INFORME FINAL DE RESIDENCIAS PROFESIONALES INGENIERIA PETROLERA “ANALISIS DE REGISTROS DE PRESION DE FONDO
FLUYENTE PARA LA DETERMINAR UNA OPTIMIZACION DE BN EN POZO CP 956.”
PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION “ACTIVO DE PRODUCCION CINCO PRESIDENTES” DEPARTAMENTO DE
SERVICIO A POZOS DE LA UNIDAD DE PERFORACION DELTA TONALA. ASESOR INTERNO: ING. ING. RODOLFO DOMÍNGUEZ HERNÁNDEZ NOMBRE DEL ALUMNO: PEDRO CASTILLO PEREZ NO. DE CONTROL: 12081067
Coatzacoalcos Veracruz. Diciembre 14, 2016
INDICE
INTRODUCCION INTRODUCCION ............................................................................................. 8 CAPÍTULO I. PROTOCOLO DE INVESTIGACION....................................... 10 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ........................................................ 10 1.1.1 Antecedentes .......................................................................................... 10 1.1.2 Enunciado del problema. ...................................................................... 12 1.1.3 Preguntas de investigación. ................................................................. 12 1.1.4 Justificación ............................................................................................ 13 1.1 OBJETIVOS DEL PROYECTO .................................................................... 16 1.2.1 Objetivo general ..................................................................................... 16 1.2.2 Objetivos específicos ............................................................................ 16 1.2 MARCO CONCEPTUAL ............................................................................... 17 1.4 DISEÑO METODOLÓGICO Y TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN. ........ 21 CAPÍTULO II. MARCO TEORICO ................................................................. 23 2.1 TERMINACION DE POZOS ......................................................................... 23 2.1.1 tipos de terminación .............................................................................. 23 2.2 APAREJO 2.2 APAREJO DE PRODUCCION PRODUCCION ..................................................................... 24 2.2.1 accesorios de los aparejos de produccion ......................................... 24 2.3 TIPOS DE TUBERIAS DE PRODUCCION ................................................ 25 2.4 LINEA DE ACERO ......................................................................................... 26 2.5 OBJETIVOS EN LAS OPERACIONES DE LINEA DE ACERO. ............ 27 2.6 OPERACIONES DE LINEA DE ACERO .................................................... 27 2.6.1 operaciones mecanicas ........................................................................ 27 2.6.2 operaciones de toma de información .................................................. 28 2.7 TIPOS DE LINEA DE ACERO ..................................................................... 29 2.7.1 línea de acero ......................................................................................... 29 2.7.2 tipos línea de acero ............................................................................... 29 2.7.1 unidades de línea de acero disponibles ............................................. 34 2.8 APAREJO 2.8 APAREJOS S DE TRABAJO TRABAJO ........................................................................... 37
INDICE
INTRODUCCION INTRODUCCION ............................................................................................. 8 CAPÍTULO I. PROTOCOLO DE INVESTIGACION....................................... 10 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ........................................................ 10 1.1.1 Antecedentes .......................................................................................... 10 1.1.2 Enunciado del problema. ...................................................................... 12 1.1.3 Preguntas de investigación. ................................................................. 12 1.1.4 Justificación ............................................................................................ 13 1.1 OBJETIVOS DEL PROYECTO .................................................................... 16 1.2.1 Objetivo general ..................................................................................... 16 1.2.2 Objetivos específicos ............................................................................ 16 1.2 MARCO CONCEPTUAL ............................................................................... 17 1.4 DISEÑO METODOLÓGICO Y TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN. ........ 21 CAPÍTULO II. MARCO TEORICO ................................................................. 23 2.1 TERMINACION DE POZOS ......................................................................... 23 2.1.1 tipos de terminación .............................................................................. 23 2.2 APAREJO 2.2 APAREJO DE PRODUCCION PRODUCCION ..................................................................... 24 2.2.1 accesorios de los aparejos de produccion ......................................... 24 2.3 TIPOS DE TUBERIAS DE PRODUCCION ................................................ 25 2.4 LINEA DE ACERO ......................................................................................... 26 2.5 OBJETIVOS EN LAS OPERACIONES DE LINEA DE ACERO. ............ 27 2.6 OPERACIONES DE LINEA DE ACERO .................................................... 27 2.6.1 operaciones mecanicas ........................................................................ 27 2.6.2 operaciones de toma de información .................................................. 28 2.7 TIPOS DE LINEA DE ACERO ..................................................................... 29 2.7.1 línea de acero ......................................................................................... 29 2.7.2 tipos línea de acero ............................................................................... 29 2.7.1 unidades de línea de acero disponibles ............................................. 34 2.8 APAREJO 2.8 APAREJOS S DE TRABAJO TRABAJO ........................................................................... 37
2.8.1 cabeza ..................................................................................................... 38 2.8.2 cabeza para alambre estándar otis tipo “b” ....................................... 39 2.8.3 cabeza para cable 3/16 CAMCO ......................................................... 40 2.8.4 barra contra peso ................................................................................... 40 2.8.5 tijera o martillo de percusión ................................................................ 41 2.8.6 tijera hidráulica ....................................................................................... 42 2.8.7 cubeta muestreara ................................................................................. 43 2.8.8 calibrador troquelador ........................................................................... 44 2.8.9 calibrador cortador ................................................................................. 44 2.8.10 block de impresión ............................................................................... 45 2.8.11 pescantes .............................................................................................. 47 2.9 TOMA DE INFORMACIÓN CON SENSOR ............................................... 48 2.9.1 registro de presión de fondo fluyente ................................................. 48 2.9.2 registro de presión de fondo cerrado .................................................. 48 2.9.3 sonda de memoria utilizada por línea de acero ................................. 49 CAPÍTULO III. ANALISIS Y DISEÑO ............................................................ 50 3.1 FACTORES QUE SE DEBEN CONSIDERAR PARA PLANIFICAR UNA OPERACIÓN ......................................................................................................... 50 3.2 PROCEDIMIENTO PARA EFECTUAR REGISTROS DE PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE ............................................................................................. 51 3.2.1 Recibir y validar información de la orden de servicio. ........................... 51 3.2.2 Seleccionar unidad y personal para atender el servicio. ...................... 51 3.2.3 Revisar unidad y herramienta ................................................................... 51 3.2.4 Elaboración del pase de salida ................................................................. 51 3.2.5 Transportar a la localización la Unidad de Línea de Acero. ................. 52 3.2.6Efectuar junta de seguridad y aplicar AST con el personal a intervenir en la operación 3.2.6.1 Objetivo ..................................................................................................... 52 3.2.6.2 Requisitos de seguridad, salud y protección ambiental. ................... 52 3.2.6.3 Desarrollo. ................................................................................................. 53 3.2.7 Check List ..................................................................................................... 54 3.2.7.1 Conexiones superficiales ........................................................................ 54
3.2.7.2 Accesorios de sarta de herramienta de calibración ........................... 55 3.2.7.3 Herramienta para la toma de información (RPF): ............................... 55 3.2.8 Instalar unidad de línea de acero y equipo de control de presión ....... 55 3.2.8.1 Objetivo ..................................................................................................... 55 3.2.8.2 Descripción de las actividades. ............................................................. 55 3.2.9 Calibrar con cortador de parafina ............................................................. 57 3.2.9.1 Objetivo de la calibración ....................................................................... 57 3.2.9.2 Procedimientos ........................................................................................ 57 3.2.10 Registrar presión de fondo con sonda de memoria ............................ 59 3.2.10.1 Objetivo de la intervención ................................................................... 59 3.2.10.2 Procedimiento ........................................................................................ 59 3.2.11 Desmantelar equipos ............................................................................... 61 3.2.12 Transportar a la base la Unidad de Línea de Acero. .......................... 62 3.3 MARCO NORMATIVO DE LA TOMA DE INFORMACIÓN CON SENSOR DE MEMORIA ..................................................................................... 62 3.3.1 Marco Normativo Legal .............................................................................. 63 3.3.2 Marco Normativo Técnico .......................................................................... 63 3.4 MEDIDAS DE SEGURIDAD Y DE PROTECCIÓN AMBIENTAL ........... 63 3.4.1 Equipo de protección personal ................................................................. 63 3.4.2 Protección de cara y ojos ........................................................................... 64 3.4.3 Protección auditiva ...................................................................................... 65 3.4.4 Protección a los pies .................................................................................. 66 3.4.5 Protección de las manos ............................................................................ 66 3.4.6 Protección respiratoria ............................................................................... 66 3.4.7 Medidas de Protección Ambiental ............................................................ 67 CAPÍTULO IV. RESULTADOS...................................................................... 69 4.1 PROGRAMA OPERATIVO ........................................................................... 69 4.2 EQUIPO Y PERSONAL REQUERIDO ....................................................... 72 4.2.1 STRING DE CALIBRACIÓN ..................................................................... 72 4.2.1 STRING DE REGISTRO PRESIÓN - TEMPERATURA ....................... 73 4.3 ESTADO MECANICO .................................................................................... 74
