS EN OPERACIONES DE COMPLETACIÓN
DE POZOS PERFORADOS EN EL YACIMIENTO DE CORRIENTES,
LOTE 8 DE LA SELVA PERUANA”
PRESENTADO POR:
CESAR PAUL LACHIRA SERNAQUE
ASESORADO POR:
GREGORIO MECHATO QUINTANA
PIURA, JULIO 2016
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DEDICATORIA
En primer lugar se lo dedico a Dios por ser la luz y el camino que sigo, por darme la
suficiente fuerza, sabiduría y capacidad de poder vencer obstáculos y adversidades que
he tenido que superar en la vida.
A mis queridos Padres quienes me brindaron su confianza permanente, en especial su
apoyo moral y espiritual para realizarme como profesional; además de su ejemplo y amor
invalorable, a ellos todo mi amor, respeto y gratitud.
A mis hermanos quienes son fuente de inspiración y motivación para superarme cada día
más y así poder luchar para que la vida me depare un futuro mejor.
CESAR PAUL
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AGRADECIMIENTO
A mi Profesor Asesor M. S.c. Ing. Gregorio Mechato Quintana, por su apoyo constante y
permanente, quien con su valiosa orientación académica y profesional me incentivó para
la culminación del presente trabajo de Tesis.
A toda la Plana Docente de la Escuela Profesional de Ingeniería de Petróleo de la Facultad
de Ingeniería de Minas, por brindarme sus conocimientos y hacer de mi un profesional
eficiente.
A mis compañeros de la Facultad, porque me incentivaron a seguir adelante con mis
anhelos y aspiraciones, en mi constante búsqueda de superación personal y profesional.
CESAR PAUL
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA
FACULTAD DE INGENIERÍA DE MINAS
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
BACH. CESAR PAUL LACHIRA SERNAQUE
“ANÁLISIS DE RIESGOS EN OPERACIONES DE COMPLETACIÓN DE
POZOS PERFORADOS EN EL YACIMIENTO DE CORRIENTES, LOTE 8 DE
LA SELVA PERUANA”
RESUMEN
Este trabajo ha sido elaborado teniendo en cuenta la explotación industrial en el Perú que
se remonta al 03 de Noviembre de 1863, con el descubrimiento del primer yacimiento en
la cuenca Tumbes, ubicado al sur de la bahía de la Cruz, después de un tiempo se
perforaría un segundo pozo en Pariñas – Piura, iniciándose la industrialización del
Petróleo Peruano-. Cien años después se descubriría el yacimiento Corrientes que se
encuentra en los yacimientos del Lote 8.
Durante el desarrollo de las actividades realizadas para perforar pozos en el Lote 8, los
equipos de perforación son movilizados hasta las plataformas, que son áreas previamente
preparadas. Luego el equipo de perforación es izado y se realizan operaciones para iniciar
la perforación, durante las actividades llevadas a cabo para completar el pozo existen
riesgos desde la cementación del casing de producción, toma de registros eléctricos, baleo
del pozo, operaciones de suaveo y bajada de las herramientas de completación de acuerdo
al diseño.
Es indispensable aplicar una metodología para identificar los peligros y evaluar el nivel
de los riesgos para la salud y la vida de los trabajadores, la comunidad y el medio
ambiente, para las distintas operaciones y actividades de completación de pozos con la
finalidad de proponer medidas para minimizar estos riesgos hasta niveles aceptados por
las políticas corporativas y la legislación nacional vigente.
El presente proyecto esta enfocado en proponer una metodología para la administración
de riesgos en la completación de pozos, donde se realiza una descripción general del
objeto los alcances del proyecto donde se indica su ubicación y las actividades realizadas,
teniendo en cuenta las características ambientales relevantes del área del proyecto,
analizando los riesgos y relacionándolos con las medidas de contingencia y las del análisis
de riesgo.
PALABRAS CLAVE: Completación, Yacimiento, Industrialización, Plataformas,
Perforación, Metodología, Legislación, Ambientales.
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NATIONAL UNIVERSITY OF PIURA
FACULTY OF MINING ENGINEERING
PROFESSIONAL SCHOOL OF PETROLEUM ENGINEERING
BACH. CESAR PAUL LACHIRA SERNAQUE
"ANALYSIS OF RISKS IN COMPLETATION OPERATIONS OF
PERFORATED WELLS IN THE PLANT OF CURRENTS, LOT 8 OF THE
PERUVIAN JUNGLE"
SUMMARY
This work has been elaborated taking into account the industrial exploitation in Peru that
goes back to November 3, 1863, with the discovery of the first deposit in the Tumbes
basin, located to the south of the Bay of the Cross, after a time Drill a second well in
Pariñas - Piura, beginning the industrialization of Peruvian Oil. One hundred years later,
the Corrientes deposit will be discovered in the deposits of Lot 8.
During the development of drilling wells in Lot 8, drilling rigs are moved to the platforms,
which are pre-prepared areas. Then the drilling equipment is hoisted and operations are
carried out to start drilling. During the activities carried out to complete the well there are
risks from the cementation of the casing of production, electrical logging, well baleo,
softo and descent operations Of the completion tools according to the design.
It is imperative to apply a methodology to identify hazards and assess the level of risks to
workers' health, life, community and the environment for the various well completion
operations and activities in order to propose measures for Minimize these risks to levels
accepted by corporate policies and current national legislation.
The present project is focused on proposing a methodology for the management of risks
in the completion of wells, where a general description of the object is carried out, the
scope of the project indicating its location and the activities carried out, taking into
account the relevant environmental characteristics of the project. Area of the project,
analyzing the risks and relating them to the contingency measures and those of the risk
analysis.
KEY WORDS: Completion, Field, Industrialization, Platforms, Drilling, Methodology,
Legislation, Environmental.
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INDICE DE CONTENIDO
CAPITULO I .................................................................................................................... 1
1 MARCO CONTEXTUAL DE LA INVESTIGACION ........................................... 1
1.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 1
1.2 REALIDAD PROBLEMÁTICA..................................................................... 2
1.2.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .................................................... 3
1.3 JUSTIFICACION ............................................................................................ 4
1.4 OBJETIVOS ..................................................................................................... 4
1.4.1 OBJETIVO GENERAL .............................................................................. 4
1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................................... 4
1.5 HIPÓTESIS DE LA INVESTIGACION ....................................................... 4
CAPÍTULO II ................................................................................................................. 6
2 MARCO TEÓRICO ................................................................................................ 6
2.1 ANTECEDENTES ........................................................................................... 6
2.2 DESCRIPCIÓN DEL AREA DONDE SE DESARROLLA EL
PROYECTO ..................................................................................................... 7
2.3 COMPLETACION O TERMINACIÓN DE POZOS .................................. 9
2.3.1 ¿QUÉ ES LA COMPLETACIÓN DE UN POZO? .................................... 9
2.3.2 CLASIFICACIÓN DE LAS COMPLETACIONES DE ACUERDO A
LAS CARACTERISTICAS DE LA FORMACIÓN PRODUCTIVA .... 9
2.3.3 ETAPA DE PLANIFICACIÓN Y DISEÑO DE LA COMPLETACIÓN
DE UN POZO ........................................................................................... 13
2.3.4 ETAPA DE ANÁLISIS DE REGISTROS ELÉCTRICOS ...................... 16
2.3.5 ETAPA DE PRE-COMPLETACIÓN ....................................................... 17
2.3.6 ENSAMBLAJE E INSTALACIÓN DE LA COMPLETACIÓN ............. 25
2.4 DISEÑO DE LOS DISPAROS ...................................................................... 41
2.4.1 TEORÍA DE LOS DISPAROS ................................................................. 41
2.4.2 TIPOS DE DISPAROS ............................................................................. 41
2.4.3 PISTOLAS HIDRÁULICAS .................................................................... 42
2.4.4 CORTADORES HIDRÁULICOS ............................................................ 42
2.5 FLUIDOS USADOS DURANTE LA COMPLETACIÓN ...................... 43
2.5.1 VENTAJAS DE LOS FLUIDOS LIMPIOS ............................................. 43
2.5.2 DAÑO A LA FORMACIÓN PRODUCTIVA ......................................... 44
2.5.3 COMPOSICIÓN Y PROPIEDADES DE LAS SALMUERAS ............... 44
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2.5.4 DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL............................. 45
2.5.5 ESPACIADORES Y LAVADORES QUÍMICOS ................................... 46
2.5.6 FLUIDOS EMPACANTES ...................................................................... 46
2.6 ANALISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS LABORALES ................... 47
2.7 MARCO LEGAL ........................................................................................... 47
2.7.1 LEYES Y REGLAMENTOS SOBRE SEGURIDAD Y SALUD EN EL
TRABAJO ................................................................................................. 47
2.7.2 LEYES Y REGLAMENTOS DE LAS ACTIVIDADES DE
EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS ............................................. 48
2.7.3 LEYES Y REGLAMENTOS PARA LA PROTECCIÓN AMBIENTAL
EN LAS ACTIVIDADES DE HIDROCARBUROS. ............................... 48
CAPÍTULO III ............................................................................................................. 49
3 OPERACIONES DE COMPLETACION EN EL LOTE 8 DE LA SELVA
PERUANA.............................................................................................................. 49
3.1 EQUIPO DE PERFORACIÓN ..................................................................... 49
3.1.1 PLATAFORMA TÍPICA DE PERFORACIÓN ....................................... 49
3.1.2 UNIDAD DE PERFORACIÓN ................................................................ 49
3.1.3 PERFORACIÓN DEL POZO ................................................................... 51
3.2 OPERACIONES DE COMPLETACIÓN Y PERFILAJE PARA EL
POZO CORRIENTES X-A ........................................................................... 51
3.2.1 ANTECEDENTES .................................................................................... 51
3.2.2 PROGRAMA DE COMPLETACIÓN ...................................................... 51
3.3 TIPOS DE COMPLETACION USADOS .................................................... 60
3.3.1 DIAGRAMA PROPUESTO OPCION 1 , CORRIENTES X-A .............. 60
CAPÍTULO IV .............................................................................................................. 62
4. ANALISIS DE RIESGOS ..................................................................................... 62
4.1. OBJETIVO DEL ANÁLISIS DE RIESGO ................................................. 62
4.2. EVALUACIÓN DEL RIESGO MEDIANTE LA METOLOGIA DE
RIESGO SEMICUANTITATIVO ................................................................ 62
4.2.1. DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES DESARROLLADAS EN
EL PROYECTO EXPLORATORIO .................................................... 62
4.2.2. IDENTIFICACIÓN DE LOS PELIGROS ........................................... 62
4.2.3. POSTULAR DIFERENTES ESCENARIOS........................................ 63
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4.2.4. ESTIMACIÓN DE LA FRECUENCIA DE OCURRENCIA DE LOS
ESCENARIOS. ........................................................................................ 63
4.2.5. ESTIMACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS ...................................... 63
4.2.6. ESTIMACIÓN DEL RIESGO ............................................................... 63
4.3. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE EVALUACIÓN DE RIESGOS .... 63
4.3.1. IDENTIFICACIÓN DE LAS ACTIVIDADES .................................... 63
4.3.2. IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS .................................................... 63
4.3.3. POSTULAR ESCENARIOS .................................................................. 64
4.3.4. ESTIMACIÓN DE LA FRECUENCIA DE OCURRENCIA DE LOS
ESCENARIOS. ........................................................................................ 64
4.3.5. ESTIMACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS ...................................... 64
4.3.6. ESTIMACIÓN DEL RIESGO ............................................................... 66
4.3.7. MEDIDAS DE REDUCCIÓN DEL RIESGO ...................................... 66
4.3.8. IDENTIFICACIÓN DE LOS PELIGROS Y EVALUACIÓN DE LOS
RIESGOS EN LAS OPERACIONES DE COMPLETACIÓN .......... 67
CAPÍTULO V ............................................................................................................... 68
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 68
5.1. CONCLUSIONES ........................................................................................... 68
5.2. RECOMENDACIONES .................................................................................. 68
BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................... 70
ANEXO I TERMINOS USADOS EN LA INDUSTRIA DEL PÉTROLEO ...... 71
ANEXO II MATRIZ DE VALORACIÓN DE RIESGOS ................................... 71
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CAPITULO I
1 MARCO CONTEXTUAL DE LA INVESTIGACION
1.1 INTRODUCCIÓN
La historia del petróleo y su explotación industrial en el Perú, se remontan al 03 de
noviembre de 1863, con el descubrimiento del primer yacimiento en la cuenca
Tumbes, ubicado al sur de la bahía de La Cruz, en la bocatoma de la quebrada de
Tucillal en Zorritos-Tumbes, poco tiempo después se perforaría un segundo pozo en
el Pariñas-Piura, iniciándose la industrialización del Petróleo peruano. Cien años más
tarde se descubría el yacimiento Corrientes que se encuentra dentro de los yacimientos
del lote 8.
Actualmente la producción en la Selva Norte a la fecha (Agosto 2015) es de 58 MBD,
la cual se ha visto impactada por la bajada de los precios del crudo. La baja del precio
del crudo obliga a los países productores a ajustar sus contratos y las regulaciones del
sector de manera a preservar la inversión. En el Perú, no se han dado aún los cambios
requeridos y se corre el riesgo de que la producción continúe a declinar.
Muchos países petroleros están respondiendo a la caída de los precios con cambios en
sus contratos que permitan retener la inversión, sobre todo aquella de riesgo. Estos
cambios incluyen extensiones en los plazos de la fase exploración, reducción de tasas
de descuento y regalías, depreciaciones aceleradas, entre otras. Los cambios sin
embargo no incluyen modificaciones en estándares ambientales cada vez más
exigentes y en políticas de relacionamiento social que obligan a las empresas a
comprometer recursos más significativos en sus proyectos a beneficio de las
comunidades vecinas
El descubrimiento y desarrollo de activos petróleo y gas siempre ha sido un negocio
riesgoso. La industria cuenta con varios avances tecnológicos que permiten reducir el
riesgo, aun cuando los yacimientos y la forma en que se explota sean complejos, como
los son los yacimientos de la selva peruana y el zocalo.
El mejoramiento de la integridad del pozo en el largo plazo, desde que se perfora y
pone en producción durante toda su vida productiva constituye una prioridad creciente
y lograrlo requiere un mejor sistema de planificación, perforación y un adecuado
diseño de las operaciones de cementación y completación de pozos.
2
Además, el objetivo que mueve a las compañías operadoras es la obtención de
ganancias y ser competitivas, pero en un clima comercial competitivo normalmente,
es imposible generar ganancias sin que exista cierta exposición al riesgo durante sus
operaciones. La búsqueda de formas de reducir la exposición al riesgo laboral,
constituye una práctica difícil pero esencial para ser competente; la cuantificación del
riesgo y su evaluación para obtener información de valor destinada para minimizar o
prevenir el riesgo pueden resultar aún más problemáticas económicamente.
Actualmente las empresas petroleras operadoras y contratistas de perforación se
preocupan por proteger la salud de sus trabajadores, al medio ambiente y sus
instalaciones; las actividades de la perforación de pozos están sujetas a un análisis
exhaustivo con respecto a los riesgos, y a su vez evaluándolos y controlándolos aunque
en algunos casos los riesgos no puedan ser eliminados totalmente.
En el mundo de la industria petrolera existen un sin número de riesgos, razón por la
que se ha llevado a utilizar diferentes metodologías para la evaluación de los mismos.
Sin un estudio de riesgos no se podrá tener conocimiento de las posibles contingencias
que puedan ocurrir.
El Lote 8 Selva, consta de seis campos, Corrientes, Yanayacu, Capirona, Pavayacu,
Chambira y Nueva Esperanza, con una producción de agua de formación de 403 M
barriles por día, con un corte de agua de 95 %.
El desarrollo del presente proyecto se enfoca en proponer una metodología para la
administración de riesgos en la completacion de pozos. Se realiza una descripción
general del objeto y alcances del proyecto donde se indica su ubicación y las
actividades realizadas. Además, sintetizan las características ambientales relevantes
del área del proyecto, analizando los riesgos y relacionándolos con las medidas de
contingencia.