4.4 CÁLCULO DE PRESIÓN DE SEGURIDAD EN EL REGISTRO DE PRESIÓN DE FONDO. ........................................................................................ 75 4.5 REPORTE DE OPERACIONES .................................................................. 76 4.6 VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DEL PROCEDIMIENTO. ......... 76 4.7 MECANISMO PARA REGISTRO DEL CUMPLIMIENTO DEL PROCEDIMIENTO ............................................................................................... 76 4.8 REGISTRO OBTENIDO POR SENSOR DE MEMORIA PREVIAMENTE. ................................................................................................... 77 4.9 REGISTRO OBTENIDO POR SENSOR DE MEMORIA. ........................ 79 4.10 ESTADO ACTUAL DEL POZO .................................................................. 80 CONCLUSIONES.......................................................................................... 82 RECOMENDACIONES ................................................................................. 83 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS ............................................................. 84 ANEXOS ....................................................................................................... 85
INDICE DE FIGURAS figura 1 Puntos de mayor esfuerzo por doblez de las poleas. ............................ 30 figura 2 Método recomendado para pasar alambre de un carrete al malacate. 31 figura 3 medidas de alambres de línea de acero .................................................. 32 figura 4 Carga mínima de ruptura en libras. .......................................................... 32 figura 5 Unidad de Línea de Acero con brazo Hiab integrado ............................ 37 figura 6 Cabezas ........................................................................................................ 39 figura 7 Cabeza para alambre ................................................................................. 40 figura 8 Cabeza para cable 3 1/16" ............................................................................... 40
figura 9 barras de peso o contrapesos ................................................................... 41 figura 10 Tijera Mecánica o Martillo de percusión ................................................ 42 figura 11 Tijera hidráulica utilizada en línea de acero .......................................... 43 figura 12 Cubeta Muestrera utilizada en línea de acero ...................................... 44 figura 13 Calibrador troquelador utilizado en línea de acero .............................. 44 figura 14 calibrador cortador utilizado en línea de acero ..................................... 45 figura 15 Block de impresión o sello de plomo ...................................................... 46 figura 16 ejemplos hechas con block de impresión .............................................. 46 figura 17 Arpón de 2 Piernas Marca Otis de diferentes diámetros 1 ½`` hasta 3¼`` .............................................................................................................................. 47 figura 18 Sensor de memoria de alta resolucion "D8304" ................................... 49 figura 19 Estado mecánico del pozo CP956 ......................................................... 74 figura 20 Anexo 1. Tablas de tuberias .................................................................... 85 figura 21 Anexo 2. Formato AST ............................................................................. 85 figura 22 Anexo 3. Formato de Check List ............................................................. 85 figura 23 anexo 5. anillo metálico de contrapresión entre bridas ....................... 86 figura 24 Anexo 4. Valvula de aguja ....................................................................... 86 figura 25 anexo 6. brida adaptadora ....................................................................... 86 figura 26 anexo 7. Poleas ......................................................................................... 86 figura 27 Anexo 9. Prensaestopas .......................................................................... 86 figura 28 anexo 8. sonda de memoria modelo H8304 ......................................... 86
figura 29 Anexo 10. intalacion con linea de acero ................................................ 86 figura 30 Anexo 12. Unidad de Linea de Acero ................................................... 86 figura 31 Anexo 11. Lubricadores y Valvulas de desfogue ................................. 86 figura 32 Anexo 14. Taller de mantenimiento para herramientas de linea de acero ............................................................................................................................ 86 figura 33 Anexo 13. Malacate de linea de acero ................................................... 86 figura 34 Anexo 17. Junta de rodilla ....................................................................... 86 figura 35 Anexo 15. Consola de prueba de presión ............................................. 86 figura 36 Anexo 18. Diagrama de flujo para el registro de presion de fondo ... 86
INTRODUCCION En los pozos petroleros durante las etapas de: Terminación, Reparación y en su vida productiva (llámese Productor, Inyector, de Bombeo Neumático, Delimitador, etc.), el área de Línea de Acero coadyuva en el mejoramiento de la producción y recuperación final de los hidrocarburos de los yacimientos de PEMEX, o inyectabilidad de éstos, ya que interviene directamente en la toma de información de los pozos; los servicios realizados por estos especialistas representan un 95 % en pozos en operación (en producción o inyección), el 5 % restante son operaciones realizadas en pozos con equipo. El área de Línea de Acero tiene como objetivo brindar servicios a los activos de PEP y a la Gerencia de Perforación de la Unidad de Negocio de Perforación, dentro de ellos, se tienen múltiples riesgos en cada una de las operaciones realizadas en los pozos, teniendo en algunos casos mayor peligro que en otros, esto no quiere decir que no exista inseguridad en algunos servicios, siempre se está con la incertidumbre del éxito de la operación, por lo que se debe asegurar que todo el personal de Línea de Acero esté consciente de ello, para que brinde su mejor esfuerzo y conocimiento. Entre las operaciones realizadas por la sección de línea de acero se encuentra las tomas de información con sensor de memoria el registro de presión de fondo. Esta actividad es una de las operaciones “mecánicas” que es realizada frecuentemente en los pozos del activo, esta operación nos aporta la presión y temperatura del pozo. En el presente trabajo se describe el análisis de los registros de presión de fondo, así como la información técnica de las herramientas involucradas en el procedimiento. Teniendo como resultado una
optimización de sistema de bombeo neumático en el pozo Cinco Presidentes 956 del Activo de producción Cinco Presidentes.
CAPÍTULO I. PROTOCOLO DE INVESTIGACION 1.1
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
1.1.1 Antecedentes Las operaciones con líneas de acero se han realizado en pozos de petróleo y de gas durante más de 75 años, y hasta hace muy poco, las prácticas casi no han cambiado. Los técnicos e ingenieros en el campo ejecutan las operaciones básicas dentro del pozo a través de la manipulación de las herramientas de pozo fijadas al extremo de un alambre delgado con un único filamento; este alambre se conoce como línea de acero. El nombre lo distingue de los cables conductores utilizados en líneas eléctricas o de los cables trenzados utilizados para trabajos mecánicos más pesados. Estas operaciones dentro del pozo pueden ser tan simples como la introducción de un anillo de calibración hasta la profundidad total o procedimientos más complejos para el mantenimiento del pozo y optimización de la producción, tales como la colocación o extracción de válvulas y tapones. Las operaciones también incluyen la remoción del pozo de desechos que dificultan la producción, tales como arena o parafina. Más recientemente, se han introducido dispositivos con memoria electrónica en las líneas de acero para coleccionar datos con el fin de realizar levantamientos de presiones transitorias o adquirir registros de producción. Las líneas de acero se han mantenido como una parte fundamental de la intervención en pozos debido a que son económicas, confiables, eficientes y sin complicación desde el punto de vista logístico. Se despliegan con un equipamiento compacto relativamente fácil de usar que puede moverse y ubicarse en un pozo casi de cualquier tamaño ubicado en cualquier lugar del mundo. Se pueden utilizar en todo tipo de pozos, incluyendo HPHT, con gas
sulfuroso, de ángulo elevado y surgentes (con flujo natural). En ubicaciones con limitaciones de espacio o de peso, la línea de acero es frecuentemente la única opción viable para la intervención. Pero la simplicidad de la línea de acero es también el origen de sus inconvenientes. Los ingenieros la diseñaron inicialmente para ejecutar operaciones mecánicas rudimentarias. En ese tiempo, la profundidad absoluta no era una consideración esencial para tales operaciones. Los perforadores no podían colocar las herramientas con precisión y, como consecuencia de ello, era difícil verificar la ubicación precisa de una herramienta dentro del pozo. Para algunas operaciones, particularmente en las operaciones de disparos o en el asentamiento de herramientas de aislamiento, el conocimiento de la profundidad exacta de la herramienta es crítico. De manera similar, para asegurar que los instrumentos y otras herramientas sensibles no se dañen durante las operaciones de colocación o extracción, o para confirmar la acción pretendida en el pozo, con frecuencia, es imperativo ejercer una fuerza con márgenes estrechos de variación dentro del pozo. En los últimos años, los ingenieros han desarrollado numerosas mejoras al equipamiento tradicional de las líneas de acero. La mayoría de estos son cambios graduales aplicados a herramientas que funcionan con línea de acero más que en la línea en sí. Las herramientas electrónicas alimentadas por baterías, las cuales adquieren datos y los almacenan en su memoria, han solucionado algunos inconvenientes de la línea de acero relacionados con la activación y la confirmación de las acciones en el fondo del pozo. Pero una vez que estas herramientas han sido desplegadas, no proporcionan datos en tiempo real del fondo del pozo ni otorgan al operador la posibilidad de efectuar ajustes, tales como la profundidad o la temperatura a las cuales se activan los disparadores.
1.1.2 Enunciado del problema. ¿Existe forma de optimizar el sistema de bombeo neumático en el pozo cp 956 a partir del análisis de un registro de presión de fondo?
1.1.3 Preguntas de investigación.
¿Qué propósito tienen las tomas de información en las actividades de línea de Acero?
¿Qué herramientas se utilizan en las operaciones de Línea de Acero?
¿Cuál es el procedimiento oficial establecido para realizar
operaciones en los registros de presión con sensor de memoria?
¿Cuáles son las operaciones que anteceden a la toma de información con sensor de memoria?
¿existe forma de optimizar el sistema de BN en el pozo CP 956?
¿en que beneficia la optimización del sistema de bombeo neumático?
¿Qué normas de seguridad, salud y protección ambiental regulan las operaciones de tomas de información?
1.1.4 Justificación En México la industria petrolera representa la mayor fuente de ingresos, por eso es de suma importancia que se siga desarrollando o introduciendo nueva tecnología, procesos y métodos de trabajo, lo cual ayuda a incrementar la producción nacional de hidrocarburos. En los últimos años se ha notado que los pozos petroleros tienen una mayor dificultad para ser explotados por ser de difícil acceso, por eso es importante introducir nuevos procesos que ayudarían a aumentar la producción y la vida de los pozos, ya sean verticales, desviados o totalmente horizontales. Las pruebas de Pozos, son pruebas que tienen como objetivo la determinación de los volúmenes, propiedades y características de los fluidos producidos presentes en el yacimiento además de la determinación de parámetros de las rocas y del yacimiento. Se logra mediante el uso de técnicas y herramientas especiales para estudiar y determinar las condiciones del pozo, bien sea producción o inyección. Las pruebas de pozo de clasifican en 3
Pruebas periódicas de producción.
Pruebas de presión de fondo.
Pruebas de Productividad
El Registro de Presión de Fondo Fluyente es un registro de presión que consiste en introducir un sensor de presión y temperatura haciendo mediciones desde superficie hasta fondo o de fondo a superficie del pozo, cuando el pozo está fluyendo. La prueba de presión fondo fluyente se realiza en pozos que se encuentran produciendo, es decir, en pozos abiertos a la producción.
Esta prueba da buenos resultados cuando el pozo se produce por flujo natural. La presión de fondo fluyente es afectada por el tamaño de los reductores, tipo de yacimiento, entre otros. Los registros de presión de fondo nos ayuda a determinar la presión y la temperatura, en el fondo y en el cabezal de pozo, esto nos ayudara a determinar optimización de BN.
El Bombeo Neumático es uno de los métodos más utilizados a nivel mundial para el levantamiento de la producción en pozos petroleros. Es muy sencillo ya que en su versión de flujo continuo es similar al método de producción por flujo natural con la diferencia que la relación gas-líquido en la columna de fluidos es alterada mediante la inyección de gas comprimido. El gas disminuye el peso de la columna de tal forma que la energía del yacimiento resultará suficiente para levantar la producción hasta la superficie. El análisis del funcionamiento del Bombeo Neumático es importante para aumentar la eficiencia, dando como consecuencia un aumento en la producción y una disminución en los costos de levantamiento. Los aspectos a tener en cuenta en la optimización del sistema son:
Las pruebas de campo
registros de presión de fondo
Esto no ayuda a aumentar la eficiencia y disminuir costos para lograrlo es necesario: Analizar el comportamiento de los pozos con Bombeo Neumático, haciendo uso de las mediciones de registro de P/T.
Detectar las posibles fallas en el sistema, mediante un buen análisis e interpretación de dichas herramientas.
Plantear las posibles soluciones
Aplicarlas al sistema y evaluarlas. Se utilizará datos reales del campo “Cinco Presidentes”, localizado en
la venta, tabasco, México, operado por la compañía PEMEX con la ayuda de las unidades de LINEA DE ACERO del departamento de SERVICIO A POZOS.
1.1 OBJETIVOS DEL PROYECTO 1.2.1 Objetivo general Analizar registros de presión de fondo obtenidos por sensor de memoria para la determinación de optimización de un sistema de bombeo neumático implementado en el pozo CP-956 perteneciente al activo de producción cinco presidentes.
1.2.2 Objetivos específicos 1. Identificar las herramientas de las unidades de Línea de Acero (sensor de memoria) 2. Recopilar información acerca del campo CP 3. Analizar los datos obtenidos por sensor de memoria de las Unidades de Línea de Acero en pozo CP 956 4. Analizar el sistema de bombeo neumático implementado en pozo CP 956 5. Determinar una optimización del pozo con un sistema bombeo neumático.
1.2 MARCO CONCEPTUAL Aparejo de producción. - Medio por el cual fluyen los hidrocarburos del yacimiento a la superficie de manera controlada y segura, pueden clasificarse dependiendo las condiciones del yacimiento (Aparejo sencillo fluyente y Aparejo intermitente selectivo). Árbol de producción. - Es un dispositivo mecánico integrado por válvulas maestras, sondeo, laterales y porta-estrangulador. AST (Análisis de seguridad en el trabajo). - Es una herramienta básica para realizar una planeación efectiva del SSPA en cualquier actividad que se realice en el centro de trabajo. Barra de peso. - Accesorio de acero o Tungsteno con diámetro y longitud variable, el cual sirve para darle peso a la sarta y poder bajar la herramienta. Se pueden colocar las que se estimen conveniente, teniendo el cuidado de no sobrepasar el largo del lubricador. Block de impresión. - herramienta que sirve para sacar impresiones de posibles obstrucciones por asfáltenos o sedimentos. BN.- Bombeo Neumático. Calibrador. - Accesorio que permite detectar alguna obstrucción o resistencia en el interior de la tubería de producción. Camisa deslizable. - Sistema de sellos que tiene un diseño que asegura operaciones de aperturas y cierres que permite establecer comunicación entre las formaciones del pozo, TP y TR. Conector (Rope Socket).Elemento fundamental que acoge dentro de él la punta del alambre del carrete, la cual sostiene la sarta, la herramienta y absorbe los golpes de la tijera y tensiones en conjunto con el resorte que lleva alrededor de él.
Cuadrilla. - Equipo de trabajo integrado por un Ing. de campo, operador de malacate y 2 ayudantes. Densidad. - Es la masa por unidad de volumen de un fluido, el peso se expresa en lbm/gal (también conocido como ppg), kg/m3 o g/cm3. Disciplina Operativa (DO).- Proceso que asegura que las operaciones sean
llevadas
a
cabo
correcta
y
consistentemente
mediante
procedimientos que estén disponibles, que su contenido sea de calidad y como se realizan las actividades de forma segura, comunicados al personal que realiza las actividades y exigir su riguroso cumplimiento verificando su aplicación mediante ciclos de trabajo. Equipo de Protección Personal (EPP).- Equipo de seguridad cuyo objetivo es salvaguardar la integridad física del trabajador y reducir riesgos de trabajo. Indicador de peso. - Dispositivo hidráulico que se utiliza para medir, registrar el peso y tensión de sarta de línea de acero en el pozo. El indicador de peso es el medio principal por el cual el operador del equipo monitorea la función de las herramientas y el equipo del fondo del pozo. Línea de acero. - Alambre de acero inoxidable en donde en uno de los extremos se conectan las herramientas de fondo. Lubricador. - Conjunto de tubos de acero con uniones rápidas o enroscadas al preventor, donde el último tubo consta de una reducción para instalar válvula de presión y desfogue. La función básica del lubricador es alojar en su interior la sarta y herramienta que efectuara una operación determinada. Malacate. - Carrete instalado en la unidad de línea de acero que contiene guía devanada de una línea de acero inoxidable de cierta longitud.
Operadora (shifting tool). - Herramienta utilizada para la apertura o cierre de una camisa deslizable, efectuándose mediante golpes. P.I.- Profundidad interior del pozo. Peso. - Es la acción del peso al libraje por cada pie de la herramienta y/o accesorio. Polea. - Dispositivo mecánico de presión que transmite una fuerza que sirve para reducir la magnitud de la fuerza necesaria para mover un peso. Presión. - Fuerza ejercida por unidad de área, usualmente expresada en lb/plg2 o Kg/cm2. Procedimiento. - Documento normativo técnico que incluye un conjunto de actividades ordenadas en secuencia cronológica (de manera secuencial) para precisar la forma sistemática de realizar un proceso (trabajo). Rodilla. - Accesorio de acero que cuenta con una articulación que evita la rigidez de la sarta dándole flexibilidad en la bajada de la herramienta al pozo. Sensor de memoria. – equipo electrónico con el cual se registra información de presión de fondo y temperatura dentro del pozo. Tensión. - Área de la sección transversal y de la mínima resistencia a la deformación que depende del grado de acero. Temperatura. - es una magnitud que mide el nivel térmico o el calor que un cuerpo posee. Toda sustancia en determinado estado de agregación (sólido, líquido o gas), está constituida por moléculas que se encuentran en continuo movimiento. La suma de las energías de todas las moléculas del cuerpo se conoce como energía térmica; y la temperatura es la medida de esa energía promedio.
Tijera hidráulica. - Es una herramienta que consiste en transferir energía de tensión a la sarta o accesorios con el objetivo de liberar la energía almacenada en el martillo para romper las fuerzas de amarre que hacen que la camisa accione. Tijera mecánica. - Su función principal es que mediante golpes tanto hacia arriba como hacia abajo se puede colocar o recuperar algún elemento. Es fundamental en atrapamiento de la sarta en cualquier obstrucción o pozos de fuerte direccionalidad. Trabajo con Riesgo. - Es el que se realiza en un área riesgosa o cerca de ella, con equipo que produce calor, flama o chispa, con la energía suficiente para provocar la ignición de gases. Así mismo se consideran aquellos que por su naturaleza o por las condiciones del área de trabajo o sus alrededores y/o por la naturaleza de las sustancias manejadas, generan una condición de peligro. 19 U.A.P.- Unidad de Alta Presión. Unidad de línea de acero.- Camión equipado que posee un carrete devanador con alambre acerado de uso especial, activado por un sistema hidráulico a través de la fuerza que le ejerce un motor diésel, posee un sistema contador que permite medir la longitud de alambre que sale del interior del carrete y que es introducido al pozo, cuenta con un sistema indicador de peso que nos muestra el peso de las herramientas conforme bajan por el interior del pozo y de la misma manera durante la extracción de estas a superficie.