Se identificaron los peligros y los riesgos de cada actividad que conlleva la
completación de pozos y luego se analizaron la probabilidad de ocurrencia de un
evento y la consecuencia o severidad del riesgo. Finalmente se resumen las
conclusiones y recomendaciones del Análisis de riesgo.
1.2 REALIDAD PROBLEMÁTICA
Durante el desarrollo de las actividades realizadas para perforar pozos en el Lote 8, los
equipos de perforación son movilizados hasta las plataformas, que son áreas
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previamente preparadas. Luego el Equipo de perforación, es izado y se realizan
operaciones para iniciar la perforación, el personal manipula las herramientas, se
acondiciona el fluido de perforación, se controla los residuos que se van separando
conforme se perfora el pozo, etc.
Entre las operaciones necesarias para producir petróleo están la operación de
completación de pozos, que es la etapa donde el pozo es acondicionado para poner en
comunicación la formación productiva y con la superficie. Durante esta etapa que
empieza con la instalación de la tubería de revestimiento, baleo del casing, luego
bajada de herramientas al pozo junto a la sarta de tubería de producción e
implementacion de sistemas de completación para levantamiento artificial de
hidrocarburos.
Durante todas estas operaciones existen muchas restricciones dependiendo de la
gravedad API del crudo, impedimentos físicos de los pozos, tanto en diámetros y
resistencia de los materiales, y lo que es más significativo todavía, el costo de los
mismos.
Durante las actividades llevadas a cabo para completar el pozo existen riesgos
asociados a las operaciones desde la cementación del casing de producción, toma de
registros eléctricos, baleo del pozo, operaciones de suaveo y bajada de las herramientas
de completación de acuerdo al diseño. Por eso es necesario un riguroso estudio de
riesgos para definir las medidas de contingencia y el manejo de estos riesgos, para así
evitar accidentes o daños al ambiente.
1.2.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Durante las actividades realizadas durante la completación del pozo en el lote 8,
existen riesgos a la que están expuestos los operarios, el ambiente, el equipo de
Workover, el cual puede ocasionar serias consecuencias, si no se toman las medidas
de seguridad adecuadas. Como por ejemplo un blowout o reventon, derrame de crudo,
accidentes en el manipuleo de las herramientas, etc. Hoy en día las empresas petroleras
están comprometidas con la seguridad de sus trabajadores e instalaciones, así como
también, la protección del medio ambiente; debido a las normativas legales que se
están implantando en los países y la responsabilidad de las empresas hace que
establezcan objetivos, políticas y programas que ayudará a conducir las operaciones
de una manera tolerable y segura
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1.3 JUSTIFICACION
Las empresas petroleras tienen el compromiso de proteger sus activos, la seguridad
de sus trabajadores y el medio ambiente. El presente proyecto se justifica porque
proporciona a los miembros de la empresa los conocimientos sobre los riesgos
potenciales a los cuales están expuestos durante la completación de un pozo de
desarrollo y los procedimientos a seguir si se presentara una emergencia.
Estos problemas son comunes en los pozos perforados en el yacimiento corrientes, por
eso es que se hace necesario utilizar un análisis de riesgo que permita mejorar los
procedimientos de trabajo. El análisis de riesgos en una operación de completación es
fundamental para estas actividades por el alto riesgo, tanto en las actividades como el
uso de herramientas en mal estado
1.4 OBJETIVOS
1.4.1 OBJETIVO GENERAL
Aplicar una metodología para identificar los peligros y evaluar el nivel de los riesgos
para la salud y la vida de los trabajadores, la comunidad y el medio ambiente, para
las distintas operaciones y actividades de completacion de pozos con la finalidad de
proponer medidas para minimizar estos riesgos hasta niveles aceptados de acorde con
las políticas corporativas, y la legislación nacional vigente.
1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Identificación y caracterización de la zona del yacimiento corrientes
Descripción de las operaciones de completación de pozos
Identificación de peligros potenciales en las actividades de completacion
Análisis de riesgos en las actividades
Definir las medidas preventivas, correctivas y de mitigación (recursos humanos,
materiales, logísticos, técnicos, procesos, etc.) requeridas para que los riesgos
evaluados sean reducidos a niveles TOLERABLE ó ALARP (tan bajo como sea
razonablemente posible.
1.5 HIPÓTESIS DE LA INVESTIGACION
Si se realiza un estudio sobre el daño ocasionado por las operaciones de completación
para minimizar el daño a las personas y el medio ambiente en los pozos perforados en
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el yacimiento de corrientes, lote 8 de la selva peruana, se reducirán accidentes y daño
al ambiente.
Si se realiza un estudio detallado de las actividades realizadas durante la etapa de
completación de pozos perforados en el lote 8, y se aplica una metodología para
identificar los peligros y evaluar el nivel de los riesgos para la salud y la vida de los
trabajadores, la comunidad y el medio ambiente, con la finalidad de proponer medidas
para minimizar estos riesgos hasta niveles aceptados de acorde con las políticas
corporativas, y la legislación nacional vigente, se reducirán accidente y daños
ambientales por lo tanto mejorara la competitividad de la corporación que administra
el lote 8 en la selva norte.
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CAPÍTULO II
2 MARCO TEÓRICO
2.1 ANTECEDENTES
Jorge W. Albeiro1 y Liliana Berango, Mendoza Argentina, Consultor Independiente.
Vucetich 3354, Sexta Sección, publico su estudio titulado “Pozos inyectores de agua
industrial, una solución cuando se perfora en áreas ambientalmente sensibles”, cuyo
principal objetivo fue analizar las ventajas que se tienen, si se dispone de un pozo
inyector, cuando se perfora en áreas sensibles, como son algunas remotas locaciones
en zonas de selva, o cuando las locaciones están próximas a zonas pobladas, donde es
imposible verter el agua de la operación de perforación, a cauces de agua como ríos,
lagos, vertientes, riachuelos, quebradas, etc. por contener, ciertos elementos químicos
que la hacen inadecuada para vertimiento, desde el punto de vista ambiental. En la cual
demuestra que la utilización del agua residual industrial, en el Regado de caminos o
locaciones, en áreas de yacimientos, es una solución de bajo costo, pero que afecta en
forma lineal, la superficie afectada, cargándola de sales u otros residuos indeseables,
como son aceites o jabones. Pero esto no solo afecta el suelo, sino que en algunos sitios
donde deambula ganado, este puede usar el agua de los charcos formados, como
abrevadero, con el consiguiente daño. Además que el Vertido al medio ambiente si no
esta rigurosamente monitoreado, puede causar alteraciones en los puntos donde se
produce el vertido, o bien a los cauces fluviales, afectando la calidad del agua, y un
deterioro del ecosistema.
Chavez M. (Marzo 2009), Universidad de Zulia, República Bolivariana de Venezuela,
presento su trabajo de investigación titulado “Gestión de Riesgos en operaciones de
Perforación de pozos productores de crudo en el Lago de Maracaibo”. Donde estudia
los diferentes tipos de riesgo incluyendo el riesgo económico y concluye que, para dar
continuidad a los riesgos operacionales asociados a la perforación de pozos
productores de crudo en el Lago de Maracaibo del Estado Zulia, también se deben
tener presente, los riesgos manejados por el área técnica, tales como, los riesgos
asociados al trabajo (riesgos ocupacionales), los riesgos que afectan a las propiedades
y los riesgos asociados a terceros incluyendo el medio ambiente.
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Por otro lado, que el proceso de gestión en las operaciones de perforación de pozos
productores de petróleo en el Lago de Maracaibo, se lleva a cabo en cinco etapas:
Identificación del riesgo, el cual consiste en hacer una secuencia de los posibles riesgos
involucrados. Calificación del riesgo, el cual consiste en valorar cada uno de los
riesgos identificados de acuerdo con su probabilidad de ocurrencia y con el impacto
que pudieran tener sobre el cumplimiento de los objetivos. Desarrollo de planes de
respuesta, es decir, distinguir la respuesta en función del tratamiento que se le da al
propio riesgo o en función de cómo el riesgo afectará la empresa.
2.2 DESCRIPCIÓN DEL AREA DONDE SE DESARROLLA EL PROYECTO
El área de influencia del Proyecto es el Lote 8 para la Perforación de Pozos de
Desarrollo se define como la interacción de las actividades del Proyecto con cada
componente del ambiente.
El Lote 8 Selva, está ubicada en el departamento de Loreto en las provincias de Loreto
y Alto Amazonas, las principales vías fluviales son los ríos, Corrientes, Tigre y
Marañón. Los ríos Corrientes y Tigre el caudal depende de la época del año, mientras
que el río Marañón es navegable durante todo el año, los ríos mencionados son las
principales fuentes receptoras de las emisiones de agua de formación. (Ver figura 2.1).
Históricamente el Yacimiento Corrientes fue descubierto en el año 1971 con el
comienzo de la exploración de la Selva Peruana. Pluspetrol inició sus operaciones en
Julio del año 1996.
Hasta el año 2005 el sistema de producción es por el método artificial “Bombeo Electro
sumergible”, con una producción de agua de formación de 403 Mil barriles por día,
con un corte de agua de 95 %. La disposición final del agua de formación de los
campos Corrientes, Capirona, Chambira, Nueva Esperanza era en el río Corrientes, del
campo Yanayacu al río Marañón y de Pavayacu al río Tigre. Como se podrá observar
no había control sobre el vertimiento del agua producida a los ríos.
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Figura 2.1 Ubicación del Lote 8
El agua producida era separada inicialmente en los separadores trifásicos con un alto
contenido de aceite libre y aceite emulsionado, esta mezcla ingresaba a los tanques
desnatadores donde se realizaba la última fase de separación mecánica para ser
dispuestos a los cuerpos receptores.
El agua de formación que se extrae en el lote 8 está compuesta de sales disueltas
(Carbonatos de calcio, Carbonatos de hidrógeno, cloruros, sulfatos, etc.), sólidos,
metales (Fierro, Bario, Plomo), aceites y grasas y Dióxido de Carbono (CO2).
En la actualidad en el caso del Lote 8 de Pluspetrol, además del menor precio del
petróleo, la producción ha sido impactada negativamente por conflictos sociales y
también podría ser afectada por la ruptura del oleoducto en el mediano plazo. Esta
región dispone de una potencial de reservas probadas + probables en campos
relativamente pequeños, de aproximadamente 68 millones de barriles.(1)
El Lote 8 operado por la empresa argentina Pluspetrol. A fines de los 90 este Lote
producía entre 25 y 30 MBD de un crudo de buena calidad (Maynas). Por falta de
inversión y la intrusión del agua de formación, actualmente produce 8.5 MBD. El
crecimiento de la demanda regional, dominado por diésel, y la falta de crudos
apropiados, hacen que este petróleo se procese íntegramente en la Refinería de Iquitos.
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2.3 COMPLETACION O TERMINACIÓN DE POZOS
El interés por optimizar los sistemas de terminación de los pozos, utilizando equipos
de seguridad eficaces, de acuerdo a las necesidades requeridas para cada pozo es un
interés principal de las compañías operadoras. Estas medidas facilitan el desarrollo de
la labor, alcanzando óptima calidad en la producción y haciendo las jornadas de trabajo
mas eficientes y menos peligrosas.
Es decir, que cuando se realiza una completación, se debe utilizar los equipos
adecuados, se está en la certeza de que la comunicación entre el yacimiento y el pozo
sea óptima. Sin embargo, cuando no se logra que esto suceda surge la necesidad de
realizar ajustes en las completaciones e incluso efectuar cambios en las herramientas
utilizadas, como también modificaciones en la formación hasta lograr un mejor
desempeño, y esto trae como consecuencia un costo mayor del pozo.
2.3.1 ¿Qué es la Completación de un pozo?
La completación de Pozos, envuelve un proceso que se extiende mucho más allá que
la instalación de tubería y equipos en el pozo. Para resaltar los aspectos más
importantes, presentamos la siguiente definición: COMPLETACION: Es el diseño,
selección e instalación de tubulares, herramientas y equipos en un pozo con el
propósito de converger, bombear y controlarla producción o inyección de fluidos.
Basados en esta definición, Instalar y cementar el casing de producción o liner, así
como también registros, cañoneo y pruebas, son parte del proceso de completacion
Sumado a esto, un equipo complejo de cabezal y el procesamiento y requerimientos
de almacenamiento afectan la producción de un pozo y pueden derivar en variaciones
en el diseño y en la configuración de la completación.
2.3.2 Clasificación de las completaciones de acuerdo a las características de la
formación productiva
Básicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las características de
la formación productiva, es decir como se termine la zona productiva:
a. Hueco Abierto.
b. Hueco Abierto con Forro o Tubería Ranurada.
c. Hueco entubado con Tubería de Revestimiento Perforada (Cañoneada).
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Completación a Hueco Abierto.
Este tipo de completación se realiza en zonas donde la formación está altamente
compactada, siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande
(100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud. Consiste en correr y cementar el
revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando
hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se
realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera producción de
agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la formación.
Para ver el gráfico de la figura 2.2
Figura 2.2 Completación a hueco abierto
Ventajas:
Se elimina el costo de cañoneo.
Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado.
Es fácilmente profundizable.
Puede convertirse en otra técnica de completación; con forro o revestidor
cañoneado.
Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la
formación dentro de la zona de interés.
La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica.
Reduce el costo de revestimiento.
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Desventajas:
Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el agua
viene de la zona inferior.
No puede ser estimulado selectivamente.
Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta.
Como la completación a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma
roca para soportar las paredes del hueco es de aplicación común en rocas
carbonatadas (calizas y dolomitas).
Completación a hueco abierto con Forro o Tubería Ranurada.
Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a
problemas de producción de fragmentos de rocas y de la formación, donde se produce
generalmente petróleos pesados.
En una completación con forro, el revestidor se asienta en el tope de la formación
productora y se coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formación
productiva. Ver figura 2.3
Entre los requerimientos necesarios para que este tipo de completación se lleve a
cabo, están los siguientes: formación no consolidada, formación de grandes espesores
(100 a 400 pies), formación homogénea a lo largo del intervalo de completación, etc.
Figura 2.3 Completación a hueco abierto con tubería ranurada
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Ventajas:
o Se reduce al mínimo el daño a la formación.
o No existen costos por cañoneado.
o La interpretación de los perfiles no es crítica.
o Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena.
o El pozo puede ser fácilmente profundizable.
Desventajas:
o No se puede estimular selectivamente.
o La producción de agua y gas es difícil de controlar.
o Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo de producción.
Completación a hueco entubado con Revestidor Cañoneado.
Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco
profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más). Consiste
en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubería de
revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar,
cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación
entre la formación y el hueco del pozo. Ver figura 2.4
Figura 2.4 Completación a hueco entubado y cañoneado
13
Ventajas:
o La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada.
o La formación puede ser estimulada selectivamente.
o El pozo puede ser profundizable.
o Permite llevar a cabo completaciones adicionales como técnicas especiales para
el control de arena.
o El diámetro del pozo frente a la zona productiva es completo.
o Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica.
Desventajas:
o Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos
grandes.
o Se reduce el diámetro efectivo del hoyo y la productividad del pozo
o Pueden presentarse trabajos de cementación.
o Requiere buenos trabajos de cementación.
o La interpretación de registros o perfiles es crítica.
2.3.3 Etapa de planificación y diseño de la completación de un pozo
El objetivo primordial de la completación de un pozo es obtener la producción óptima
de hidrocarburos al menor costo. Para que esta se realice debe hacerse un análisis
nodal para determinar que herramientas de producción deben de utilizarse para
producir el pozo adecuado a las características del yacimiento. (tipo de formación,
mecanismo de empuje etc.) En la elección del sistema de terminación deberá
considerarse la información recabada, indirecta o directamente, durante la
perforación, a partir de: Muestra de núcleos, pruebas de formación análisis
petrofísicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación.
2.3.3.1 Programas de operación
Es desarrollado por el Ingeniero de proyecto y es creado con información de la
perforación del pozo a intervenir en caso de ser exploratorio y pozos vecinos a él
al tratarse de pozos en desarrollo, consiste en un plan ordenado de operaciones
que incluyen la toma de registros, la limpieza del pozo, el diseño de disparos, y la
14
prueba de intervalos productores, con el fin de explotar las zonas de interés de
potencial económico.