1.4 DISEÑO METODOLÓGICO Y TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN. En la realización de este trabajo se tomarán en cuenta diferentes métodos de investigación para poder llevar acabo de manera más sencilla y con un resultado concreto. Para ellos se utilizará el método de investigación científica el cual con lleva toda una serie de procedimientos prácticos con el objeto y los medios de investigación que permiten revelar las características fundamentales y relaciones esenciales del objeto; que son accesibles a la contemplación sensorial. Los métodos de investigación empírica, representan un nivel en el proceso de investigación cuyo contenido procede fundamentalmente de la experiencia, el cual es sometido a cierta elaboración racional y expresado en un lenguaje determinado. Y también tomando en cuenta la observación científica la cual como método consiste en la percepción directa del objeto de investigación. La observación investigativa es el instrumento universal del científico. La observación permite conocer la realidad mediante la percepción directa de los objetos y fenómenos. La observación, como procedimiento, puede utilizarse en distintos momentos de una investigación más compleja: en su etapa inicial se usa en el diagnóstico del problema a investigar y es de gran utilidad en el diseño de la investigación. En el transcurso de la investigación puede convertirse en procedimiento propio del método utilizado en la comprobación de la hipótesis. Al finalizar la investigación la observación puede llegar a predecir las tendencias y desarrollo de los fenómenos, de un orden mayor de generalización. La observación científica presenta las siguientes cualidades, que lo diferencian de la observación espontánea y casual.
Es consciente; y se orienta hacia un objetivo o fin determinado. El observador debe tener un conocimiento cabal del proceso, fenómeno u objeto a observar, para que sea capaz, dentro del conjunto de características de éste, seleccionar aquellos aspectos que son susceptibles a ser observados y que contribuyen a la demostración de la hipótesis.
Debe ser cuidadosamente planificada donde se tiene en cuenta además de los objetivos, el objeto y sujeto de la observación, los medios con que se realiza y las condiciones o contexto natural o artificial donde se produce el fenómeno, así como las propiedades y cualidades del objeto a observar.
Debe ser objetiva: ella debe estar despojada lo más posible de todo elemento de subjetividad, evitando que sus juicios valorativos puedan verse reflejados en la información registrada. Para esto hay que garantizar:
Mediante la observación se recoge la información de cada uno de los conceptos o variables definidas en la hipótesis de trabajo, en el modelo. Cuando esto se cumple decimos que existe validez en la observación.
El documento guía de la observación debe ser lo suficientemente preciso y claro para garantizar que diferentes observadores al aplicar éste, en un momento dado, lo entiendan y apliquen de la misma manera. Cuando este requisito se cumple decimos que la observación es confiable.
CAPÍTULO II. MARCO TEORICO 2.1
TERMINACION DE POZOS
La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementada la última tubería de revestimiento de explotación y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos o taponado si así se determina. El objetivo primordial de la terminación 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 aparejos de producción deben de utilizarse para producir el pozo adecuado a las características del yacimiento. (Tipo de formación, mecanismo de empuje, etc.).
2.1.1 tipos de terminación En el sistema petrolero existen dos clases de terminación: Terminación de exploración (TE). Se le denomina así al acondicionamiento del primer pozo perforado en una nueva estructura, posiblemente productiva de hidrocarburos. Terminación de desarrollo (TD). Se le llama así al acondicionamiento de los demás pozos perforados después del primero en una nueva estructura o en otras ya probadas como productoras de aceite y gas. Consiste en establecer en forma controlada y segura la comunicación entre el yacimiento y la superficie, cuidando de proteger las tuberías de revestimiento que representan la vida del pozo, mediante la colocación del aparejo de producción. Se llama aparejo de producción al conjunto de accesorios que se introducen al pozo mediante tuberías de producción, para que los hidrocarburos producidos por los intervalos abiertos fluyan a la superficie. Para que un pozo aporte hidrocarburos desde el intervalo productor hacia la superficie, es necesario seleccionar,
preparar e introducir un determinado aparejo, el cual una vez operando descargara los fluidos en forma controlada y segura.
2.2
APAREJO DE PRODUCCION
Se denominan aparejos de producción, al conjunto de accesorios que se introducen al pozo mediante tuberías de producción, para que los hidrocarburos producidos por los intervalos abiertos fluyan a la superficie. Para yacimientos con características y profundidades diferentes, existen diferentes tipos de instalaciones como: Instalación abierta. Se usa solamente T.P dentro de la Tubería de Revestimiento (T.R), empleándose en pozos de alta producción y explotándose por espacio anular o por T.P indistintamente, no es recomendable por los daños que causa a la T.R y a las conexiones superficiales. Instalación semi-cerrada. Se utiliza T.P y un empacador para aislar el espacio anular. En nuestro país, es el diseño más empleado para la explotación de hidrocarburos, permitiendo el aprovechamiento óptimo de la energía del yacimiento, protegiendo al mismo tiempo las tuberías y conexiones superficiales de los esfuerzos a los que son sometidos, explotándose solamente por el interior de la T.P. Instalación cerrada. solo que se le instala una válvula de retención alojada en un niple de asiento, seleccionando su distribución en el aparejo. El accesorio permite el paso de los fluidos en una sólo dirección.
2.2.1 accesorios de los aparejos de produccion Los accesorios para los aparejos de producción varían de acuerdo al tipo de terminación que se haya elegido, sin embargo, podemos mencionar los
más importantes en cuanto se refiere a las terminaciones sencillas, entre estos accesorios podemos mencionar:
Empacadores de producción.
Válvulas de seguridad.
Válvulas de circulación.
2.3
TIPOS DE TUBERIAS DE PRODUCCION
La mayoría de operaciones con Línea de Acero se efectúan dentro de las tuberías de producción, por lo tanto, es importante el conocimiento de las mismas, así como sus dimensiones. Observando la tabla de A.P.I. para tuberías de producción, respecto a su diámetro exterior solo las tuberías de 2 3/8”, 2 7/8”, 3 ½”, 4” y 4 ½” coinciden con su diámetro nominal. En
otros casos de otras medidas de tuberías el diámetro nominal no coincide con el diámetro exterior de las mismas siendo el diámetro nominal un valor aproximado al diámetro interior. El diámetro interior es importante como dato, ya sea para efectuar simples operaciones de calibración con el objeto de correr dentro de la tubería algún instrumento, tapón, etc. también para efectuar una perforación o incrustar un inserto estrangulador en la misma. Se consideran dos tipos de tuberías: estándar y reforzada. La más utilizada es la estándar y para casos especiales la reforzada. En el caso de una T.P. reforzada de mayor peso, aumenta el espesor de pared y disminuye el diámetro interior, por lo tanto, ya se trata de un caso especial porque se tendrían que utilizar también dispositivos con Línea de acuerdo a la medida interior de la tubería. Los dispositivos son: niples, camisas deslizables, tapones, soltadores pescantes, etc. También se debe de tomar en cuenta el diámetro máximo para calibrar la tubería, este dato
está en la tabla como diámetro interno (Drift). El fabricante de la tubería específica y garantiza que se pueden utilizar ese valor como diámetro máximo de calibración y se debe tomar en cuenta para en caso extremo introducir un calibrador con limitación a esa medida. Se observa en la tabla el grado de la tubería es un factor a tomarse en cuenta. Al aumentar el grado aumenta la resistencia de la tubería interior y exteriormente. Como ejemplo si tenemos una tubería de grado J-55 y la comparamos con otra de las mismas dimensiones, la de grado P-105 tendrá aproximadamente el doble de resistencia al colapso, lo que quiere decir que la de mayor grado está construida con acero de mejor calidad.
2.4
LINEA DE ACERO
En los pozos petroleros durante las etapas de: Terminación, Reparación y en su vida productiva (llámese Productor, Testigo, Inyector, de Bombeo Neumático, Delimitador, etc.), Línea de Acero realiza actividades de apoyo con el fin de minimizar los altos costos de tiempo-equipo y también el de proporcionar la información recuperada, que coadyuve a evaluar el comportamiento de los pozos en su etapa inicial y durante la explotación del yacimiento. Para el desarrollo de las operaciones con Línea de Acero, se utiliza una Unidad de Línea (ULA) la cual posee un carrete devanador con alambre acerado de uso especial, activado por un sistema hidráulico a través de la fuerza que le imprime un motor diésel o eléctrico, posee un sistema contador que permite medir la longitud de alambre que sale del interior del carrete y que es introducido al pozo, también cuenta con un sistema indicador de peso que nos muestra el comportamiento del peso de las herramientas conforme bajan por el interior del pozo y de la misma manera durante la extracción de estas hacia la superficie.
2.5
OBJETIVOS EN LAS OPERACIONES DE LINEA DE ACERO.
El objetivo general es mejorar el servicio que se presta a los departamentos de Perforación, Reparación de pozos, Producción, Yacimientos y en ocasiones al mismo departamento de Servicio a pozos. Siendo una línea de negocios del departamento de Servicios a Pozos, se Efectúan operaciones mecánicas de línea de acero a pozos con equipo y sin equipo, optimizando estos últimos las intervenciones con equipo. Se pretende mejorar el servicio en dos formas: Oportuno: Tratando a toda forma evitar tiempos de espera del pozo al equipo de Línea de Acero. Eficiente: Haciendo las operaciones con la mejor técnica y calidad Tratando de hacerlo cada día lo más técnicamente posible.
2.6
OPERACIONES DE LINEA DE ACERO
Estas operaciones de campo se pueden dividir en dos tipos: operaciones mecánicas y operaciones de toma de información.
2.6.1 operaciones mecanicas •
Calibraciones de tuberías de producción.
•
Limpieza de tuberías con varias herramientas.
•
Colocación y recuperación de válvulas de pie.
•
Colocación y recuperación de tapones para pruebas de tuberías de producción.
•
Colocación y recuperación de tapones para pruebas para anclar empacadores hidráulicos.
•
Colocación y recuperación de tapones para efectuar operaciones mas seguras en casos de cambios de preventores por árboles de válvulas.
•
Colocación y recuperación de tapones de circulación.
•
Colocación y recuperación de estranguladores de fondo.
•
Colocación y recuperación de obturadores laterales.
•
Colocación y recuperación de separadores de horizonte.
•
Apertura y cierre de camisas deslizables para circular fluidos de control.
•
Perforación de tubería de producción para circular fluidos de control.
•
Colocación y recuperación de de válvulas de gas en mandriles excéntricos para bombeo neumático.
•
Inserción de orificios en tuberías de producción para circular gas.
•
Además de las operaciones antes descritas, existe la De recuperación de herramientas conocidas como operaciones de pesca.
2.6.2 operaciones de toma de información •
Calibraciones de tuberías de producción.
•
Registros de presión de fondo a pozo cerrado.
•
Registros de presión de fondo a pozo fluyendo.
•
Registros de temperatura.
•
Registros de producción.
2.7
TIPOS DE LINEA DE ACERO
2.7.1 línea de acero Un cable no eléctrico delgado utilizado para la colocación selectiva y la recuperación de los componentes de terminación del pozo, tal como tapones, medidores y válvulas situadas en los mandriles de cavidad lateral. Las válvulas y las camisas también pueden ajustarse utilizando herramientas operadas con línea de acero. La tubería aplastada parcialmente puede ser reparada utilizando un mandril para tubería operado con línea de acero
2.7.2 tipos línea de acero Cuando se opera con Línea de Acero, varios factores se deben tomar en cuenta en el manejo del alambre:
Propiedades físicas.
Resistencia a la corrosión.
Efecto de curvatura.
Tensión aplicada.
Cuidado y manejo. Se deben emplear los que tengan mayor resistencia mecánica y conocer su carga mínima de ruptura. Para mayor resistencia a la corrosión, cuando hay cloruros y ácido sulfhídrico, se usan alambres con aleaciones
inoxidables que contienen mayor porcentaje de níquel y cromo. Estos alambres son menos resistentes que los de acero común (acero al carbón) que fácilmente se oxidan y sufren picaduras en medios corrosivos. Algunos alambres especiales incluyen otros materiales en su composición química y con eso se logra hacerlos casi tan resistentes como los de acero común. El efecto de curvatura que sufre el alambre, es la causa más común de rotura y casi siempre es la menos considerada. El doblez ocurre casi siempre que un alambre es desviado de su trayectoria en línea recta y pasa por una polea o por un malacate, esto no se puede evitar. Cada vez que la línea pasa por una polea está sujeta a dos esfuerzos por doblez, uno cuando cambia de recta a curva y otro cuando vuelve a su línea recta. Cuando entra o sale del malacate solo está expuesto a un doblez, de tal manera que al entrar y salir del pozo se completa un ciclo y la línea recibe un mínimo de catorce dobleces, esto causa fatiga en su material sobre todo si ocurre con tensiones altas. Se puede corregir aumentando el diámetro de las poleas. Una relación recomendada entre el diámetro del alambre y la polea es de 1:120
figura 1 Puntos de mayor esfuerzo por doblez de las poleas.
2.7.2.1
cuidados y manejo.
Evite la excesiva tensión al devanar el alambre, esto reduce la
resistencia del mismo. Evite la fricción entre las poleas y los hules del estopero. Demasiado apriete en las poleas opresoras, deforma el alambre y el calentamiento lo hace quebradizo, aplique aceite para lubricar. Cuando se recupera alambre del pozo, se debe limpiar la continuación
del mismo, si es de acero común se aplica aceite lubricante o inhibidor. No es recomendable dejar el alambre dentro del pozo por mucho tiempo
cuando éste se encuentre fluyendo. Al almacenar los carretes de todo tipo, se deben poner bajo techo, sobre
una base sólida de madera seca.
figura 2 Método recomendado para pasar alambre de un carrete al malacate.
En (A) se muestra la posición correcta para evitar los dobleces en el alambre, es la más recomendable. Los mejores resultados se obtienen cuando los dos carretes se montan en flechas horizontales y espaciados lo suficiente para lograr un devanado más fácil y reducir el derrumbe de las capas. En (B) se muestra la posición incorrecta debido a que la línea recibe un doblez al salir del carrete y otro doblez en reversa al entrar al malacate. Cuando se monta una línea nueva, es conveniente hacer seis camadas bien devanadas y parejas, eso sirve de guía al operador para saber que el extremo final está próximo. Es necesario controlar la tensión, se puede
hacer colocando un cable Manila entorchado en el alambre a la salida del carrete para frenar un poco.
2.7.2.2
alambres de acero para uso corrosivos
Los alambres y cables usados para bajar herramientas e instrumentos en pozos profundos, están sujetos al ataque por corrosión y a grandes esfuerzos mecánicos en diversos grados. Los pozos que producen gas y aceite muy profundos, en particular demandan materiales especiales para cables y alambres los cuales requieren lo siguiente:
Resistencia a la corrosión muy alta en presencia de cloruros y ácido sulfhídrico a elevadas temperaturas.
Alta resistencia mecánica.
Propiedades de tensión muy uniformes.
Que sean de una sola pieza, sin soldaduras. Los más recomendables para servicio intermitente y para uso en períodos largos de tiempos (curvas de incremento) son los tipos: URANOS D- 58 y SANICRO 28 en medios corrosivos.
figura 3 medidas de alambres de línea de acero figura 4 Carga mínima de ruptura en li bras.
2.7.2.3
alambres de acero para uso corrosivos con h2s
Cargas que excedan el 50% de la resistencia a la tensión, pueden causar deformación
Las poleas (contadora del estopero y libre) deben ser de diámetros mayores que las normales. Ejemplos: De 11 ½” de diámetro para 0.082”
y 0.092” , De 16” de diámetro para 0.105” y 1.108”, 0.125”
Las poleas opresoras no deben apretarse demasiado, deforman el alambre. d) Quite o desenrolle el alambre de la polea medidora (de ser posible) para trabajos de larga duración y fuerte golpeo con tijera.
Los cilindros de acero de los estopeños causan daño al alambre de preferencia instalar de bronce.
Para reducir fricción y calentamiento haga lo siguiente:
1. Limpie y lubrique el alambre para evitar que se frene y se gasten los hules del estopero rápidamente. 2. Use un inyector de lubricante abajo del estopero cuando se extraiga el alambre del pozo. 3. Use empaques de baja fricción en el estopero, como ejemplo, de poliuretano. 4. Siempre toque el alambre cuando sale del pozo, si se calienta la superficie, reduzca la velocidad del malacate.
g) Al iniciar o terminar un trabajo siempre revise los primeros 50 pies de alambre, podría estar quebradizo con picaduras, dobladuras, etc.
h) Para trabajos de “presiones de fondo” de muy largo tiempo se
recomienda anclar el registrador en un niple de asiento o un colgador de tubería para no exponer el alambre.
2.7.1 unidades de línea de acero disponibles Los fabricantes de unidades para efectuar operaciones con línea de acero, en la actualidad, las pueden surtir en varios tipos para cada necesidad en especial, con lo que se cumple una variedad operacional. Se tienen disponibles unidades para servicio ligero, medio, extra y de trabajo pesado. También las hay con malacate sencillo o doble. En el caso del malacate doble, uno de ellos es para alojar línea de alambre de 0.092” y el otro para alojar línea de cable de 3/16 de diámetro.
Algunas unidades son instaladas en una cápsula o cabina destinadas para montarse en un chasis de camión o para transportarse en plataformas marinas donde la operación requiere unidades de alta potencia para realizar trabajos bajo extremas condiciones de dificultad. Las unidades más pequeñas están diseñadas para efectuar operaciones bajo condiciones normales y son utilizadas donde hay poco espacio para instalación o donde se dificulta cargar unidades pesadas. Estas unidades generalmente las surten en dos secciones y se facilita su manejo a tal grado que podrían transportarse por helicóptero. Los motores encargados de mover el malacate pueden ser del tipo eléctrico o de combustión interna. Los más usuales son del tipo de combustión interna y han sido seleccionados de preferencia los que consumen diésel por razones de seguridad y economía.
El control de velocidad hidráulico se ha integrado en estas unidades como un medio de operación seguro, suave y flexible. El rango de velocidad que se logra con este sistema es muy amplio y el control se hace automáticamente con solo operar manualmente las palancas de las válvulas.
2.7.1.1
montaje de unidades
Unidades compactas. Están instaladas en un solo chasis el motor y el malacate. Estas unidades pueden ser de operación mecánica o hidráulica.
Unidades montadas en un solo chasis con cabina. Estas unidades cuentan con una cabina especial para protección del operador. Dentro de la cabina se encuentra el panel de controles para el malacate. El motor y el malacate quedan fuera de la cabina, también estas unidades pueden ser surtidas con malacate sencillo o doble. El motor de combustión interna es de 175 H. P. Las unidades con malacate doble cuentan con devanador estándar para alambre y otro adicional para cable.
Unidades instaladas en dos paquetes transportables. La sección de malacate está instalada sobre un patín de acero e incluye el motor hidráulico, la caja de transmisión mecánica, instrumentos y válvulas de control. La sección motriz incluye el motor de combustión interna, la bomba hidráulica, tanques de aceite y combustible, filtros y enfriador para aceite. Para su funcionamiento se acoplan por medio de mangueras y uniones rápidas. Estas unidades generalmente son pesadas por esa razón se construyen en dos partes.