2.3.3.2 Análisis de información
Para desarrollar la planeación de la terminación se deberá de contar con la
información del pozo a intervenir y de pozos vecinos, esta estará constituida de:
Registros geofísicos, muestras de recortes de las zarandas, corte de núcleos,
gasificaciones, perdidas de circulación, correlaciones, antecedentes de pruebas
durante la perforación, pruebas de formación (DST). Esta información se evaluara
con el propósito de determinar cuáles son las zonas de interés que contengan
hidrocarburos y a través de un análisis nodal se diseñaran los disparos, diámetros
de tubería de producción y diámetros de estranguladores para mejorar la
producción del yacimiento.
2.3.3.3 Muestras de recortes y corte de núcleos
Las muestras de recortes se obtienen durante la perforación, son los fragmentos
de roca cortados por la barrena y sacados a la superficie a través del sistema
circulatorio de perforación, el recorte es recolectado en las zarandas vibradoras
para su análisis. Estas muestras proporcionan información del tipo de formación
que se corta, características de la roca como son: la Porosidad (Ø), Permeabilidad
(K), saturación de agua (Sw), Saturación de aceite (So), Compresibilidad de la
roca ( Cf ). Los núcleos son cilindros de roca relativamente grande que son
cortados por una barrena muestreadora constituidas por : tambor o barril exterior,
tambor o barril interior, retenedor de núcleo, cabeza de recuperación , válvula de
alivio de presión. La práctica de corte de núcleos se usa preferentemente en áreas
no conocidas o pozos exploratorios.
2.3.3.4 Gasificación y perdidas de circulación
Durante la perforación se presentan gasificaciones que indican posibles
acumulaciones de hidrocarburos y proporcionan información sobre la presión de
poro. Las gasificaciones consisten en la contaminación del lodo de perforación
por un flujo de gas que sale de la formación hacía el pozo provocado por una
presión diferencial a favor de la formación productora (la presión de formación es
15
mayor que la presión hidrostática.) Se debe de tener cuidado en este tipo de
gasificaciones, ya que cuando se vuelven incontrolables provocan los reventones
o crean peligro de incendio, por lo que es recomendable la realización de un buen
control de pozo.
Las pérdidas de circulación se definen como la pérdida parcial o total del fluido
de control hacia una formación muy permeable o depresionada. Este problema se
presenta en ocasiones en la perforación de pozos y se manifiesta cuando retorna
parte o no hay retorno del fluido de perforación. Para que se presente este tipo de
problemas se requiere dos condiciones en el pozo: Formación permeable y altas
presiones diferenciales para que exista flujo hacia la formación. Las causas más
comunes de este tipo de problema son:
Causas naturales. Son aquellas inherentes a la formación, ejemplo: cavernas
o fracturas naturales.
Causas inducidas. Son provocadas durante la perforación al bajar rápidamente
la sarta de perforación (efecto pistón), al controlar el pozo alcanzando la
presión máxima permisible y al incremento inadecuado de la densidad de lodo
2.3.3.5 Correlaciones
En la elaboración del programa de terminación es importante la información que
proporcionan los pozos vecinos, esta servirá para ubicar las zonas de interés, así
como la geometría de herramientas de producción que se utilizaron, diseño de
disparos e historia de producción de los pozos. Toda la información recolectada
se evaluará con el objeto de optimizar el programa mencionado.
2.3.3.6 Pruebas durante la perforación
Prueba de Goteo (Leak Off Test o LOT)
Una de las pruebas requeridas durante la perforación es la prueba de goteo, la cual
exige que después de haber cementado la tubería de revestimiento, y se perforen
algunos metros, se debe de determinar el gradiente de fractura de la formación
expuesta, así como la efectividad de la cementación. Para determinar el gradiente
de fractura de la formación, se realiza la prueba de goteo, esta prueba proporciona
también la presión máxima permisible en el pozo cuando ocurre un brote, para
determinar las densidades máximas en el pozo.
16
Pruebas de Formación
Otra de las pruebas que se realizan en la perforación es la prueba de formación
con la cual se obtiene información del comportamiento del flujo de fluidos y de la
formación. La información obtenida en las pruebas realizadas en la perforación
del pozo son de utilidad para optimizar la planeación de la terminación.
La prueba de formación consiste en hacer una terminación temporal del pozo y de
esta manera provocar que la formación se manifieste. Para lograr esto es necesario
crear una presión diferencial a favor de la formación de interés, suprimiendo la
presión hidrostática. Para aislar la formación productora se utiliza un empacador
ó ensamble de fondo especial, quedando en comunicación la formación con la
superficie, por lo que actuará solo en ella la presión atmosférica, lo cual permite
que los fluidos de la formación fluyan hacia el pozo y posteriormente a la
superficie. El objetivo de las pruebas de formación es crear las condiciones
favorables para que la formación productora fluya, y de esta manera obtener
información sobre el comportamiento de los fluidos de la formación.
Con esta información se evalúa la capacidad de producción de la formación
probada para conocer si es comercial su explotación. Las pruebas de formación se
efectúan durante la perforación, por lo que siempre se realizan en agujero
descubierto.
2.3.4 Etapa de Análisis de Registros Eléctricos
Hace más de medio siglo se introdujo el Registro Eléctrico de pozos en la Industria
Petrolera, desde entonces, se han desarrollado y utilizado, en forma general, muchos
más y mejores dispositivos de registros. A medida que la Ciencia de los registros de
pozos petroleros avanzaba, también se avanzó en la interpretación y análisis de datos
de un conjunto de perfiles cuidadosamente elegidos. Por lo anterior se provee un
método para derivar e inferir valores de parámetros tan importantes para la
evaluación de un yacimiento como es las saturaciones de hidrocarburos y de agua, la
porosidad, la temperatura, el índice de permeabilidad, la litología de la roca de
yacimiento y actualmente la geometría del pozo, los esfuerzos máximos y mínimos,
el agua residual, etc.
Entre estos registros podemos citar inicialmente se usaron registros de resistividad,
de potencial espontáneo (SP) y así sucesivamente se fueron dando los avances de los
17
diferentes registros eléctricos como el de rayos gamma, neutrones, inducción, doble
inducción, sónico de porosidad, de densidad, litodensidad y actualmente otras
mediciones de registro incluyen la resonancia magnética nuclear, la espectrometría
nuclear (natural e inducida) y numerosos parámetros en agujeros revestidos.
2.3.5 Etapa de Pre-Completación
2.3.5.1 Tubería de revestimiento de producción
Durante la Perforación de un pozo petrolero cuando se llega a la formación
objetivo se tendrá que proteger el hueco con tubería llamada tubería de
revestimiento de producción la cual con el cemento integran un conjunto de
seguridad y funcionalidad para el pozo.
La operación de cementación primaria de las tuberías de revestimiento consiste
en bombear por la TR un bache lavador, un espaciador, lechada de cemento
diseñada, espaciador y posteriormente el desplazamiento calculado para alcanzar
la presión final requerida, la lechada se coloca en el espacio anular entre el hueco
descubierto y la TR.
La experiencia ha demostrado que una operación deficiente de la Cementación
primaria de Tubería de revestimiento, origina continuas dificultades en la vida
productiva de los pozos y a largo plazo el medio ambiente, además de las
operaciones costosas para corregir estas fallas.
Se debe realizar un programa bien establecido para llevar a cabo una operación
exitosa, desde su planeación en el gabinete, los materiales, aditivos, diseño del
tipo de lechada, baches lavadores, espaciadores, equipo y accesorios a utilizar, así
mismo en el campo realizar la operación como se programó, cumplir con la
densidad de la lechada diseñada, presiones y gasto de bombeo para terminar la
operación exitosamente.
El objetivo es aislar las zonas que contienen hidrocarburos, evitar la movilidad de
fluidos contenidos en cada zona y permite producir y controlar el pozo. Los
diámetros más comunes son de 7 5/8", 7" , 5/8", 5", 4 ½" y actualmente con la
Técnica de pozos esbeltos de 3 ½".
18
2.3.5.2 Tuberías de Producción cortas o Lainers
Existen las Tuberías de explotación cortas ó liner, la cual es una sección de tubería
de revestimiento colocada en agujero descubierto ó dentro de otra tubería para
corregir daños en tuberías ya cementadas y se cementan con el objetivo de aislar
zonas de presión anormal, ahorro económico, rápida colocación en las zonas
programadas, reducir los volúmenes de cemento.
2.3.5.3 Especificaciones de Tuberías de revestimiento
Una de las decisiones más importantes que se tiene que tomar cuando se completa
un pozo, es la selección de la tubería y sus componentes. Estos componentes
vienen en un gran número de Grados y diámetros diferente y varios factores se
deben considerar antes de la selección.
Las altas presiones que recientemente se han presentado en formaciones profundas
requieren que los componentes tengan una resistencia mayor a los esfuerzos,
sumados a su capacidad de sello, los tipos de conexiones que están disponibles
también ha incrementado en número. Aquellos que trabajan en los diseños de
completaciones deben entender las aplicaciones apropiadas y los tipos de
componentes de las tuberías más comunes. Igualmente, se debe tener un
conocimiento operacional de las conexiones.
ESPECIFICACIONES PRINCIPALES
Normas API 5CT, API 5B, GOST 632-80
Diámetro
Externo (OD)
4 1/2", 5", 5 1/5", 6 5/8", 7", 7 5/8", 8 5/8", 9 5/8",
10 3/4", 11 3/4", 13 3/8", 16", 18 5/8", 20"
Grados de
Acero
H40, J55, K55, M65, N80, L80, C90, C95, R95,
T95, P110, Q125
Longitud R1, R2, R3
Hilos o Roscas Hilos API & GOST, reemplazo de hilos VAM
Cuadro 2.1 Especificaciones Principales de Tubería de revestimiento
De acuerdo a la norma API 5CT (Fuente Sovonex Technology)
a. Grados de Tuberías de Revestimiento de Acero API
La mayoría de los grados de las tuberías de revestimiento de acero son en gran
parte de la misma composición química. Lo que le da a cada grado sus distintas
19
propiedades es el tipo de tratamiento térmico aplicado. Los grados de las tuberías
difieren principalmente en su límite elástico, resistencia a la tracción y dureza.
Pruebas adicionales requeridas por la norma API 5CT para ciertos grupos de
revestidores aseguran de que cada grado sea adecuado para su aplicación prevista.
Las aplicaciones más comunes de las Tuberías de Revestimiento son: H40, J55,
K55, M65, N80, R95.
Debido a su precio más bajo en comparación con otros grados de acero, las
tuberías de revestimiento de grados J55, K55, y N80 son una opción popular para
pozos sin requerimientos rigurosos de anticorrosión o fuerza.
Los grados M65 y R95 son nuevos, cada uno con su correspondiente campo de
aplicación. Estos grados difieren principalmente en su límite elástico y resistencia
a la tracción.
Aplicaciones más comunes de las Tuberías de Revestimiento
Grado
Acero
Limite Elástico
(M Pa)
Resistencia Mínima
Tracción (M Pa)
Código Color
API
H-40 276-552 414 Ninguno o
banda negra
J-55 379-552 517 1 Banda
verde brillante
K-55 379-552 665 2 bandas
verdes brillantes
M-65 448-586 586
1 banda verde
brillante
+ 1 banda azul
N-80 552-758 689 1 banda roja
R-95 655-758 727 1 banda marrón
Cuadro 2.2 Aplicaciones más comunes de las tuberías de revestimiento
de acuerdo al grado del acero
Figura 2.5 Tubería de revestimiento de Acero API: N-80 y J-55 (Fuente Sovonex
Technology)
20
b. Conexiones API
Las tuberías de revestimiento pueden ser utilizadas con todos los acoplamientos
estándares API 5CT, a saber:
Acoplamiento de rosca contrafuerte (BTC, por siglas en inglés)
Acoplamiento corto de rosca redonda (STC, por siglas en inglés)
Acoplamiento largo de rosca redonda (LTC, por siglas en inglés)
2.3.5.4 Accesorios para tuberías de revestimiento
Es conocido que al introducir la tubería de revestimiento dentro del pozo es
necesario equiparlo con los accesorios convenientes para obtener mejores
resultados de los objetivos básicos. Podemos mencionar a los principales
accesorios para la cementación.
a. Zapatas: protege y guía en la introducción a la tubería de revestimiento,
evitando la deformación y desgaste de la misma, pueden ser del tipo: Guía,
Flotadora, Diferencial, De pétalos y Tipo V.
b. Collar: Proporcionan la superficie de sello y el punto de asentamiento para
los tapones de cementación, se colocan usualmente de 1 a 3 tramos arriba de
la zapata. Pueden ser del tipo: Flotador, Diferencial, Retención y
Cementación Múltiple.
c. Tapones de Cementación: son los tapones que se utilizan para realizar una
buena limpieza (diafragma) y posteriormente el desplazamiento de la lechada
de cemento (sólido) para evitar su contaminación.
d. Centralizadores: en las cementaciones primarias de tuberías de
revestimiento es muy conveniente que en las zonas de mayor interés quede
centrada la tubería con la finalidad de distribuir la lechada de cemento
uniformemente.
e. Tipos de Cemento: Cemento es un material con ciertas propiedades de
adherencia y es el resultado de la calcinación de una mezcla especifica de
caliza y arcilla con adición de óxidos de sodio, potasio y magnesio, existen
diferentes tipos de cemento, de acuerdo a la clasificación API. Actualmente
se esta tratando de utilizar el lodo como cemento para la cementación de las
tuberías de re- vestimiento, aunque esto esta todavía como una prueba
tecnológica llamada MTC y se encuentra en desarrollo.
21
f. Aditivos:
o Aceleradores: se utilizan para acelerar el fraguado de la lechada, y
pueden ser: Cloruro de Calcio, Cloruro de Sodio, Yeso Hidratado y Agua
de Mar.
o Retardadores: se utilizan para retardar el fraguado de las lechadas.
o Para Alta Densidad: e utilizan para aumentar la densidad de la lechada
de cemento para contener altas presiones de la Formación y mejorar el
desplaza- miento del lodo. Se tienen: hematita, barita, ilmentita y la sal.
o Para Lechadas de Baja Densidad: las lechadas de baja densidad se pueden
acondicionar, agregando materiales que requieran agua, con una
gravedad baja específica, entre los más comunes tenemos: bentonita,
gilsonita, spherelite.
o Controladores de Filtrado: se utilizan para disminuir la deshidratación o
la pérdida de agua de la lechada a zonas porosas; proteger formaciones
sensibles y mejorar las cementaciones forzadas.
o Controladores de pérdidas de Circulación: Como su nombre lo indica
para control de pérdidas de fluido previa cementación, entre los más
comunes se tienen: Gilsonita para Cemento Tixotrópico, Flo-Check y
Bentonita para cemento Diesel.
o Reductores de Fricción. Se utilizan como dispersantes en las lechadas de
cemento para reducir su viscosidad aparente de la lechada.
2.3.5.5 Operación de Cementación Primaria
Posteriormente del diseño de la tubería de revestimiento, se procede a elaborar y
coordinar para llevar acabo la operación de cementación primaria de la misma, en
donde se deben tomar en cuenta los materiales, aditivos, equipos, introducción y
diseño de la lechada de cemento de la propia cementación
2.3.5.6 Operaciones Previas a la Cementación
a.- Análisis del Agua disponible.
Es de gran importancia conocer con tiempo las características químicas del agua
que se utilizará y efectuar pruebas del cemento con estas. Si se considera necesario
se transportará cuidando que su salinidad sea menor de 1000 ppm de Cloruros.
22
b.- Pruebas de Cemento de cada lote recibido.
El Control de calidad del cemento es de gran importancia e invariablemente
deberán efectuarse pruebas de los lotes recibidos, básicamente en sin aditivos, así
como el cálculo de la densidad máxima permisible para evitar pérdidas de
circulación por fracturamiento de las formaciones y de acuerdo a la temperatura
de fondo del pozo para el diseño de la lechada de cemento.
c.- Programa de Accesorios.
El programa de accesorios estará sujeto básicamente a los objetivos que se
persigan, fijando normas y condiciones que optimicen los resultados y evitando al
máximo un incremento en los costos, así mismo se deben verificar los accesorios
en su diámetro, estado, tipo de rosca, diámetros interiores, grados y librajes así
como el funcionamiento de las partes de los accesorios antes de la operación para
cualquier anomalía que se detecte se corrija a tiempo y no a la hora de iniciar la
introducción de la tubería.
d.- Diseño de la lechada de cemento y los baches lavadores y espaciadores.
El diseño de la lechada de cemento es un aspecto muy importante ya que en la
misma se debe considerar aditivos para la presencia de gas, retardadores y/ó
aceleradores y en caso necesario, etc., así mismo debe contemplarse la
compatibilidad con el lodo de perforación en uso y los diferentes baches a utilizar
como son los limpiadores y espaciadores.
Con el objeto de tener mejores resultados en las cementaciones primarias el
volumen de fluido limpiador que se programe y el caudal, debe estar diseñado
para un tiempo de contacto de 8 a 12 min. Utilizando un flujo turbulento, lo cual
es un mínimo recomendable para remover el enjarre de los lodos de perforación y
para su diseño se deben tomar en cuenta el diámetro de las tuberías de
revestimiento así como los diámetros de los agujeros, para que sea el volumen
adecuado y se obtengan óptimos resultados, así mismo tomar en cuenta el tipo de
formación, se bombeara después de haber soltado el tapón de diafragma.
Cuando se selecciona un fluido espaciador, para efectuar un eficiente
desplazamiento del lodo, deberán tomarse en cuenta la reología del fluido
espaciador, caudal de bombeo, compatibilidad del fluido espaciador con el lodo y
23
el cemento y tiempo de contacto; con lodos base agua, un pequeño volumen de
agua como espaciador entre el lodo y el cemento han registrado resultados
satisfactorios. El criterio más importante en la selección de un fluido espaciador
es que el flui- do seleccionado pueda desplazarse en turbulencia a caudales de
bombeo razonables para la geometría que presenta el pozo.
2.3.5.7 Operaciones durante la Cementación
a.- Colocación de Accesorios y revisión de Tubos
Es muy importante verificar la correcta colocación de accesorios, de acuerdo al
programa elaborado previamente, así como también es importante verificar las
condiciones del fluido de control, ya que es un factor de gran importancia para el
éxito de una cementación primaria. Así mismo la numeración de los tubos,
siguiendo un orden de acuerdo al diseño de la sarta que se utilizará en el pozo en
grados, peso y tipos de roscas. El total de tubos debe coincidir en todas sus partes
con el número de tubos, apartando los que están en malas condiciones,
principalmente en las roscas y los que se hayan golpeado y dañado durante su
transporte y/ó introducción, así como los tubos sobrantes del total programado.
El ajuste aproximado de la totalidad de los tubos a utilizar, nos indicará las
profundidades de circulación, el cambio de grados y pesos de las diferentes
tuberías programadas, hasta llegar a la profundidad total y así mismo es
importante verificar el calibrador ó "conejo" que se está utilizando, ya que la
pérdida del mismo puede ocasionar un problema serio a la hora de la cementación
y no se pueda establecer circulación porque el calibrador se quedó dentro de la
sarta que ya se introdujo al pozo por lo que debe proceder a su pesca de inmediato.
b.- Introducción de la Tubería de Revestimiento.
Durante la introducción de la tubería de revestimiento uno de los problemas que
puede afectar el éxito o el fracaso de la operación de cementación, seria el que se
origine la presión de surgencia que puede ocasionar pérdidas de circulación que
básicamente se pueden originar durante la introducción incorrecta de la tubería.
La velocidad de introducción deberá calcularse antes de iniciar la operación de
introducción, velocidad que estará sujeta por la densidad del lodo de perforación,
longitud de la columna, espacio entre tubería y agujero y accesorios de la tubería,
24
por la experiencia y la práctica se ha observado que no es conveniente rebasar una
velocidad de introducción de 20-34 seg por tramo de 12 metros.
c.- Llenado de Tuberías y Circulación.
El llenado de la tubería dependerá de los accesorios programados y del
funcionamiento de los mismos, así como de las condiciones del fluido de control,
de la velocidad de circulación y recuperación del corte.
Los beneficios de la circulación en el pozo, durante la perforación así como en la
cementación de tuberías de revestimiento es de gran importancia, tomando en
cuenta que la mayoría de los lodos de perforación son de bajo esfuerzo de corte
y forman geles con sólidos en suspensión cuando permanecen en reposo. La
circulación y el movimiento de la tubería en los casos que sea posible, romperá
este gel reduciendo la viscosidad del lodo. Los tiempos suficientes de circulación,
dependerán de la profundidad, pozo, espacio anular entre tuberías y agujero, tipo
de formaciones que se atraviesen y del buen funcionamiento del equipo de
flotación que se programe.
d.- Instalación de la cabeza de cementación y de los tapones.
La supervisión del estado físico de la cabeza de cementación es de gran
importancia, que implica roscas, tapas, pasadores, machos y válvulas, así como el
diámetro correcto. Asimismo es de gran importancia la supervisión en la
colocación de los tapones de desplazamiento y limpieza y en la posición de las
válvulas ó machos de la cabeza de cementación durante la operación.
e.- Verificación del sistema Hidráulico de bombeo superficial.
Es muy importante verificar el buen funciona- miento de las bombas de los
equipos de perforación, así como su limpieza de las mismas con el objeto de evitar
contratiempos en los desplazamientos de las lechadas de cemento, se debe checar
su eficiencia y volúmenes por embolada que estará sujeto a los diámetros del
pistón y carrera del mismo.
f.- Operación de Cementación.
En el proceso de operación es importante verificar la instalación correcta de
25
equipos programados y auxiliares, checar circulación, preparar el colchón
limpiador de acuerdo al programa en tipo y volumen y bombear al pozo, preparar
el colchón separador , soltar el tapón de diafragma ó limpiador , bombear el
colchón separador, bombear lechada de cemento de acuerdo a diseño elaborado
en cuanto a densidad , soltar el tapón de desplazamiento ó sólido , bombear un
colchón de agua natural y desplazar la lechada con el volumen calculado; durante
la operación es importante verificar la circulación, niveles de presas y presión de
desplazamiento.
La verificación de la llegada del tapón de desplazamiento al cople de retención ó
presión final es de gran importancia, sería una manera de checkear el volumen
calculado de desplazamiento, además, comprobar que la maniobra efectuada en la
cabeza de cementación fue correcta. La presión final se descargará a cero y se
checkeará el funcionamiento del equipo de flotación y en caso de falla del mismo
se sobrepresionará con una presión diferencial adecuada, para evitar el efecto de
microanillo y se cerrará el pozo hasta el fraguado inicial de la lechada.
Finalmente se elaborará el reporte final de la operación, que incluirá el ajuste final
de la tubería de revestimiento indicando grado, peso y rosca, número de
centradores utilizados, presiones de operación, si se presentó alguna falla
mencionarla, además se indicará el tiempo de fraguado y el programa de
terminación.
2.3.5.8 Operaciones posteriores a la Cementación
La tubería se anclará en sus cuñas con el 30% de su peso, se cortará, biselará y
colocarán empaques secundarios, carrete adaptador y se probara con presión,
posteriormente se bajara a reconocer la cima de cemento, se probara la tubería, se
escariará y se evaluara la cementación tomando un Registro Sónico de
Cementación CBL-VD.
2.3.6 Ensamblaje e instalación de la Completación
Una vez que se tenga la data y se haya verificado, se comienza con el proceso de
selección, ensamblaje e instalación. Esta fase es de suma importancia ya que la
eficiencia futura del sistema de completación dependerá de una selección apropiada
de la instalación de estos componentes.
26
El ensamblaje correcto y la instalación adecuada de los componentes en el pozo son
críticos, así como el proceso de selección. Esta es una etapa en la que típicamente
muchas personas e información se conjugan.
Figura 2.6 Diagrama de los Ensamblajes de completación
2.3.6.1 Componentes primarios de una completación
Componentes primarios de una completación son aquellos que se consideran
esenciales para funcionar de una segura como se planifico. Estos componentes
incluyen las válvulas de seguridad, equipo de gas Lift, equipos de control de flujo
y empacaduras en aplicaciones especiales (ejemplo levantamiento artificial), los
componentes necesarios para permitir que el sistema de completación funcione
normalmente son los primarios.
1. Cabezal de pozo (wellhead) provee:
La base para el asentamiento mecánico del ensamblaje en superficie. o
Árbol de navidad (Un Xmas Tree) para la producción o inyección
Suspensión de tubulares (casings y tubings), concéntricamente en el pozo.
Capacidad para instalar en superficie un dispositivo de control de flujo del
pozo como un BOP (Blowout Preventer) para la perforación o trabajos de
reacondicionamiento.
27
Acceso hidráulico al anular entre casing para permitir el desplazamiento
durante la cementación y entre el casing de producción y el tubing para la
circulación del pozo.
Figura 2.7 cabezal del Pozo
2. Árbol de Navidad (Xmas Tree): cuyo proposito es proveer un control de
válvulas de los fluidos producidos o inyectados al pozo. El Xmas Tree es
normalmente bridado al sistema de cabezal de pozo después de correr el tubing
de producción. El diseño mostrado en la figura 2.8 es uno de los más simples
y comunes diseños, en él brevemente se puede ver que comprende 2 válvulas
laterales de salida, normalmente una para la producción y otra para la
inyección. Adicionalmente una tercera válvula de salida provee acceso vertical
al tubing mediante herramientas de cable concéntricas o coiled tubing tools.
La válvula inferior es la válvula máster y controla todo el acceso mecánico e
hidráulico al pozo. En algunos casos, la importancia de esta válvula para
brindar seguridad al pozo es tan alta que es duplicada. Todas las válvulas son
en algunos casos tanto manualmente operadas como controladas remotamente
hidráulicamente como en el caso de las plataformas marinas.
28
Figura 2.8 Conjunto cabezal del pozo + Árbol de navidad
Figura 2.9 Conjunto Cabezal de pozo+ Cabezal de tubing + Árbol de navidad
( Fuente: BETTER SERVICE HIGHER QUALITY)
29
3. Tubería de producción o Tubería Eductora o tubing
Una de las decisiones más importantes cuando se completa un pozo, es la
selección de la tubería y sus componentes. Estos componentes vienen en un
gran número de Grados y diámetros diferente y varios factores se deben
considerar antes de la selección. Las altas presiones que recientemente se han
hallado en formaciones profundas requieren que los componentes tengan una
resistencia mayor a los esfuerzos, sumados a su capacidad de sello, los tipos de
conexiones que están disponibles también ha incrementado en número.
Aquellos que trabajan con los diseños de completaciones deben entender las
aplicaciones apropiadas y los tipos de componentes de las tuberías más
comunes. Igualmente, se debe tener un conocimiento operacional de las
conexiones.
Especificaciones de la Tubería de Producción
La tubería es el conducto principal de la zona productora hacia las facilidades
de producción. Por consiguiente, una selección, diseño e instalación adecuados
es una parte muy importante de cualquier sistema de completación.
ESPECIFICACIONES DE LA TUBERIA DE PRODUCCIÓN
Longitud Las juntas de tubería pueden variar en tamaño desde 18 a 35 pies, sin
embargo, el tubo es aproximadamente de 30 pies. En todos los envíos
la longitud va a variar, por lo tanto, una medición precisa de cada tubo
es esencial. Pup joints (tubos cortas para espaciar la tubería) vienen
disponibles en medidas cortas entre 2’ a 20’ in con incremento de 2’
Diametro La tubería viene disponible en una variedad de rangos de OD. Los más
comunes: 2 3/8", 2 7/8", 3 1/2", 4 1/2", 5.0", 5 1/2", 6 5/8", 7", 9 5/8",
10 3/4".
Grados Los Grados de Aceros estandarizados para las tuberías API son J-55,
C-75, L-80, C-95, N-80, P-105 y V-150. Grades C-75, L-80 y C-95 se
utilizan para servicios de H2S donde se requieren resistencia a
esfuerzos superiores a las de J-55.
Conexiones Extremos
Sin-Upset
(NUE)
Es una rosca 10 redondo (10 hilos de rosca / pulg) de
aquí que las uniones tengan menos resistencia que el
cuerpo de la tubería
Extremos
Con-Upset
(EUE)
Es una rosca 8 redondo 98 hilos de rosca por pulgada)
de aquí que las uniones tengan mayor resistencia que el
30
cuerpo de la tubería. Las conexiones API EUE están
disponibles 23/8", 2 7/8", 3 1/2" y 4 1/2"
Premium Existe otra gran variedad de juntas de conexiones
específicas. Usualmente conocidas como conexiones
premium. La mayor parte de las conexiones Premium
usan el sistema de sello metal-metal el cual requiere que
el set de
superficies de Pin y Caja sean forzadas una contra la
otra con torque suficiente como para crear una presión
de roce mayor que la presión diferencial a través de la
conexión.
Cuadro 2.3 Especificaciones técnicas de las tuberías de producción
Bandas de Color: El grado de la tubería nueva se puede identificar por bandas de
código de Bandas de colores:
J-55 K-55 C-75 N-80 C-95 P-105
1 banda verde 2 bandas verdes Azul Rojo Marron Blanco
Cuadro 2.4 Bandas de color que identifican los grados de calidad del acero
Figura 2.10 Conexiones soldadas en los extremos de la tubería
Figura 2.11 Tubería de producción N-80 y J-55
31
4. Empacadura o Packer de producción
Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la
tubería eductora o tubing y el revestimiento de producción, a fin de evitar el
movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular,
hacia arriba. Estas empacaduras son utilizadas para las siguientes funciones:
Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de
alta producción o presiones de inyección.
Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.
Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones
múltiples.
En instalaciones de levantamiento artificial por gas.
Para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el empleo
de un fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la tubería
eductora y el revestimiento de producción.
Figura 2.12 Completacion sencilla con empacadura
32
Mecanismo de Anclar el Empaque
Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseñada, dos
cosas deben suceder: Primero un cono debe ser empujado hacia las cuñas a fin
de que ellas se peguen a la pared del revestidor y segundo el elemento de
empaque (gomas) debe ser comprimido y efectuar un sello contra la pared del
revestidor. Sus componentes básicos son
Elementos sellantes: Estos elementos son normalmente construidos de un
producto de goma de nitrilo y se usan en aplicaciones tales como:
instalaciones térmicas, pozos cretácicos y pozos productores de gas seco.
Se ha comprobado que los sellos de goma de nitrilo son superiores cuando
se utilizan en rangos de temperaturas normales a medias. Cuando se asienta
una empacadura, el elemento sellante se comprime de manera tal que
forma un sello contra la pared de la tubería de revestimiento. Durante esta
compresión, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la
empacadura y la pared de la tubería. Esta expansión junto con la
maleabilidad del mencionado elemento ayudan a que estos vuelvan a su
forma original al ser eliminada la compresión sobre la empacadura.
Algunas empacaduras incluyen resortes de acero retráctiles moldeados
dentro del elemento sellante para resistir la expansión y ayudar en la
retracción cuando se desasiente la empacadura. Existen cuatro tipos de
elementos sellantes que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero,
mediano, duro y especiales. (I, II, III y IV, respectivamente).
Tipos Elementos
sellantes
Presión de
Trabajo(Lb/pulg2)
Temperatura
De trabajo (°F)
I Un solo elemento 5000 250
II Dos o mas 6800 – 7500 275
III Dos o mas 1000 325
IV Especiales para
CO2 y H2O 1500 450
Cuadro 2.5 Tipo de elementos sellantes
33
Cuñas: Las cuñas existen en una gran variedad de formas. Es deseable que
posean un área superficial adecuada para mantener la empacadura en
posición, bajo los diferenciales de presión previstos a través de esta. Las
cuñas deben ser reemplazadas si ya se han utilizado una vez en el pozo.
Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo más simple de
asentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en "J" y pasador de
cizallamiento que requiere solamente una ligera rotación de la tubería de
producción al nivel de la empacadura para el asentamiento y puede,
generalmente, ser desasentada por un simple levantamiento sobre la
empacadura. Este procedimiento es aplicable a las empacaduras
recuperables.
Dispositivos de fricción: Los elementos de fricción son una parte esencial de
muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para
recuperarlas. Pueden ser flejes, en resortes o bloque de fricción, y si están
diseñados apropiadamente, cada uno de estos proporciona la fuerza necesaria
para asentar la empacadura.