Unidades montadas en camiones. Consta de dos secciones: motriz y malacate. Son especiales para ser transportadas a instalaciones terrestres. Estas unidades son un poco más cómodas que otras ya que cuentan con una cabina con más amplio espacio donde está instalado el malacate, el panel de controles y tienen suficiente espacio para el
operador y el ayudante. Algunas cuentan con aire acondicionado, otras únicamente con ventilador eléctrico. En otro espacio aislado de calor y ruido se encuentra instalado el motor de combustión interna, también el camión cuenta con compartimientos para herramientas, tornillo de banco, alumbrado adicional para operaciones nocturnas y algunas con brazo hiab integrado. Algunas unidades son montadas en remolques de uno y dos ejes, para ser transportadas a pozos en tierra utilizando camionetas de 3.5 o 4.5 toneladas con brazo Hiab integrado. Esto para poder efectuar tomas de información y para realizar operaciones de línea de acero. La ventaja de los remolques de doble eje, es que el operador se encuentra de frente al pozo y tiene una amplia visión de la operación que se está efectuando. En las unidades de operación mecánica, el malacate está conectado al motor impulsor por medio de un embrague, una caja de velocidades y transmisión de cadena o de bandas. En el acoplamiento mecánico se tienen menos perdidas de potencia que con un sistema de operación hidráulico, solo que el control de velocidad es más simple y brusco por lo que hacer una operación de línea de acero resulta más difícil que por otros medios. Estas unidades serían más recomendables para operaciones de presiones de fondo. En el acoplamiento hidráulico se tienen ventajas como:
Mejor control de velocidad en el malacate.
Operación más fácil, ya que se hace por medio de palancas que operan válvulas que generalmente son suaves en su manejo para efectuar el golpeo con herramientas de línea de acero. Una desventaja de este sistema es que tiene mayor pérdida de potencia comparada con el
acoplamiento mecánico, por lo tanto en estas unidades se utilizan motores más potentes.
figura 5 Unidad de Línea de Acero con brazo Hiab integrado
2.8 APAREJOS DE TRABAJO Se llama aparejo de trabajo a las herramientas que se utilizan para ayudar a efectuar calibraciones, apertura de camisas, colocación de tapones, etc. Las principales forman un conjunto llamado "aparejo de golpeo o de trabajo", que incluye la cabeza, barras de peso o contrapesos, la tijera (mecánica, hidráulica o tubular) y la rodilla (opcional). Este aparejo se arma de acuerdo a las condiciones que presentan los fluidos dentro del pozo y de acuerdo al tipo de operación por efectuarse. En base a las condiciones del pozo se escogen especialmente:
El diámetro del conjunto.
El tamaño de los contrapesos.
Las articulaciones (rodillas). En base a la operación por efectuarse se escogen el recorrido de la tijera mecánica y también se toma en cuenta el tamaño de los contrapesos. La efectividad del golpeo con la tijera mecánica o hidráulica depende de la cantidad de contrapesos que se usen. La mayoría de operaciones con Línea de Acero se trabajan a base de impactos hacia arriba y hacia abajo. Entre más grande sea el contrapeso mayor será el impacto que se logre con la tijera. También ayuda para un golpeo más efectivo que la tijera mecánica sea la de mayor recorrido (30"). Se incluyen tablas con datos de cabezas, barras y tijeras para darnos mayor idea de los que hay disponible, y además los datos de diámetros en los cuellos de pesca en caso de que se quede alguna pieza accidentalmente dentro de las tuberías y poder recuperarla.
2.8.1 cabeza Un dispositivo utilizado para conectar una sarta de herramientas mecanicas a un cable de adquisición de línea de acero, Este dispositivo provee las sujeciones para los cables armados mecánicos (que confieren la resistencia a la tracción al cable de adquisición de linea de acero). Otro atributo de los cabezales de cables es que actúan como un "eslabón débil", de modo que si una herramienta se atasca en un pozo sin posibilidades de ser recuperada, el operador puede aplicar de manera intencional una tracción superior a la resistencia a la rotura del cabezal del de línea de acero, haciendo que el cable salga del cabezal de manera controlada. .
figura 6 Cabezas
2.8.2 cabeza para alambre estándar otis tipo “b” Está compuesta de cuerpo, resorte, tope del resorte y disco acanalado y cuello de pesca. También llamado socket, es la cabeza más empleada para los trabajos de línea de acero. El nudo se debe hacer con 8 vueltas como máximo en trabajos con remolque y 13 vueltas en trabajos con unidad de línea de acero (camión), se tiene que centrar el alambre al realizar el nudo para que el aparejo de trabajo gire libremente, el nudo actúa para sujetar el aparejo de trabajo a la línea y cuenta con cuello de pesca, se usa para líneas de 0.072”, 0.082” y 0.092”.
figura 7 Cabeza para alambre
2.8.3 cabeza para cable 3/16 CAMCO Esta cabeza se utiliza para trabajos con cable trenzado, cuando se tiene que hacer un golpeo más fuerte para destrabar pescados que estén muy acuñados y que se tenga la necesidad de aumentar el peso del aparejo para hacer más efectivo el golpeo. Sus partes son: cuerpo, abrazadera, tornillo de ¼” y cuello de pesca.
figura 8 Cabeza para cable 3 1/16"
2.8.4 barra contra peso Dispositivo de levantamiento en una unidad de entubación utilizado para levantar y bajar la sarta de herramientas y los tubulares de la herramienta de servicio.
Los materiales con los que comúnmente están fabricados son de carburo tungsteno y acerados. Tungsteno Una de las grandes ventajas industriales que aporta este compuesto es que aguanta de forma estable hasta una temperatura de 1.600 – 1.700 grados, con lo que su uso en grandes prensas industriales en “frío” está
de lo más asegurado. Existen varios tipos de diámetros de pesos y esto se debe a los tipos de tuberías que existen en los pozos de hidrocarburos.
figura 9 barras de peso o contrapesos
2.8.5 tijera o martillo de percusión Las tijeras de eslabón, están diseñadas para proporcionar impactos fuertes, dentro de la tubería y se pueden operar con línea desde la superficie, su golpeo es en dos sentidos, hacia arriba y hacia abajo. La
fuerza de golpeo se puede aumentar o disminuir agregando o quitando barras de peso al aparejo. Su construcción es de dos piezas similares a los eslabones de una cadena, su recorrido puede ser de 30" o 20" y al igual que las barras tiene el mismo tipo de cuerda para roscarlas en el aparejo. La tijera es la herramienta principal en un aparejo de trabajo de línea de acero y dependemos de su funcionamiento para el éxito de las operaciones, su rendimiento es mejor que el de la tijera hidráulica, pero no debemos emplearla para trabajos fuertes de golpeo hacia abajo, estando fuera de la T.P., porque se pueden deformar sus eslabones, no permitiendo que entre en la T.P. Sus eslabones deben estar siempre bien alineados para permitir un recorrido libre.
figura 10 Tijera Mecánica o Martillo de percusión
2.8.6 tijera hidráulica Con este tipo de tijera se obtienen impactos más fuertes y efectivos que con la tijera mecánica, su operación esta limitada, porque su golpeo es únicamente hacia arriba y su impacto es proporcional al peso de las barras agregadas en el aparejo. Siempre se debe usar con la tijera
mecánica de eslabón, pues en ocasiones llega a fallar y contando con la tijera mecánica se puede continuar con la operación. Siempre se debe instalar arriba de la tijera mecánica. La tijera hidráulica, tiene un pistón que se mueve dentro de una cámara llena de aceite, la cámara hidráulica es un cilindro de acero, que interiormente tiene dos diámetros, uno restringido y otro aumentado, la parte inferior de la cámara tiene el diámetro menor, casi igual al diámetro del pistón, de tal manera que el paso del aceite es muy reducido a través de la tolerancia entre las dos piezas. Su operación se realiza al tensionar el alambre junto con el aparejo de 300 a 500 lbs arriba del peso del aparejo.
figura 11 Tijera hidráulica utilizada en línea de acero
2.8.7 cubeta muestreara El objetivo de sacar muestra con cubeta es la de recuperar una cantidad de fluido del interior del pozo a una profundidad determinada utilizando un barril muestreo o cubeta hidrostática, pudiendo ser la muestra liquida o sólida según sea requerida.
figura 12 Cubeta Muestrera utilizada en línea de acero
2.8.8 calibrador troquelador Se utiliza para troquelar pequeños colapsos en las tuberías, se pueden operar en cualquier clase de fluido, porque tiene canales que permiten el paso libre del fluido a través del mismo, además es la herramienta adecuada para realizar una calibración de tuberías, cuenta con cuerda y cuello de pesca en la parte superior para su conexión.
figura 13 Calibrador troquelador utilizado en línea de acero
2.8.9 calibrador cortador Llamado también cortador de parafina, es una herramienta con base circular que sirve para limpiar las paredes interiores de la tubería, se recomienda donde el fluido del pozo sea viscoso, pues cuenta con dos ventanas grandes para dar paso al fluido.