Figura 2.13 Partes de una empacadura de agarre sencillo
34
Figura 2.14 Arreglo de Empacadura en un sistema de levantamiento natural
( Fuente Baker)
2.3.6.2 Componentes auxiliares de una completación
A la tubería de producción se le puede anexar una gran variedad de accesorios de
flujo y otros más que están diseñados para incrementar la versatilidad de la
completación. Algunos de estos accesorios se corren como parte de la tubería
mientras que otros se instalan y recuperan por métodos de Alambre fino (Slickline)
o coiled Tubing.
Los que se instalan con slickline deben tener en la tubería un complemento, que les
permita a estos accesorios recuperables, anclarse de una forma segura.
1) Niples de Asiento
Los niples son utilizados para anclar herramientas de fondo provistas con cuñas de
anclaje son los que se conocen como Niples con perfil de anclaje. Además de una
parte interna pulida, los niples de anclaje tienen un perfil para alojar un dispositivo
de cierre para controlar la producción de la tubería.
Los niples de asiento están disponibles en dos tipos básicos que son:
a. Niples de asiento selectivo: Su principio de funcionamiento está basado en la
comparación del perfil del niple, con un juego de llaves colocado en un mandril
de cierre. Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de
producción, siempre que tenga la misma dimensión interna. Ver figura 2.15
Las ventajas de este tipo de niple son:
35
Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones.
Permite probar la tubería de producción.
Permite colocar válvulas de seguridad.
Permite colocar reguladores en fondo.
Permite colocar un niple de parada.
Permite colocar empacaduras hidráulicas.
b. Niples de asiento no selectivo: Este tipo de niple es un receptor para
dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es de impedir el paso de
herramientas de diámetro no deseado a través de él ("NO-GO"), para localizar
los dispositivos de cierre, por lo tanto el diámetro exterior del dispositivo debe
ser ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño del niple. Estos
niples son colocados, generalmente, en el punto más profundo de la tubería de
producción.
c. Niple de anclaje para control hidráulico
La instalación de una Válvula de Seguridad recuperable controlada desde la
superficie (SCSSV) que se operan por medio de presión Hidráulica, se ha hecho
necesario crear Niples para control Hidráulico (Fig 2.15). Una vez mas, estos
niples pueden ser Selectivos o con No-Go. Ellos tienen dos áreas pulidas con un
orificio entre las dos áreas pulidas que para crear una cámara donde se utiliza el
fluido hidráulico bajo presión.
Figura 2.15 Niples de asiento (Fuente Schlumberger)
36
2) Mandriles de bolsillo lateral
Los mandriles de bolsillo lateral (Fig 2.16) también se pueden considerar como
mecanismos de anclaje, ellos a su vez proveen un espacio sin restricción para el
paso del fluido y herramientas en la tubería. Sirven para alojar una gran variedad
de accesorios de flujo. Estos mandriles tienen un bolsillo fuera de centro al lado
del Drift en su parte inferior, con áreas pulidas arriba y abajo cubriendo un
orificio de entrada. Además, las válvulas de gas Lift, de estos bolsillos también
sirven para alojar una variedad de accesorios de control de flujo, válvulas de
inyección de químicos, Herramientas de registro de presión-temperatura y más.
Una gran variedad de herramientas de comunicación de flujo entre el anular y
la tubería, se pueden asentar en los bolsillos laterales, Las válvulas de Gas Lift
se pueden ajustar para abrir a una presión predeterminada para responder bien
a inyección de presión de gas, o presión de producción. Tan pronto como la
válvula abre, la inyección de gas fluye libremente dentro de los fluidos de la
tubería (bien sea Tubing o anular dependiendo del diseño de completación
realizado.).
3) Mandriles Convencionales
Los mandriles de Gas-Lift Convencionales (Figura 2.16) están diseñados para
válvulas de gas-Lift instaladas en la parte exterior de la tubería. La parte interior
de un mandril Convencional no tiene el bolsillo lateral (como en los otros
mandriles anteriores), el área circular integral solo es alterada por un pequeño
orificio que comunica el interior de la tubería con la parte exterior donde esta
conectada la válvula de gas Lift.
37
Figura 2.16 Mandril de Gas Lift y Accesorios
4) Herramientas de Comunicación: son equipos accesorios que nos permiten
comunicarnos con el espacio anular.
Camisas Deslizantes: Las Camisas Deslizantes son un método más eficiente
de circulación entre la tubería y el anular (Figura 2.17). Este mecanismo es
usado comúnmente para permitir la circulación entre el Tubing y el espacio
anular o para producir selectivamente Zonas productoras. Las camisas
deslizantes se pueden abrir y/o cerrar utilizando métodos de slickline bien sea
con efectos de martillo hacia abajo o hacia arriba utilizando una herramienta de
especial. Entre las funciones que cumplen estos dispositivos tenemos:
Traer pozos a producción.
Matar pozos.
Lavar arena.
Producción de pozos en múltiples zonas.
Camisas de circulación
Son Herramientas que permiten el paso del fluido en cualquier dirección
38
protegen el bolsillo lateral de daños debido a los efectos de erosión del flujo.
Válvulas de circulación
Son válvulas que se utilizan para circular en una sola dirección. Algunas
válvulas de circulación están diseñadas para el flujo hacia el anular mientras
que otras están diseñadas para permitir flujo hacia dentro de la tubería.
Válvulas de Llenado Y Control (Dump-kill valves)
Estas válvulas se instalan dentro de mandriles con bolsillos laterales, y
requieren una presión diferencial predeterminada en contra de la tubería antes
de que abran. Los Pines de ruptura se fracturan y el fluido entra presurizado a
través de la válvula hacia la tubería de producción. Esta herramienta se coloca
relativamente profundo en el pozo y su uso como su nombre lo indica es
controlar el pozo.
Figura 2.17 Camisas Deslizantes
5) Juntas de Expansión
Bajo algunas condiciones, la tubería de una completación pueda estar sujeta a
condiciones de grandes cambios de longitudes debido a cambios de temperatura y
presiones que causan que la tubería se expanda o se contraiga. Si las condiciones lo
39
permiten puede ser necesario instalar una junta de expansión para evitar buckling o
una separación de la tubería de producción. Estas juntas están diseñadas para
eliminar los esfuerzos producto de los citados cambios, permitiendo así que la
tubería se expanda y/o contraiga sin perder la integridad en la tubería. Estas juntas
de expansión generalmente se fabrican con un recorrido de longitudes entre 2 hasta
20 pies. Existen algunas juntas que pueden rotar libremente. Por consiguiente, con
este tipo de juntas no se puede transmitir torque a la tubería.
Existen otras juntas equipadas con cloches (Figura 2.18) que son libres de rotar en
la mayor parte de su recorrido, pero se bloquean cuando están expandidas o
comprimidas totalmente permitiendo que se pueda transmitir torque a la tubería.
Las juntas de expansión de rotación libre (Figura 2.18) se mantienen bloqueadas a
rotación cuando se expanden o se contraen.
Figura 2.18 Juntas de expansión (fuente Schulumberger)
40
6) Válvulas de seguridad
La función para la cual una válvula de seguridad es diseñada es para evitar el flujo
incontrolado de gas o petróleo de un pozo.
Existen dos tipos principales de Válvulas de Seguridad de Subsuelo:
Válvulas de Seguridad Controladas desde el Subsuelo (SSCSV) Este tipo de válvula
de seguridad se controla debido a las condiciones del pozo. Cuando la presión de
fondo o la velocidad del flujo llega a determinados parámetros de calibración. la
válvula se cierra. Estas válvulas se activan por diferenciales de presión creados por
el incremento de la velocidad del fluido lo cual ocurre cuando la integridad de la
tubería de producción por encima se ve afectada. Estas válvulas se asientan en un
Niple colocado en la tubería.
Válvulas de Seguridad Controladas desde la Superficie (SCSSV)
Esta Válvula de Seguridad se controla desde la superficie mediante la aplicación de
presión Hidráulica aplicada a través de una línea de control que nos permite operar
la válvula. La presión se utiliza para mantener la válvula abierta. Si la presión
hidráulica se deja escapar la válvula se cierra. Las SCSSVs cierran el flujo del pozo
totalmente, produciendo un sello hermético.
Esta Válvulas CSSV’s pueden ser recuperables por wireline o recuperables con la
tubería.
Figura 2. 19 Válvulas de seguridad para controlar el flujo de gas o petróleo
41
2.4 DISEÑO DE LOS DISPAROS
Durante la etapa de terminación de los pozos el disparo de producción es la fase más
importante, ya que permite la comunicación entre los fluidos del reservorio y la tubería
de revestimiento, ya que si los disparos son eficientes, tendremos un aporte de fluidos
también eficiente. La operación de disparo no es una técnica aislada, debiendo
prestarle atención particular en la selección del diámetro de la tubería de producción,
ya que este condicionará el diámetro exterior de las pistolas y las cuales tendrán mayor
o menor penetración de acuerdo a su diámetro. El grado de la tubería de revestimiento,
densidad del disparo, tipo de formación, humedad y temperatura, son algunos de los
factores que pueden afectar el resultado de los disparos
2.4.1 Teoría de los disparos
Investigación desarrollada por Exxon descubrió la trascendencia del taponamiento
de los perforados con lodo ó con residuos de las cargas preformadas, disparar con
una presión diferencial hacia la formación y el efecto de la resistencia a la compresión
de la formación sobre el tamaño del agujero de los disparos y su penetración. El
desarrollo de pistolas a chorro efectivas, ha mejorado la penetración cuando se
presentan formaciones y cemento de alta resistencia a la compresión y/ o tuberías de
revestimiento de alta resistencia con espesor grueso.
2.4.2 Tipos de disparos
a) Disparo de bala
Las pistolas de bala de 3 ½" de diámetro o mayores se utilizan en formaciones con
resistencia a la compresión inferior a @6000 lb/pg2, los disparos con bala de 3 ¼" o
tamaño mayor, pueden proporcionar una penetración mayor que muchas pistolas a
chorro en formaciones con resistencia a la compresión inferior a 2000 lb/pg2. La
velocidad de la bala en el cañón es aproximadamente de 3300 pies/seg. Las pistolas
a bala pueden diseñarse para disparar selectiva o simultáneamente.
b) Disparo 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. La alta presión
42
generada por el explosivo origina el flujo del recubrimiento metálico separando sus
capas interna y externa. El incremento continuo de la presión sobre el recubrimiento
provoca la expulsión de un haz o chorro de partículas finas, en forma de aguja, a una
velocidad aproximada de 20,000 pies/seg. Con una presión estimada de 5 millones
de lb/pg2.
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, y
generar un tamaño irregular del agujero, pobre penetración o posiblemente ningún
disparo. Entre las causas de una falla son: corriente o voltaje insuficiente al
detonador; detonador defectuoso; un cordón explosivo aplastado o torcido; explosivo
principal de baja calidad o pobremente empacado. El agua o humedad en las pistolas,
el cordón explosivo o las cargas, pueden provocar un mal funcionamiento o una
detonación pobre.
Los disparos a chorro convencionales a través de tubería de revestimiento son las
pistolas recuperables con un tubo de acero, normalmente proporcionan una
penetración adecuada, sin dañar la tubería de revestimiento.
2.4.3 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 lb/pg2.
La penetración puede incrementarse apreciablemente adicionando nitrógeno a la
corriente del fluido.
2.4.4 Cortadores hidráulicos
Se han usado cuchillas y herramientas de molienda para abrir ranuras o ventanas
para comunicar el fondo del pozo con la formación. Para controlar la producción de
arena en algunas áreas se emplea como procedimiento estándar la apertura de una
ventana en la tubería de revestimiento, el escariamiento y el empacamiento con
grava.
43
2.5 FLUIDOS USADOS DURANTE LA COMPLETACIÓN
El objetivo de usar fluidos limpios es el de mejorar los sistemas para optimizar la
terminación e incrementar la producción y prolongar la vida del pozo al evitar el daño
que se genera en la formación productora al utilizar fluidos con sólidos.
Existe una amplia variedad de fluidos libres de sólidos y de acuerdo a su formulación,
es su densidad, como se observa en el Cuadro 2.4:
SISTEMA Gravedad Especifica
Agua dulce filtrada 1.00
Cloruro de Potasio 1.16
Cloruro de Sodio 1.19
Cloruro de Calcio 1.39
Bromuro de Sodio 1.52
Bromuro de Calcio 1.70
Cloruro de Calcio/Bromuro de Calcio 1.81
Bromuro de Calcio/Bromuro de Zinc 2.42
Bromuro de Zinc 2.50
Cuadro 2.4 Sistemas de Fluidos libres de Sólidos
Los sistemas libres de sólidos tienen diferentes aplicaciones durante la terminación
y reparación de pozos productores de gas o aceite cuando se usan como:
Fluidos de terminación
Fluidos reparación
Fluidos para controlar presiones anormales
Fluido de empaque.
Fluido de perforación únicamente para la zona pro- ductora
2.5.1 Ventajas de los fluidos limpios
No dañan la formación productora.
El retorno a la permeabilidad es excelente.
Se mezclan a la densidad deseada.
Tienen tasas de corrosión bajas.
Son estables a las condiciones del pozo.
Compatibles con los aditivos químicos.
No están clasificados como dañinos a la salud o al medio ambiente
44
2.5.2 Daño a la formación productiva
Se define como "cualquier factor que afecta a la formación productiva reduciendo o
impidiendo la producción de hidrocarburos en un pozo". Entre los principales daños a
la formación son:
Hidratación de arcillas.
Invasión de sólidos.
Alteración de la mojabilidad de la formación..
Dislocamiento y migración de partículas finas.
Reacciones químicas por incompatibilidad de fluidos.
Invasión de fluidos
2.5.3 Composición y propiedades de las salmueras
La producción y la vida de los pozos que producen hidrocarburos pueden ser
mejoradas mediante la aplicación de fluidos limpios libres de sólidos. Los fluidos de
completación son diseñados para controlar la presión, facilitar las operaciones de
molienda o de limpieza y proteger a la formación productora, mientras se hacen los
trabajos correspondientes.
Se ha comprobado que de todos los fluidos de completación, los más ventajosos
son las salmueras libres de sólidos en suspensión, por que protegen la formación
productiva, proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de
formación sin usar substancias dañinas como la barita.
Las propiedades fisico-químicas de las salmueras dependen de la composición
química
Densidad
La densidad de un fluido es una de las propiedades más importantes, ya que gracias
a su correcto manejo se logra el control de un pozo; manteniendo la presión
hidrostática igual o ligeramente mayor que la presión de formación.
Viscosidad
La viscosidad normal de una salmuera es función de la concentración y naturaleza de
las sales disueltas y la temperatura.
Se puede modificar la viscosidad de la salmuera mediante el uso de un aditivo
viscosificante como el hidroxietilcelulosa o polímeros los cuales dan la capacidad
para mantener sólidos en suspensión y llevarlos a la superficie.
45
Cristalización de salmueras
La temperatura de cristalización actual de una salmuera clara es una temperatura a la
cual un sólido empezará a precipitarse de la solución, si se dan el tiempo y
condiciones de nucleación apropiada. El sólido puede ser sólido de sal o hielo de
agua fresca.
Como las salmueras de densidades altas como Cloruro de Calcio, Bromuro de Calcio
y Bromuro de Zinc, son normalmente formuladas, la temperatura de cristalización es
la temperatura a la cual la salmuera es saturada con una o más de sus sales. A esta
temperatura, la sal menos soluble se vuelve insoluble y se precipita.
pH
El Potencial de Hidrógeno (pH) es la medida de la acidez o alcalinidad de un fluido.
El pH es considerado uno de los más importantes factores de corrosión causados por
fluidos de terminación y empaque. Las salmueras que contienen Bromuro de Zinc
muestran los valores más bajos de pH debido a la hidrólisis de ésta sal y son las más
corrosivas. Las salmueras que contienen Cloruro, tienden a ser más corrosivas que
las que tienen Bromuros. La tasa de corrosión de las salmueras de alta densidad
pueden ser disminuidas agregando aditivos como: inhibidores de corrosión,
secuestrantes de oxigeno y/o bactericidas.
2.5.4 DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL
El desplazamiento es el punto más importante, ya que del éxito de este dependerán
los tiempos y costos por lavado y filtración de los fluidos limpios.