La finalidad de cortar parafina es la de limpiar desprendiendo las adherencias que se presentan en las paredes internas de las tuberías, pudiendo ser estas ocasionadas por asentamientos de: carbonatos, sedimentos, parafinas, acumulación o sedimentación de sólidos sobre los perfiles de los accesorios del aparejo, etc .
figura 14 calibrador cortador utilizado en línea de acero
2.8.10 block de impresión El uso del block de impresión es importante en operaciones de pesca, para determinar cualquier tipo de obstrucción o tomar una huella de cuellos de pesca. La parte superior del block de impresión, es igual al de una barra, con cuerda macho y cuello de pesca, la parte inferior es cilíndrica, con dos pernos diametralmente opuestos para asegurar el plomo al cuerpo del cilindro. La parte inferior del plomo (cara), así como las paredes laterales del plomo deben tener acabado espejo, para tomar una buena impresión. La longitud del plomo fuera del cilindro debe tener como máximo media pulgada, si la longitud es mayor se corre el riesgo de que al tomar la impresión, se deforme el plomo y se acuñe, quedando como pescado.
P a r a t
figura 15 Block de impresión o sello de plomo
omar una buena se
recomienda
impresión, llegar al objetivo en
forma lenta hasta
recargar
aparejo,
se
procede a abrir la
tijera y dar un solo
golpe hacia abajo,
se
el
aparejo
se
analizan las huellas
recupera
superficie
y
impresas en las
todo
hasta
caras del block.
figura 16 ejemplos hechas con block de impresión
el
la
2.8.11 pescantes Con este tipo de herramientas se recuperan dispositivo sub superficiales. Está compuesto de: un núcleo, un perno de corte o seguridad, dos resortes, un cilindro que contiene un juego de cuñas, un cuerpo superior con cuerda y cuello de pesca agregado al cilindro. El perno de seguridad (de corte) requiere de varios golpes fuertes con tijera para romperse; Al hacer esta acción el resorte del núcleo lo desplaza y permite abrir las cuñas liberando la herramienta atrapada. En si la mayor parte de las herramientas de línea de acero cuentan con pernos de seguridad para liberarse. Se cuenta con tres tipos de pescantes de acuerdo al sentido en que rompen su perno de seguridad con golpes de tijera y se recuperan dispositivos con cuello de pesca externos e internos.
figura 17 Arpón de 2 Piernas Marca Otis de diferentes diámetros 1 ½`` hasta 3¼``
2.9 TOMA DE INFORMACIÓN CON SENSOR Una prueba de presión de pozos implica obtener un registro de la presión de fondo como función del tiempo debido a cambios en el gasto. Esta respuesta es función de las características del yacimiento, así como también de la historia de producción del mismo. Es decir, una prueba de presión también conocida como prueba de formación es un experimento de flujo de fluidos que se utiliza para determinar algunas características del yacimiento (sistema poroso) de manera indirecta. Así mismo, las pruebas de presión constituyen la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento. La comprensión de la respuesta del pozo requiere un conocimiento básico de la teoría de flujo transitorio de fluidos en medios porosos .
2.9.1 registro de presión de fondo fluyente Con la medición de la presión de fondo con pozo fluyendo, se establecen las caídas de presión de los pozos. La prueba ayuda a definir o decidir el diseño de los sistemas artificiales de producción y permite además mejorar las condiciones de producción. Este registro se hace usando sensores electrónicos de memoria y ocasionalmente se hace con sensores electrónicos de tiempo real.
2.9.2 registro de presión de fondo cerrado Aunque entre nosotros por familiaridad le llamamos registro, realmente es una prueba de presión de fondo, que consiste en obtener la presión de fondo para lo cual el pozo debe estar cerrado durante un tiempo mínimo de 48 horas, con el objetivo de que el material que se encuentra dentro
del pozo, se acomode en la columna de acuerdo a su densidad de manera que la columna este bien estabilizada. Con este registro se obtiene los parámetros de la presión, gradiente de los fluidos, niveles y tipos de fluidos. Este registro se toma normalmente con sensores electrónicos de memoria, aunque también es posible tomarlo con sensores de tiempo real
2.9.3 sonda de memoria utilizada por línea de acero El instrumento que se utiliza cuanta con memoria electrónica integrada, es capaz de almacenar mas de 400 mil datos, con capacidad de muestro de 10 valore de presiones y temperatura por segundo. Debido a que el instrumento se puede alojar en el fondo del pozo con colgadores especiales, es muy útil para efectuar pruebas de variación de presión en pozos de alto potencial, asi como pruebas de limite por largos periodos de tiempo.
figura 18 Sensor de memoria de alta resolucion "D8304"
CAPÍTULO III. ANALISIS Y DISEÑO 3.1
FACTORES QUE SE DEBEN CONSIDERAR PARA PLANIFICAR UNA OPERACIÓN
Se debe recibir una orden de trabajo del departamento solicitante, que debe incluir las operaciones solicitadas y la hora de cita en el pozo.
Se debe contar con el estado mecánico del pozo con los accesorios con que cuenta el aparejo de producción.
Si el fluido del pozo contiene ácido sulfhídrico o carbónico seleccionar la unidad que tenga una línea para soportar estos corrosivos.
Seleccionar el equipo de control de presión de acuerdo a la presión esperada y los fluidos que contenga.
Si el pozo tiene una terminación de desviación severa se tendrán que anexar rodillas (articulaciones) para darle flexibilidad al aparejo de trabajo.
Tomar en cuenta el tipo de tubería de producción para seleccionar la herramienta de calibración de acuerdo al Drift de la tubería
Si se va a realizar una toma de información se tomará en cuenta la presión esperada y la temperatura a la profundidad que se va a registrar, para seleccionar el registrador de acuerdo a lo esperado.
Elaborar una secuencia operativa.
Seleccionar el tipo de media brida de acuerdo a la del pozo: R-27, R-35, bx153, bx154 ya sea servicio STD o para H2S.
Que el acceso y el cuadro del pozo esté en condiciones de transportar las unidades.
Que las válvulas del árbol de navidad o árbol de válvulas abran y cierren en forma suave y sin fugar.
3.2
PROCEDIMIENTO PARA EFECTUAR REGISTROS DE PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE
3.2.1 Recibir y validar información de la orden de servicio. El jefe de la sección de línea de acero recibe la orden y verifica que contengan todos los datos completos de lo contrario solicita loa datos al cliente.
3.2.2 Seleccionar unidad y personal para atender el servicio. 1. El coordinador de línea de acero, selecciona al personal sindicalizado y unidad para el servicio solicitado. 2. El coordinador de línea de acero asigna el trabajo al malacatero y ordena que prepare la unidad para atender el servicio solicitado y le proporciona:
Copia de la orden de servicio
Orden de trabajo
Croquis de la ubicación del pozo
3.2.3 Revisar unidad y herramienta El malacatero y la cuadrilla verifican la unidad y toda la herramienta a utilizar para el servicio solicitado de acuerdo al formato de verificación.
3.2.4 Elaboración del pase de salida El coordinador de línea de acero dará la salida una vez que haya cumplido con los puntos anteriores y revisado la herramienta a utilizar en el pozo.
3.2.5 Transportar a la localización la Unidad de Línea de Acero. El malacatero y su cuadrilla transportaran la unidad por rutas oficiales designadas por la administración y a una velocidad reglamentaria de acuerdo a la Secretaria de Comunicaciones y Transportes.
3.2.6 Efectuar junta de seguridad y aplicar AST con el personal a intervenir en la operación 3.2.6.1
Objetivo
establecer las acciones para identificar comprender y controlar los riesgos potenciales a los que puedan estar expuestos los trabajadores, tanto de Pemex como de compañía, mediante el análisis de seguridad de los trabajos (ast) a realizarse en las instalaciones de Pemex exploración y producción.
3.2.6.2
Requisitos de seguridad, salud y protección ambiental.
Todos los trabajadores que laboren en cualquiera de las etapas contempladas en el presente instructivo de trabajo o ingresen a la localización, equipo o instalación es obligatorio portar en todo momento su ropa de trabajo y el equipo de protección personal requerido (botas, casco, guantes, lentes, equipo de protección respiratoria, arnés y línea de vida con dispositivo retráctil o línea de vida con amortiguador de impacto, etc.) de acuerdo a la naturaleza de las actividades que se desarrollen.
Todo personal que vaya a desarrollar trabajos en instalaciones industriales, talleres, edificios administrativos, laboratorios etc. de PEP deberá estar previamente capacitado en materia de SSPA considerando los siguientes los cursos: Inducción a la seguridad,
básico de seguridad, equipos de protección personal, primeros auxilios, procedimientos críticos, planes y respuesta a emergencias, trabajos con riesgo y sobrevivencia en el mar (para las áreas marinas).
Para el caso de especialidades, se deberá tener capacitación acorde a la naturaleza de las actividades que vayan a desarrollar (probador de gas, manejo de residuos peligrosos, operación de equipo especializado, soldador, tubero, radiólogo, etc.)
3.2.6.3
Desarrollo.
El AST permite identificar y conocer la naturaleza de los peligros para tomar las medidas necesarias de control se riesgos potenciales a los que pueden estar expuestos los trabajadores durante la realización de un trabajo. Para identificar las tareas que requieren la elaboración de un AST es necesario tener en cuenta las siguientes consideraciones: 1.
Severidad y frecuencia de accidentes. Tareas donde han ocurrido de manera reiterativa accidentes que han derivado en lesiones incapacitantes.
2.
Probabilidades de lesiones o enfermedades severas. Las cuales se pueden presentar en tareas en donde el trabajador está expuesto repetitiva o prolongadamente a agentes físicos o biológicos presentes en niveles superiores a los establecidos en la normatividad aplicable.
3.
Tareas nuevas. Debido a la falta de experiencia con estas tareas, los peligros no son evidentes, debido a variables no conocidas.
4.