El objetivo del desplazamiento del Fluido de Control es con la finalidad de efectuar
la remoción del fluido, enjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la
eliminación de los sólidos en suspensión presentes en el interior del pozo, como
barita, recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. De
igual manera al llevarse a cabo este desplazamiento de fluido de control, es necesario
mantener la integridad y naturaleza del mismo, y que este sea desalojado lo más
completo y homogéneo que sea posible y así reducir los tiempos por filtración y los
costos operativos por un mayor tiempo de circulación al ser desalojado el fluido a la
superficie. Para lo anterior deben utilizarse fluidos con características físico-químicas
tales que permitan la desintegración de los contaminantes y asegurar su total
dispersión y posterior acarreo hacia la superficie del pozo.
46
2.5.5 Espaciadores y lavadores químicos
Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluidos de control ya sea base
agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores químicos, con la finalidad de evitar
incompatibilidad de fluidos, problemas de contaminación, limpieza del pozo de
manera efectiva y para la separación de fases del sistema. Los baches espaciadores
que deben ser programados tienen que ser compatibles con el fluido que sale y el que
le precede, pudiendo o no ser más viscosos que los fluidos por separar.
Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con un bache de
agua dulce o alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos productos de las
compañías de servicios los cuales pueden ser utilizados como espaciadores, píldoras
o baches viscosos y limpiadores químicos, todos ellos utilizan productos como
viscosificantes naturales y sintéticos, soluciones alcalinas, surfactantes o solventes,
para una activa remoción de contaminantes orgánicos e inorgánicos.
Generalmente los lavadores químicos son usados para adelgazar y dispersar las
partículas del fluido de control, éstos entran en turbulencia a bajos gastos lo cual
ayuda a limpiar los espacios anulares, normalmente su densidad es cercana al agua
dulce. En algunos casos se diseñan productos abrasivos como arenas para barridos
de limpieza.
2.5.6 Fluidos empacantes
La utilización de los fluidos de empaque en la etapa final de la terminación del pozo
y el motivo por el cual se diseñan para ser colocados en los espacios anulares entre
las tuberías de producción y las tuberías de revestimiento es, para que estas tuberías
se protejan adecuadamente de los efectos de la corrosión, y que faciliten la
recuperación de la sarta de producción, ya que uno de los principales problemas al
tratar de sacar estas tuberías de producción es la pegadura excesiva de los sellos
multi-v en el cuerpo del empacador, lo cual ha originado en muchas ocasiones
operaciones subsecuentes de pesca para recuperación total de las sartas causando
costos excesivos al alargarse los tiempos de intervención de los pozos.
Esta selladura es provocada por problemas de corrosión, así como depósito de
materiales orgánicos e inorgánicos o vulcanización de los elastómeros. Este tipo de
fluidos se emplean también para mantener una presión hidrostática en la parte externa
de las tuberías de producción y así evitar alguna falla por colapso de las tuberías de
47
revestimiento en algunas áreas de presión anormal. Al mismo tiempo se debe tener
una correcta manipulación al prepararse en el campo, para evitar introducir agentes
contaminantes por sólidos disueltos o sólidos en suspensión, los cuales reducirían la
eficiencia de estos productos. Por lo anterior es necesario establecer un
procedimiento adecuado para diseñar los fluidos empacantes y que éstos cumplan
eficazmente la función para lo cual fueron seleccionados.
2.6 ANALISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS LABORALES
La evaluación de riesgos consiste en un proceso en el cual se identifica y se valoran
los riesgos. Su propósito es suministrar información necesaria de los riesgos laborales
a los que están expuestos y su gravedad en caso se manifieste, además de las medidas
de control para la disminución de los mismos.
2.7 MARCO LEGAL
El Marco Legal examina y detalla las normas que establecen la base legal para el
desarrollo de las actividades de Perforación de Pozos de Desarrollo en el Lote 31-B.
El Marco Legal está conformado por las normativas nacionales ajustables a este tipo
de actividad; además, por política corporativa, se han asociado estándares
internacionales.
La Legislación Nacional está compuesta por una variedad de normas a nivel de todo
el territorio nacional, que regulan actividades productivas y extractivas de diferente
índole. Estas normas no solo despliegan sus efectos en ámbitos propiamente
ambientales sino que se intersectan con diversas áreas temáticas como: tierras, salud,
fiscalización, patrimonio cultural, entre otras.
2.7.1 Leyes y Reglamentos sobre seguridad y salud en el Trabajo
Ley 29783. “Ley de Seguridad y Salud en el Trabajo”
DS. 005-2012-TR. “Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo”
Reglamento del Decreto Ley Nº 25707, mediante el cual se declara en emergencia la
utilización de explosivos de uso civil. Decreto Supremo Nº 086-92-PCM
RIESGO = PROBABILIDAD + CONSECUENCIAS
48
2.7.2 Leyes y Reglamentos de las Actividades de Explotación de Hidrocarburos
DS. 032-2004-EM. “Reglamento de las actividades de exploración y explotación
de hidrocarburos”
Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos
- Decreto Supremo Nº 015-2006-EM
2.7.3 Leyes y Reglamentos para la protección ambiental en las Actividades de
Hidrocarburos.
Ley General del Ambiente – Ley N° 28611
Ley del Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental – Ley N° 27446
Ley General de residuos sólidos - Ley 27314
Ley Forestal y de Fauna Silvestre - Ley N° 27308
Ley de Áreas Naturales protegidas – Ley 26834
DS. 015-2006-EM. “Reglamento para la Protección Ambiental en las
Actividades de Hidrocarburos.
DS. 043-2007-EM. “Reglamento de Seguridad para las Actividades de
Hidrocarburos.
Reglamento de Estándares Nacionales de Calidad Ambiental del Aire Decreto
Supremo Nº 074-2001-PCM
Reglamento de Estándares Nacionales de Calidad Ambiental para Ruido -
Decreto Supremo Nº 085-2003-PCM
49
CAPÍTULO III
3 OPERACIONES DE COMPLETACION EN EL LOTE 8 DE LA SELVA
PERUANA
3.1 EQUIPO DE PERFORACIÓN
3.1.1 Plataforma Típica de perforación
Las plataformas y facilidades para cada locación de perforación ocupa un área
máxima de una hectárea cada una. Estas locaciones se encuentran sobre colinas y no
presentan problemas de drenaje. La dimensión aproximada de cada plataforma de
perforación es 80 m x 40 m. El tiempo estimado para la construcción de una
plataforma es de 20 días, esto incluye el desbroce y la tala de árboles, el retiro de
tocones, la nivelación del terreno, la compactación del área donde se armará el equipo
de perforación y la construcción de las obras de arte para estabilizar taludes y para la
contención y derivación de la escorrentía de lluvia. Ver Figura 3.1
Figura 3.1 Esquema típico de distribución de la Locación
3.1.2 Unidad de Perforación
El armado del equipo de perforación y de los equipos auxiliares implica el
almacenamiento de químicos y lubricantes utilizados durante el ensamblaje de
equipos, maquinaria y herramientas especializadas. El cuadro 3-1 muestra los
principales componentes del equipo de perforación.
50
SISTEMA DE IZAJE
COMPONENTE ESPECIFICACIONES
A MASTIL Marca: FRANK
Altura: 96 pies
Carga regular en el gancho: 150 TN
N° de cuerpos del mástil: 2
Capacidad de deposito de la repisia:
Drill pipe 2 7/8 : 9000 pies
Drill pipe 3 ½: 7500 pies
Drill pipe 4 ½” : 6000 pies
B SUBESTRUCTURA Marca: FRANK
C MALACATE Marca IDECO
D MOTON VIAJERO Marca BJ- Mod-460
Capacidad: 100 Ton.
E SISTEMA ROTATORIO Power Swivel: torquemaster: TM-120
Motor cummins: 110 HP/1800 RPM. Modelo 4 BT
Bomba hidráulica: BX-2050-065054
F MOTOR Carterpillar Mod. 3306-175 HP – 1800 RPM
G CAJA DE TRASMISIÓN Allison mod.N° CL(B) – T 5860
H CHASIS OSKOSH
PLANTA DE FUERZA
01 GRUPO ELECTROGENO Marca: volvo penta 160 KW - Motor: Volvo TD-100
01 GRUPO ELECTROGENO Marca: Caterpillar 135 KW - Motor: Cat: 3306
BOMBAS DE LODO
01 BOMBA Marca: OPI 350D Pot: 350 HP
01 BOMBA Marca: National 850 T Pot: 1000 HP
SISTEMA DE CONTROL DE REVENTONES
01 PREVENTOR ANULAR Marca: Shaffer Type D de 11" x 5000 psi
01 PREVENTOR DE
COMPUERTAS
Marca: Cameron Double, tipo U de 13 5/8" x 5000
psi
01 UNIDAD DE PRESIÓN Marca : Koomey- Modelo T-120-240-3S con 5
extensiones
- 1 para el BOP anular
- 1 para pipe rams
- 2 para el binds rams
- 1 para el hidráulico
01 CHOKE MANIFOLD Marca : Cameron: 3 1/16"x 5000 psi
- El derecho de 4" para el TK de lodo - Manual
Choke.
- El centro (Tanic - Line) para linea de emergencia
sin choke
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- El izquierdo de 4" para el TK de lodo para el
SWACO SUPER CHOKE
01 LINEA DE MATAR POZO De Ø 2 1/16" x 5000 psi WP+ Chek Valve 2
1/16"x5000 psi
01 LINEA DEL
ESTRANGULADOR
Ø: 3 1/16" x 5000 psi
3.1.3 PERFORACIÓN DEL POZO
El proceso de perforación se inicia con el izamiento de la torre y la perforación del
hueco conductor. El diámetro inicial del pozo es ancho pero va disminuyendo
gradualmente conforme se alcanzan mayores profundidades. Una vez que la broca
penetre las formaciones infrayacentes, se colocará y cementará un revestimiento de
acero para controlar el pozo y proteger el ambiente. El propósito de este
revestimiento es evitar que los fluidos subterráneos a distintas profundidades se
filtren a fuentes de agua subterránea o alcancen la superficie
El pozo perforado en forma vertical desde la superficie hasta una profundidad total
de 3200 m. La perforación se realizó en dos etapas:
Etapa de superficie: 0-229 m
Etapa de producción: 229-3083 m
3.2 OPERACIONES DE COMPLETACIÓN Y PERFILAJE PARA EL POZO
CORRIENTES X-A
3.2.1 ANTECEDENTES
El Pozo X-A, se perforó en 1076, en Mayo 1976 se completó pozo baleando la
formación cético, capas 2, 3 y 4, producción surgente con PaKers FH a 2981,4 m,
3003.6 m y 3008,0 m. En Marzo de 1979 se Aisló la formación cetico capa 4 con
RZR. Y quedo Produciendo cetico capas 2 y 3. En Mayo de 1984 el pozo quedo
ATA por alto corte de agua.
3.2.2 PROGRAMA DE COMPLETACIÓN
3.2.2.1 Datos del Pozo:
Formación aperturada: CETICO-2, PONA
Profundidad de punzados Cético y Pona: 2880,0-2997m
Presión promedio del reservorio: 4000 psi
52
Casing de 7”, ID: 6.184”, 29 lb/ft : 0-2222 m
Liner de 5”, ID: 4.408”, 15 lb/ft : 0-3011 m
Porosidad promedio En Formación Viivian: 16%
Considerando tubing 3 ½”, 9.5 lb/ft a profundidad: 3011 m
3.2.2.2 Acondicionamiento
El objetivo de realizar un trabajo utilizando un fluido limpio de completamiento
como MUL FREETM, consiste en minimizar el daño de formación generado
mediante mecanismos de daño como bloqueo por emulsiones, bloqueo por finos
(disgregación de arcillas) y por alteración de las propiedades de la roca por
interacción roca fluido. De esta manera se logra mantener la producción previa a la
realización del trabajo.
Fluido de control WOF:
La función de este fluido es el de proveer columna hidrostática para controlar el
pozo
durante las operaciones de sacar la completacion, durante el desarrollo de la
operación el sistema va a tener contacto con la formación, debido a esto el sistema
es acondicionado con productos para evitar producir taponamiento de la formación
durante la operación inicial, los productos son los siguientes: Surfactante ((Claytrol
XPR), Secuestrador de oxigeno (Noxygen antiespumante (LD-9).
Preparación de 600 bls de fluido de completacion WOF: Productos y
concentraciones estimadas:
53
Propiedades estimadas:
Fluido MUL-FREETM:
El sistema consiste en un fluido que minimiza el daño de formación generado
mediante mecanismos de daño como bloqueo por agua, bloqueo por emulsiones,
bloqueo por finos (disgregación de arcillas) y por alteración de las propiedades de
la roca por interacción roca-fluido
El fluido MUL-FREE se debe colocar en la zona de contacto, con la intención de
que un fluido limpio con las características de este sistema penetre en la formación
y pueda proveer una interacción optima roca-fluido y fluido-fluido que no afecte la
producción del pozo.
Se recomienda que este sistema sea el único que tenga contacto con el pozo y
después durante las operaciones de completacion
Propiedades estimadas:
PROCEDIMIENTO OPERATIVO
1. Bajar con tubería de trabajo hasta la profundidad de 3011 m
2. Bombear 50 bbl de agua con 0.26 lb/bbl de soda caustica
3. Prepara y bombear 50 bbl de píldora viscosa con 3 lb/bbl de Xan plex D
4. Bombear fluido de workover WOF para limpiar pozo y verificar circulación.
5. Bombear 50 bbl de Fluido Completacion – Mul-Free, luego desplazarlo con
fluido WOF espoteandolo en la zona que será baleada.
54
3.2.2.3 Recuperar instalación de producción
1. Instalar BOP stack. Completar el armado del equipo. Probar el funcionamiento
del BOP, Crown-o-matic y sistema general de apagado de los motores del
equipo.
Recuperacion de ESP
2. Desanclar fubing hanger y sacar 145 tubos de 31⁄2 “ EUE, SD-75, 9.5 ppf +
equipo ESP a baja velocidad de sacada no mayor de 10 tubos por hora. Sacar
quebrando tubería. En su ultima intervención pulling, set 2009, se instalo: 7
canaletas, 330 superbandas, 74 protectores metálicos, tubo de inyección de
química de 3/8” y 1 motos guía 5 1⁄2”.
3.- Inspeccionar y reportar condiciones de conjunto BES saliente.
Nota si se quedan superbandas, considerar viajee de limpieza por encima del Scab
liner antes de la calibración de pasaje del mismo. Considerar el uso del VACS.
Prueba de BOP STACK con presión:
4.- Instalar Plug Testar en el Tubing Spool y probar el BOP Stack, Blind rams.
Pipe Rams con 1500 psi y Annular preventer con 800 psi. Recuperar plug tester.
Recuperacion del SCAB LINER:
5.- Bajar guía de 6” con DP de 3 ½ “ y posicionarse por encima del PKR FB-1 de
7” ubicado a 2247.1 m (opcional, pozo vertical)
6.- Acondicionar y armar unidad Schlumberger, bajar sonda CCL con barra de
calibración 2.5” hasta 2578 m para verificar pasaje. Bajar sonda CCL con power
cutter 2.5” para tubería de 3 ½ “ hasta +/- 2575 m(3 m por encima del packer
inferior) efectuar corte, sacar sonda desarmar poleas. Sacar DP de 3 1/”” en barras.
55
TRABAJO DE PESCA (RECUPERACION DE SCAB LINER 7" FB-1):
7.- Armar BHA Rotary Shoe de 5 3/4" c/ extensión + Junk basket CSG 7" con
extensión y bajar con 3½" DP, bajar y moler las uñas del Packer FB-1superior de 7"
@ 2247.1 m. Trabajar canastas para recuperar restos metálicos. Sacar sarta a
superficie. Verificar cauchos y resto de packer en la canasta.
8.- Armar BHA de pesca c/Spear + c/grapple 4.010", bajar y pescar para Packer FB-
1 superior de 7". Sacar tuberia y recuperar packer y cola (Pkr 7" FB-1 + Guia B+
sealbore extension 10 ft + X/O 4½"Box-3½"Pin + 33 tbg 3½" EUE , 9.5 lb/ft + parte
de tbg 3 ½" N° 34).
9.- Armar BHA con Rotary Shoe de 5 3/4" c/ extensión + Junk basket CSG 7", bajar
con 3½" DP y moler las uñas del Packer inferior FAB-1 de 7" @ 2578m. Trabajar
canastas para recuperar restos. Circular pastillas viscosas. Verificar cauchos y resto
de packer en la canasta.
Nota: Es posible que el PKR caiga al fondo, sobre el tapón de cemento @ 2997.7 m.
10.- Armar BHA de pesca c/Overshot 5 7/8" + c/basket grapple 3 ½", bajar y pescar
Packer inferior FAB-1 de 7" @ 22578 m. Sacar tuberia en barras y recuperar packer.
NOTA: Si después de sacar el Scab Liner tenemos problemas de sólidos o derrumbes,
considerar el uso de fluido densificado / viscocifado para el control del pozo y
Recompletar el pozo con Liner 5".
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CALIBRACIÓN DEL CSG 7"
11.- Armar BHA de calibración con sistema Wellbore Clean Up CSG 7" + Economil
o broca 6" + junk basket y bajar con 3½"DP NC-38 hasta el fondo @ 2997.7 m
(confirmar fondo de tapón de cemento). Una vez llegado al fondo circular el pozo y
trabajar la canasta. Limpiar el pozo con pastillas viscosas si fuera necesario. Sacar
sarta a superficie. Dejar el sistema de fluido en el pozo homogeneo para correr el
registro USIT.
NOTA: Circular el pozo hasta tener retorno limpio, si es necesariosacar 4 barras y
esperar 4 horas asentamiento de material suspendido en el pozo, bajar y volver a
circular.
REGISTRO USIT MODO CEMENTO - CORROSIÓN CSG 7"
12.- Realizar charla de seguridad
RUN 1: Armar y bajar sonda GR-CCL+USIT y bajar en CSG 7" hasta la profundidad
de 2997.7 m (encima del tapón de cemento), confirmar profundidad y subir
registrando en MODO CEMENTO Y CORROSIÓN hasta 2300 m (cargo básico) y
de 2300 m hasta superficie solo en MODO CORROSIÓN.
NOTA: El registro USIT ayudará a decidir, según el estado mecánico, si el pozo es
recompletado con Liner 5" o si solo se aislará la formación pozo basal con SQZ
Microfino y Scab Liner.
PRUEBA DE INTEGRIDAD EN CASING 7"
13.- Armar y bajar sarta de prueba con packer y tapón y probar Casing selectivamente
por directa (camara entre packer y tapón) y por anular para detectar fuga. Sentar tapón
por encima del daño en pozo basal@ 2317 m (collares 2322.5 m y 2311 m) y probar
hermeticidad por directa (sin sentar packer), si es Ok continuar con programa, sino
probar selectivamente con packer y tapón según USIT tomado anteriormente.
Nota: Para probar desde 2317 m (encima del hueco del CSG 7") hasta superficie.
Bajar y sentar tapón por encima de Pona @ 2875 m (collares 2880 m y 2868 m) y
sentar packer debajo de daño en pozo basal@ 2350 m (collares 2354 m y 2342.5 m)
y probar por directa si todo Ok continuar con programa, sino probar selectivamente
la zona según USIT tomado anteriormente.
57
Nota: Para probar la sección que esta por encima de los intervalos abiertos y debajo
del hueco del CSG 7".
NOTA: Si el USIT muestra estado mecánico deteriorado se procederá a recompletar
el pozo con liner 5" (se deberá determinar el TOL 5", si la prof. de la bomba lo
permite), de lo contrario se aislará solo Pozo Basal con SQZ microfino y scab liner.
OPCION 1: TRABAJO DE RECOMPLETACION CON LINER DE 5”
Si el USIT nos indica cecompletar el pozo:
14.- Armar BHA de molienda con economill o junk mil 6” y bajar con 3 ½ “ DP NC-
38 hasta el fondo (tope de tapon de cemento) @ +- 2997.7 m (Confirmar fondo),
iniciar molienda de tapon de cemento con circulación y rotación hasta base de tapon
de cemento moler tapon EZ 7” , seguir bajando y calibrar pozo hasta FC @ 3058 m.
Circuilar pozo hasta tener retorno limpio, de ser necesario circular píldora viscosa.
Sacar sarta a superficie en barras.
15.- Armar BHA de calibración con sistema wellbore clean up CSG 7” + Economil
o broca 6” + junk basket y bajar con 3 ½” DP NC-38 hasta el fondo @ 3058 m (C
confirmar fondo de tapon de cemento). Una vez llegado al fondo circular el pozo y
trabajar la canasta. Limpiar el pozo con pastillas viscosas si fuera necesario. Sacar
sarta a superficie.
Nota: Armar zapato gula de 5”, float collar 5”, landing collar 5”, casing 5” (15 lb/ft
STL flush joint) y Liner Hanger flex log 5” x 7”, bajar con setting tool Baker y 3 1/”
DP, bajar y sentar Liner Hanger @ +-2222 m (collares 2227 m y 2215.5 m). liberar
setting tool y sacar a superficie.
Nota: profundidad de asentamiento del hanger es tentativa y se determina con el
registro USIT tomado anteriormente.
Zapato guía 5* @+/- 3055 m
Float collar 5” @ +/- 3043 m
Landing collar 5” @ +/- 3031 m
Nota Requerimiento de 80 CSG.5. Inspeccionar CSG” SLT
Nota: colocar centralizadores en la zona de interés y entre cetico 2 y cetico 3, según
recomendación del simulador de BJ Services.
58
16.-Efectuar trabajos de cementación del liner con BJ Services. El programa será
entregado por la Cia contratista oportunadamente
TRABAJO DE LIMPIEZA DE TOL 5”.
17.- Armar BHA de limpieza con broca o economil 6” + junk basket + wellbore clen
up 7” y bajar con 3 ½ “ DP NC-38 hasta topar fondo ( reportar tope de cemento),
moler cemento hasta tope de liner 5” @ aprox. TOL 5” +/- 2222 m. circular con
pastilla viscosa para levantar solidos y hacer trabajar canasta. Sacar BHA a
superficie.
18.- Armar BHA de molienda con molino de 4 1/8”, tubería 2 7/8” PAC y 3 ½ DP y
bajar hasta 5 tbg por debajo del TOL 5”, cerrar controles BOP y presurizar con 800
lb, si todo ok, continuar bajando hasta encontrar cemento y moler hasta el landing
collar @ +/- 3031 m (Nuevo PBTD). Circular con pastilla viscosa para levantar
solidos y hacer trabajar canasta, sacar BHA a superficie, 4 1/” DP en barras.
19.- Armar BHA de limpieza con molino de 4 1/8” con scrapper CSG 5”, tbg 2 7/8”
PAC y DP 3 ½ “ hasta el landing collar @ +/- 3031 m, circular a full rate hasta tener
retorno limpio, sacar sarta quebrando a superficie.
Nota: circular el pozo hasta tener retorno limpio si es necesario sacar 4 barras y
esperar 4 horas asentamiento de material suspendedido en el pozo, bajar y volver a
circular.
BALEO DE PONA Y CETICO-2 CON TCP EN UNDERBALANCE :
20.- De darse el caso de recompletar el pozo, después de tomado el USIT, se con
entregará anticipación el diseño de sarta y programa de baleo con TCP en
underbalance.
OPCIÓN 2: TRABAJO DE AISLAMIENTO DE POZO BASAL
Si el USIT nos indica solo aislar la formación Pozo Basal:
EFECTUAR SQUEEZE EN POZO BASAL CON CEMENTO MICROFINO +
CEMENTO CONVENCIONAL (Dependiendo de la prieba de Inyectividad)
59
21.- Realizar charla de seguridad.
RUN 1: Armar, bajar y sentar con WL SLB Bridge Plug N-1para CSG 7" @ 2350 m
(collares 2354 m y 2342.5 m)
RUN 2: Armar, bajar y sentar con WL SLB Cement Retainer K-1 para CSG 7" @
2317 m (collares 2322.5 m y 2311 m) Confirmar profundidades de asentamiento
según registro
22.- Efectuar trabajos de Squeeze cemento Microfino + cemento convencional según
programa alcanzado por BJ (El programa se alcanzará oportunamente). Programa de
squeezedependerá de la pruieba de Inyectividad.
AISLAMIENTO DE POZO BASAL, CON SCAB LINER:
23.- Armar unidad WL SLB preparar adapter Kit con PKR Inferior SC1-R de 7" +
Pup Joint de 2 7/8" X 15' con guia como cola, bajar y sentar@ +/- 2590 m (collares
2595 m y 2583.5m) (la profundiad de asentamiento de packer es tentativa, se definirá
con el registro USI según estado de la zona a sentar). Correlacionar con registro
tomado anteriormente.
Retirar setting tool, desarmar poleas y unidad de SLB. Armar ventana del scab liner
(según programa de Baker Hughes enviado con anticipación, el armado estará a cargo
del operador de Baker) con PKR Superior SC1-R 7" y bajar con setting tool y DP de
3½". Sentar PKR @ +/- 2223 m (collares 2227 m y 2215.5m) . Sacar tuberia con
Setting tool en simples INSTALACION DE SARTA DE PRODUCCIÓN :
24.- Armar y bajar conjunto BES:
PI estimado según analisis. 9.8 bfpd/psi..
Bajar con tbg 3 1/2" Sec. pozo vertical, bajar bomba de a ± 10 tubos por hora.
Producción esperada después del trabajo: 110 BOPD x 6,700 BWPD x 6,800 BLPD
• Bomba 69 S8000N @ 4545ft
• Portector: 66L BPBSL srie 540
• Motor 2x200HP serie 540
60
3.3 TIPOS DE COMPLETACION USADOS
3.3.1 DIAGRAMA PROPUESTO OPCION 1 , CORRIENTES X-A
61
3.3.2 DIAGRAMA PROPUESTO OPCION 2 , CORRIENTES X-A
62
CAPÍTULO IV
4. ANALISIS DE RIESGOS
4.1. OBJETIVO DEL ANÁLISIS DE RIESGO
Los objetivos principales del presente Estudio de Riesgos para la Etapa de
completación de Pozos durante la perforación en el yacimiento corrientes, son los
siguientes:
Identificar todos los peligros y evaluar el nivel de los riesgos para la salud y la vida
de los trabajadores, la comunidad y el medio ambiente, para las distintas
operaciones y actividades de completación de pozos con la finalidad de proponer
medidas para minimizarlas los riesgos evaluados hasta niveles aceptados de acorde
con las políticas corporativas y la legislación nacional vigente.
Establecer la tolerabilidad del riesgo, a partir de la metodología y criterios utilizados
por la operadora.
Definir las medidas preventivas, correctivas y de mitigación (recursos humanos,
materiales, logísticos, técnicos, procesos, etc.) requeridas para que los riesgos
evaluados sean reducidos a niveles TOLERABLE ó ALARP (tan bajo como sea
razonablemente posible).
4.2. EVALUACIÓN DEL RIESGO MEDIANTE LA METOLOGIA DE RIESGO
SEMICUANTITATIVO
4.2.1. Descripción de las actividades desarrolladas en el proyecto exploratorio
En esta etapa se tienen que identificar las actividades del proyecto que pueden
implicar un riesgo durante la etapa de Prueba de pozos. Cabe indicar que las
actividades del proyecto implica, perforación, completación y prueba de pozos, pero
el presente proyecto solo analiza la etapa de Completación.
4.2.2. Identificación de los Peligros
La identificación de peligros se hace resaltando los peligros que implican cada sub-
actividad y se lleva a la siguiente pregunta: como puede ese peligro afectar una sub-
actividad, o ¿qué puede salir mal?
63
4.2.3. Postular diferentes escenarios
Se analizan las causas principales y secundarias que pueden originar los diferentes
peligros, y evaluar los diferentes riesgos. Los escenarios analizan los peligros que
puedan llegar a afectar al personal por cada actividad e instalación. ¿Cuáles son las
causas? En este proceso, el equipo analiza que pudo causar la intensificación del
peligro hasta la ocurrencia de un evento final.
4.2.4. Estimación de la frecuencia de ocurrencia de los escenarios.
La frecuencia es determinada por medio de la información de incidentes de
ocurrencias previas tanto en la industria, como en la empresa, o de las percepciones
del personal experimentado en relación con que tan a menudo el incidente sucede o
pudiera suceder, el juicio y percepción del personal es importante para estimar la
frecuencia. Esta frecuencia se clasifica en cinco niveles.
4.2.5. Estimación de las Consecuencias
La consecuencia de un evento se evalúa sobre los factores de vulnerabilidad al daño,
y se califica dentro de una escala que establece cinco niveles.
4.2.6. Estimación del riesgo
Los valores evaluados de frecuencia y consecuencia para cada escenario, se ubican
en una celda de la Matriz de Aceptabilidad del Riesgo, la misma que determina el
nivel de riesgo especifico (intolerable, ALARP y tolerable).
4.3. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE EVALUACIÓN DE RIESGOS
4.3.1. Identificación de las actividades
Se identifican las actividades del proyecto que pueden implicar un riesgo en la etapa
de completación de pozos.
4.3.2. Identificación de Peligros
Se identifican los peligros asociados a las actividades identificadas. La identificación
de peligros lleva a la siguiente pregunta: como puede ese peligro afectar una
actividad, o ¿qué puede salir mal?, etc.
64
4.3.3. Postular escenarios
Los escenarios analizan los peligros que puedan llegar a afectar al personal por cada
actividad e instalación. ¿Cuáles son las causas? En este proceso, el equipo analiza
que pude causar la intensificación del peligro hasta la ocurrencia de un evento final.
4.3.4. Estimación de la frecuencia de ocurrencia de los escenarios.
La frecuencia es determinada por medio de la información de incidentes de
ocurrencias previas, tanto en la industria, como en la empresa, o de las percepciones
del personal en relación con que tan a menudo el incidente sucede o pudiera suceder,
el juicio y percepción del personal es importante para estimar la frecuencia. Ver tabla
4.1
Tabla 4.1.Frecuencias
4.3.5. Estimación de las Consecuencias
La consecuencia de un evento se evalúa sobre los factores de vulnerabilidad al daño,
y se califica dentro de una escala que establece cinco niveles. Ver tabla 4.2
65
Tabla 4.2. Niveles de Consecuencias
La consecuencia o gravedad involucra riesgos en el entorno, razón por la cual se
consideran tres aspectos como:
Humano (Seguridad/ salud del personal propio, contratistas y terceros.)
Natural (Medio Ambiente.)
Socio Económico (Infraestructura y medios)
El nivel de gravedad considerado será el mayor de los tres aspectos analizados.
66
4.3.6. Estimación del riesgo
Los valores evaluados de Frecuencia y Consecuencia para cada escenario, se ubican
en una celda de la Matriz de Aceptabilidad del Riesgo, la misma que determina el
nivel de riesgo especifico (intolerable, ALARP y tolerable).
El fundamento de la Matriz de Aceptabilidad del Riesgo es un enfoque semi-
cuantitativo, está basado en la matriz de evaluación de riesgos RAM (Risk
Assessment Matrix) y nos muestra en un cuadro los valores de Frecuencia (parte
horizontal) y los niveles de estimación de la Consecuencia (parte vertical). La
intersección de la Frecuencia y la Consecuencia nos da el Riesgo, el cual se puede
ubicar en diferentes zonas, lo cual nos indica el nivel de riesgo representado por un
color diferente. Esto se muestra en la tabla 4.3
Tabla 4.3 Matriz de aceptabilidad del Riesgo
4.3.7. Medidas de Reducción del Riesgo
De acuerdo a los resultados de la evaluación de riesgo han sido comparados y
manejados de acuerdo a la clasificación que se establece en la tabla No. 4.4
Las actividades propias de la completación de pozos son evaluadas en función de los
peligros que presenta cada una de sus actividades.
Posteriormente son determinados de forma semi-cuantitativa. El riesgo que presenta
cada uno de esos peligros, son clasificados según la frecuencia de ocurrencia y las
consecuencias asociadas en: RIESGOS INTOLERABLES, ALARP y
TOLERABLES, en función del criterio de tolerancia de riesgos de la Empresa,
operadora o dueña del pozo. En función de lo anterior, se determina el tipo de
67
medidas de reducción requeridas por cada riesgo, basándose en los criterios
presentados en la Tabla 4.4.
TOLERANCIA Y MEDIDAS DE REDUCCION DE RIESGOS
RIESGO INTOLERABLE. Suspender la actividad si no se toman
medidas inmediatas para reducir el nivel de riesgo
RIESGO ALARP (Tan bajo como razonablemente práctico). Las
medidas de reducción de riesgo deberán ser implantadas basadas en
un análisis costo beneficio. Las medidas de reducción de riesgo
deben ser evaluadas, registradas e implantadas, siempre que sea
razonablemente practicable.
RIESGO TOLERABLE. Reducir el riesgo a través del uso de
medidas administrativas (procedimientos, planes de contingencia,
etc.) y gestionar un sistema de mejoramiento continuo.
Tabla 4.4. Criterios de Tolerancia de Riesgo de BPZ
En esta etapa se halla el grado de aceptabilidad del riesgo, para eso se compara el
riesgo estimado vs el criterio de riesgos, si el Riesgo obtenido es INTOLERABLE,
deberá reducirse a un nivel “Tan Bajo Como Sea Razonablemente Posible”
(ALARP); si el riesgo estimado resultante se encuentra en la región ALARP se
adoptarán medidas para disminuir el riesgo si y solo si el beneficio de esta reducción
supera el costo de implementar dichas medidas. Si el riesgo estimado se encuentra
dentro del nivel TOLERABLE se deberán adoptar medidas administrativas que
permitan mantener y/o reducir el nivel del riesgo obtenido.
4.3.8. IDENTIFICACIÓN DE LOS PELIGROS Y EVALUACIÓN DE LOS
RIESGOS EN LAS OPERACIONES DE COMPLETACIÓN
4.3.8.1 Matriz de Riesgos
Para la valoración de riesgos se utilizó la matriz del Instituto Nacional de
Seguridad e Higiene de España. La matriz de clasificación de los riesgos
identificados para el proyecto de perforación de pozos se presenta En el Anexo II.
Matriz de valoración de riesgos. para las actividades de completación de pozos -
Yacimiento Corrientes – lote 8.
68
CAPÍTULO V
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
La valoración de los riesgos de los distintos peligros está basada en el hecho de que
se dispone de un sistema de gestión de riesgos claramente definido, conocido y
aplicado por todos los empleados propios y de contratistas en la industria del
Petróleo.
Dada esta situación la valoración resultante es la que se muestra en los formatos
correspondientes, y las medidas de control de riesgos recomendadas son
fundamentalmente medidas adicionales a las medidas básicas de prevención
establecidas en el sistema de gestión de riesgos.
La valoración de los riesgos antes mencionada, indica claramente que los riesgos
mayores que presenta la etapa de completación, están representados por los peligros
correspondientes a blow out y Operación de baleo del pozo.
Las medidas de mitigación, prevención, monitoreo y control propuestas en este
estudio han sido preparadas tratando de ser lo más específicas, concretas, medibles y
supervisables posible, evitando todo tipo de generalidad en su elaboración.
5.2. RECOMENDACIONES
Para cubrir no solo los riesgos mencionados, sino todo el espectro de peligros
identificados, a continuación se presenta las recomendaciones principales, sugeridas
para el control y mitigación de los riesgos:
Se debe suministrar e implementar el uso adecuado de EPP, la capacitación y
entrenamiento en uso adecuado de herramientas manuales en ergonomía, manejo y
levantamiento de carga.
Se debe implementar y controlar la utilización como instrumento de identificación
de peligros y estimación de riesgos los AST en las actividades diarias de campo,
antes de iniciar las labores.
Por los trabajos que son llevados al aire libre se debe tener en cuenta realizar pausas
activas durante la jornada laboral y rehidratar adecuadamente al personal.
69
Para evitar posibles accidentes debido al uso de los equipos se debe implementar
un programa de mantenimiento preventivo para máquinas, equipos y
herramientas.
Se debe cumplir con las inspecciones y pruebas del BOP, de acuerdo a lo
especificado por el fabricante.
Se debe capacitar al personal en el uso de equipos de transporte, poleas y cuerdas.
Se debe capacitar al personal en la lucha y extinción de incendios.
Contar con Kit de emergencia para casos de derrames.
Contar con un Plan de Contingencias actualizado permanentemente.
Capacitar al personal en el Control de Pozos para las actividades de completación
de pozos.
70
BIBLIOGRAFÍA
MANUAL DE PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS PARA COMPLETACIÓN,
WORKOVER Y TESTING BAKER HUGHES
RIESGOS MEDIDOS, William Bailey, Aberdeen, Escocia. Benoît Couët,
Ridgefield, Connecticut, EUA. Fiona Lamb, Graeme Simpson, Universidad de
Aberdeen, Aberdeen, Escocia. Peter Rose, Rose & Associates, Austin, Texas, EUA
Metodología para la evaluación de riesgo durante operaciones Workover y Servicio
de pozos, Bohorquez Acosta Oscar y Cadena Garcia Martha
Revista Harvard Review of Latin America Eleodoro Mayorga Alba - Ex – Ministro
de Energía y Minas; Ingeniero de Petróleo y Doctor en Economía, con más de 40
años en la negociación de contratos y el asesoramiento de gobiernos en políticas del
sector hidrocarburos. E-mail: [email protected]
71
ANEXOS
Anexo I : Términos usados en la Industria del Petróleo
Anexo II Matriz de valoración de riesgos. para las actividades de completación de pozos -
Yacimiento Corrientes – Lote 8.
Términos empleados en la industria del petróleo
De acuerdo a Baker Ron, se define los términos referenciales a la industria de petróleo como
a continuación detallamos.
Abandonar: Dejar de trabajar en un pozo cuando este deje de ser rentable por el cese de
producción de petróleo y gas.
Ácido sulfúrico: Es un líquido aceitoso e incoloro de alto poder corrosivo; la adicción de
agua al ácido sulfúrico libera suficiente calor como para hacerlo ebullir y salpicar.
Ángulo de deflexión: En perforación direccional, es el ángulo en el que uno se desvía de la
vertical, normalmente expresado en grados, con una vertical empezada en 0°.
Anular preventor de reventones: Válvula generalmente instalada por encima de los
preventores de ariete, formando un sello en el espacio anular entre la tubería y el pozo.
Barita. Sulfato de Bario, BaSO4: un mineral frecuentemente usado para incrementar el
peso o la densidad del lodo de perforación.
Bomba centrífuga: Bomba en la cual el movimiento del fluido se lleva a cabo por acción
de la fuerza centrífuga (acción de rotación).
Bomba reciprocante triple (Reciprocanting Triplex Pump): Que tiene tres o más
cilindros para el líquido, cada uno de los cilindros tiene accionamiento particular.
Brida (Flange): Adaptador. Accesorio utilizado en la extremidad de una tubería para fijarla
a otra. Las bridas se utilizan para conectar o sellar secciones de tuberías.
Broca o mecha: Elemento de corte utilizado en la extracción de petróleo y de gas. La broca
se compone de un elemento de corte y un elemento de circulación. El elemento de corte es
de dientes de acero, de carburo de tungsteno, de diamantes industriales, o Compactos de
Diamante Policristalino (PDCs)
Cabeza de cementación: Es un accesorio ubicado a la parte superior del pozo para facilitar
la cementación de la carcasa. Tiene pasajes para lechada de cemento y las cámaras de
retención para la ubicación de los tapones de cemento.
Carcasa (Casing): Revestimiento, cubierta o camisa. Carcasa de acero colocado en un pozo
de aceite o gas para evitar que la pared del orificio excavado se desprenda, también para
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evitar el movimiento de los fluidos de una formación a otra y para mejorar la eficiencia de
la extracción de petróleo si es que el pozo es productivo.
Cebado (Priming): Llenado de la columna liquida de una bomba, para remover vapores
presentes y eliminar la tendencia a formar vapor o pérdida de sección.
Cementación de la carcasa: Consiste en llenar el espacio anular entre la carcasa y la pared
del agujero con cemento, para apoyar la carcasa y evitar la migración fluidos de la formación
entre las zonas permeables, hacia la el pozo.
Filtro (Strainer): Retenedor de sólidos en suspensión.
Corrosión: Fenómeno electroquímico que se manifiesta en los metales como desgaste.
Densidad: Propiedad física, que es la relación entre la masa por unidad de volumen de la
sustancia.
Densidad específica: La razón del peso del volumen de un cuerpo al peso de un volumen
igual de alguna sustancia patrón. En el caso de líquidos y sólidos el patrón de referencia es
el agua, y en al caso de gases el patrón es el aire.
Empaque (Gasket): Accesorio utilizado entre bridas para prevenir escapes.
Espacio anular: Es el espacio entre dos círculos concéntricos. En la industria del petróleo,
por lo general es el espacio que rodea una tubería en el pozo, o el espacio entre el tubo y la
carcasa o el espacio entre la tubería y el pozo, a veces denominado el anillo.
Fluido de perforación: Es una mezcla de minerales de arcilla y otros; agua y aditivos
químicos es el más común fluido de perforación utilizado. Una de las funciones es levantar
los recortes de la formación fuera del pozo hacia la superficie. Otras funciones son la de
enfriar la broca y contrarrestar la presión de fondo del pozo de la formación.
Fractura ácida (Acid fracture): Partir o realizar fracturas abiertas en formaciones
productivas de piedra caliza dura, mediante el uso de una combinación de aceite y el ácido
o agua y ácido a alta presión..
Fractura de la formación: Es un método de estimulación hidráulico del pozo, mediante la
apertura de nuevos canales de flujo en la roca que rodea un pozo de producción. Bajo la
presión hidráulica, extremadamente alta, un fluido (tal como destilado, combustible diesel,
petróleo crudo, ácido clorhídrico diluido, agua o queroseno) se bombea hacia abajo a través
de la tubería de producción o del tubo de perforación y son forzados a salir por debajo de un
empacador o entre dos empacadores.
Galón: Medida volumétrica inglesa para líquidos, equivalente a 4.55 litros. El galón
norteamericano tiene 3.79 litros.
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Instrumento de control: Dispositivo que mide y controla una variable de proceso.
Instituto Americano de Petróleo (API): Fue fundada en 1920. Es la principal agencia de
certificación para todos los tipos de equipo petrolero. Mantiene departamentos de
producción, transporte, refinación y comercialización en Washington, DC. Ofrece
publicaciones sobre estándares, prácticas recomendadas y boletines.
LWD (Llogging While Drilling): Es una herramienta que permite la adquisición de
registros o datos durante la perforación del pozo petrolero mientras se avanza o se perfora.
Conjunto de válvulas (Manifold): Es un sistema de accesorios de válvulas para un sistema
de tuberías principales (u otro conductor) que sirve para dividir una corriente de líquido o
gas en dos o más corrientes, o para reunir varias corrientes.
Martilleo hidráulico: Martilleo intensivo y violento causado por las bolsas de agua y
arrastradas por el vapor que fluye en las tuberías. A veces llamado golpe de ariete.
Manguera (Hose): Accesorio portátil y flexible que sirve para transportar líquidos o gases.
Medidor de flujo (Flow Meter): Instrumento indicador de la cantidad de fluido.
Mezcladora (Mixer): Homogeneizador.
Muestra: Parte representativa de un producto elaborado.
MWD (Measurement While Drilling): Medición direccional durante las operaciones de
perforación de rutina, para determinar el ángulo y la dirección por la que el pozo se desvía
de la vertical. También cualquier sistema de medición de las condiciones del fondo de pozo
durante las operaciones de perforación de rutina.
Tapón (Packer): Es una pieza del equipo de fondo de pozo, que consiste en un dispositivo
de sellado, retención o de ajuste, y un paso interior para fluidos a través del espacio anular
entre el tubo y la pared del pozo por sellar. Un elemento de goma se expande para evitar el
flujo del fluido, excepto a través del Packer y el tubo.
Paro (Shut Down): Paralización de actividades en alguna planta.
Pesca (Fishing): Es el proceso de recuperación de equipos perdidos o atrapados en un pozo
petrolero, que se deja durante las operaciones de perforación o Workover y que debe ser
recuperado antes de que el trabajo se pueda continuar.
Petróleo bruto (Crude Oil): Líquido de aspecto variable, mezcla de compuestos químicos
hidrocarburiferos. La fórmula general es CnHp, la relación n a p varía según el origen del
petróleo.
Prensa estopa (Stuffing Box): Accesorio que sirve para evitar la fuga de líquidos.
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Preventor de reventones (BOP): Una de las varias válvulas instaladas en la cabeza del pozo
para evitar el escape de presión, ya sea en el espacio anular entre la carcasa y el tubo de
perforación o el hueco abierto.
Purga: Conexión provista de un acoplamiento y de una válvula, situados en un lugar alto o
bajo de una tubería o recipiente; usada para muestreo, drenaje de gas y agua, etc.
Presión de formación: Es la fuerza ejercida por los fluidos en una formación. Están
registradas en el agujero al nivel de la formación con la presión del depósito bien cerrada.
Reactivo: Sustancia química que interviene en la formación de otro compuesto.
Reciclo: Circulación continúa sin extracción del producto del sistema, o parte del producto
que regresa al sistema.
Salmuera: Sales, disueltas en el agua.
Tablero de instrumentos: Lugar donde se encuentran ubicados los dispositivos receptores
y emisores de señales de proceso.
Tubería (Piping): Conjunto de tubos unidos entre sí, en cuyo interior se mueve un fluido
de un punto a otro punto.
Tubería Flexible (Coiled Tubing): Es una cadena continua de tubo de acero flexible de
cientos o miles de metros de largo que a menudo se enrolla en un carrete. La bobina es una
parte integral de la unidad de tubería flexible, que consiste de varios dispositivos que
aseguran el tubo por seguridad y eficacia, al ser insertada en el pozo desde la superficie.
Dado que los tubos se pueden bajar al pozo sin tener que realizar juntas de tubería, es más
rápido y menos costoso su corrida que el funcionamiento de una tubería convencional.
Válvula de compuerta: Sirve para abrir o cerrar (totalmente) una corriente de flujo.
Válvula de control: Sirve para regular el flujo y es utilizada preferentemente para
operaciones frecuentes.
Válvula de globo: Es accionada por medio de la presión del aire, el mismo que a su vez
ejerce presión sobre un diafragma, que abrirá o cerrara el paso del fluido en la valvula.
Válvula de retención (Check Valve): Permite que el flujo del fluido sea en una sola
dirección, cerrándose automáticamente cuando se produce una inversión de flujo.
Válvula de seguridad: Valvula previamente ajustada para liberar a una presión excesiva en
un recipiente o sistema.
Válvula reguladora: Controla directamente el flujo de un líquido o gas a través de una línea.
Normalmente es accionada por medio de algún instrumento que controla la temperatura,
presión, nivel o condiciones de flujo.
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Recuperación de un pozo (Workover): El término es utilizado para referirse al
mantenimiento y reparación del pozo en el cual se usan técnica como wireline, tubería en
rollo, etc. Más específicamente esto se refiere a procesos de sacar y reemplazar la tubería
dañada.
Well control: Son los métodos utilizados para el control de un pozo y así prevenir la una
patada del pozo y la salida violenta de crudo. Tales técnicas incluyen, pero no se limitan, la
conservación del peso o la densidad adecuada durante todas las operaciones, el ejercicio
adecuado al sacar un tubo fuera del agujero para evitar limpiarlo y el hacer el seguimiento
cuidadoso de la cantidad de barro a colocar en el orificio para reemplazar el volumen del
tubo retirado durante un viaje.
Well Logging : Es el registro de la información sobre las formaciones geológicas del
subsuelo, incluido los registros que lleve el perforador y los registros de lodo, los análisis de
corte, análisis de núcleos, pruebas de tubos de perforación, eléctricas, acústicas y
procedimientos nucleares.
Wireline (slickline): Tecnología de alambre utilizada para operar pozos de gas y petróleo.
Utiliza un cable trenzado que puede contener uno o más conductores aislados, los que
proveen comunicación entre la herramienta y la superficie (Telemetría). Se utiliza un
alambre de metal, comúnmente de entre 0.095 y 0.125 pulgadas de diámetro.