Tareas modificadas. Nuevos peligros se pueden presentar debido a cambios en los procedimientos, instalación de equipo nuevo o lugar de trabajo desconocido. Trabajos no rutinarios. Los trabajadores pueden tener un mayor riesgo cuando se realizan trabajos ocasionales.
5.
Trabajos bajo condiciones climatológicas extremas. Exposición de los trabajadores a temperaturas ambientales extrema alta o bajo, lluvia, granizo, tormentas eléctricas o cualquier otra condición meteorológica que a criterio del supervisor impida la realización del trabajo con seguridad.
3.2.7 Check List Realizar check list de conexiones superficiales, accesorios de sarta de herramienta de calibración y de herramienta para abrir y cerrar camisa deslizable con unidad de línea de acero, de acuerdo al programa.
3.2.7.1
Conexiones superficiales
Arreglo de válvulas
Manómetros de diferentes rangos.
Anillo metálico de contrapresión.
Brida adaptadora.
Preventor (hidráulico o mecánico).
Mangueras de preventor (opcional).
Trampa para herramienta y manguera.
Bombas hidráulicas manuales.
Lubricadores.
Mangueras de lubricación.
Prensa estopas.
Poleas.
Indicador de peso.
Cadena de seguridad.
Geomembranas ecológicas.
3.2.7.2
Accesorios de sarta de herramienta de calibración
Línea de acero.
Conector (Rope socket).
Rodilla (s).
Barras de peso.
Tijera mecánica.
Calibrador (sello de plomo, cortador de parafina, troquelador, etc.).
3.2.7.3
Herramienta para la toma de información (RPF):
Sonda de memoria de alta resolución
3.2.8 Instalar unidad de línea de acero y equipo de control de presión 3.2.8.1 Objetivo Establecer la secuencia de actividades para garantizar la continuidad de operaciones para la instalación del equipo de control de presión en pozos con unidad de línea de acero.
3.2.8.2 Descripción de las actividades. 1. Verificar que el pozo esté en condiciones operativas para la instalación del equipo de control de presión.
2. Colocar la unidad de línea de acero a una distancia adecuada a boca del pozo y caga de herramientas (si aplica) bajando la misma lo más cerca del pozo a intervenir. 3. Bajar e instalar equipo de control de presión con apoyo de grúa, tripie, brazo hidráulico, mástil o cable maniobras. 4. Retirar brida del árbol de válvulas en caso de estar laborando en pozo sin equipo el personal de línea de acero retirara la brida. 5. Colocar el anillo y brida de línea de acero en la parte superior del árbol de válvulas, colocar los birlos, las tuercas y apretarlos con la llave correspondiente. 6. Colocar y apretar el preventor a la brida. 7. Colocar lo más cercano al pozo los lubricadores necesarios para la intervención y conectarlos. 8. Revisar niveles de fluidos de la unidad de línea y arrancarla para verificar que todo este correctamente. 9. Sacar línea suficiente del malacate y pasarla por el estopero, por la herramienta atrapa cabezas (si aplica) y conectarla a la cabeza de sostén. 10. Sacar la herramienta de subsuperficial y conectarla a la cabeza de sostén. 11. Armar lubricadores. 12. Pasar el aparejo de trabajo a través de los lubricadores superiores y conectar la herramienta atrapa cabezas (si aplica) al lubricador superior y el estoperos la herramienta atrapa cabezas, conectándole las mangueras hidráulicas (si aplica). 13. Levantar los lubricadores y dejarlos ligeramente encima de la trampa y/o preventor.
14. Colocar y fijar el indicador de tensión con eslinga, cadena o estrobo, colocarle la polea libre y meter la línea. 15. Conectar los lubricadores a la trampa y/o preventor y dejar la herramienta pegada en la parte superior de los lubricadores. 16. Colocar mangueras al sistema hidráulico de la trampa, preventor y conectarlas a la consola hidráulica o bomba hidráulica manual. 17. Acordonar área de trabajo y realizar prueba hidrostática al equipo de control de presión, en caso de existir fuga corregir la misma y volver a probar. 18. Desmantelar el equipo de línea de acero al 100% y entregar pozo dejando el área de trabajo limpia, quitar acordonamiento, depositando los desechos en los contenedores correspondientes. 19. Elaborar reporte de operación.
3.2.9 Calibrar con cortador de parafina 3.2.9.1
Objetivo de la calibración
Establecer los criterios para ejecutar de forma segura y confiable las actividades para verificar que las tuberías de producción se encuentren libres de obstrucciones, determinar los tipos de resistencia existentes, verificar la profundidad de alguna herramienta anclada en las tuberías ó la boca de un pez existente dentro de las mismas, con el fin de brindar el servicio con calidad, seguridad y oportunidad, acordes a los objetivos de la empresa en la implantación del sistema integral de la administración de seguridad y protección al medio ambiente.
3.2.9.2
Procedimientos
Verificar en la solicitud de servicio las condiciones del Pozo.
Condiciones de flujo.
Diámetros interiores de la TP y librajes.
Diámetros interiores de los accesorios.
Máxima desviación del pozo.
Antecedentes operativos.
Objetivo del servicio.
Verificar antecedentes de resistencia.
Calibrar con cortador de parafinas. Nota: Dependiendo de las condiciones del pozo, cerrado, fluyente o de la
obstrucción que tenga dentro del aparejo de producción, se decidirá que herramienta se utilizara para calibrar el pozo, las más comunes son: Sello de plomo, cortador de parafinas, troquelador, caja ciega, barra de calibradora, etc.
1. Abrir la válvula de sondeo lentamente, sin pararse al frente del volante y contar las vueltas hasta su apertura total, éstas dependen del tipo de árbol. 2. Bajar el tren de herramientas. 3. Calibrar la tubería a una velocidad moderada de 50 metros/minuto. 4. Verificar el peso de la herramienta cada 500 metros. 5. Si se observa fricción o resistencia al bajar o subir el tren de herramienta anotar en el reporte la profundidad a la que esta sucedió. 6. Subir a la superficie, jalando la línea hasta que la herramienta toque ligeramente en el estopero, y verificar que el contador de profundidades se encuentre a cero metros, mantener la línea con tensión y cerrar la válvula de sondeo contando las vueltas y cerciorarse que el número vueltas son iguales al de apertura.
7. Desfogar la presión acumulada en el lubricador a través de la válvula de purga, utilizando una manguera de desfogue, asimismo el personal encargado debe utilizar una mascarilla con el filtro adecuado. Ver anexo 7. 8. Si la calibración no cumplió con el objetivo se procede a realizar una
calibración con sello de plomo o block de impresión.
3.2.10 Registrar presión de fondo con sonda de memoria 3.2.10.1 Objetivo de la intervención Tomar un Registro de Presión por estaciones a pozo cerrado o abierto, previa calibración del pozo (previa calibración del pozo que deberá considerarse)
3.2.10.2 Procedimiento Verificar en la solicitud de servicio las condiciones del Pozo.
Condiciones de flujo.
Diámetros interiores de la TP y librajes.
Diámetros interiores de los accesorios.
Máxima desviación del pozo.
Antecedentes operativos.
Objetivo del servicio.
Verificar antecedentes de registros de presión de fondo
Registrar presión de fondo con sonda de memoria
1. Efectuar cambio de aparejo para la toma de información, quitando la tijera y colocando una junta de rodilla con absorbedor de impacto y los sensores (si aplica, colocar sensor en superficie) 2. Bajar la herramienta subsuperficial hasta ajustar el cero en el odómetro;
posteriormente
introducir
la
herramienta
en
los
lubricadores. 3. Conectar lubricadores a la trampa y/o preventor. 4. Abrir la válvula de sondeo, lentamente hasta igualar presiones, en caso de existir diferencial de presión, igualar entre TP y ECP. 5. Anotar peso de la herramienta, la hora y bajar lentamente pasando por los accesorios de la T.P. efectuando registro estático (pozo cerrado) ó registro dinámico por estaciones según el programa, anotando profundidad y hora. 6. Dar instrucciones de estacionar la herramienta lentamente hasta donde lo indique el programa del Activo y efectuar la estabilización de presión según el programa. 7. Anotar peso de la herramienta, la hora y bajar lentamente pasando por los accesorios de la T.P. efectuando registro estático (pozo cerrado) ó registro dinámico por estaciones según el programa, anotando profundidad y hora. 8. Dar instrucciones de estacionar la herramienta lentamente hasta donde lo indique el programa del Activo y efectuarla. 9. Solicitar al personal de producción abrir el pozo por el estrangulador lateral lentamente por el diámetro programado y permisible, para efectuar.la curva de decremento. 10. Tomar lecturas de presión y temperatura en T.P. y línea de descarga (bajante) durante la curva de decremento, cada determinado tiempo hasta finalizar la curva. 11. Verificar el peso de la herramienta en indicador de tensión las primeras horas de la curva de decremento.
12. Solicitar al personar de producción cerrar el estrangulador lateral para la curva de incremento. 13. Tomar las lecturas de la curva de incremento en T.P. de presión y temperatura. 14. Recuperar la herramienta a superficie al término de la curva de incremento, pasando lentamente en la entrada de la TP y por accesorios,
disminuyendo
las
revoluciones
del
motor
hasta
introducirlos en los lubricadores lentamente.
15. Cerrar la válvula de sondeo del árbol de válvulas, desfogar Equipo Control de Presión. 16. Desconectar los lubricadores de trampa y/o preventor. 17. Levantarlos y desconectar los sensores de memoria. 18. Conectar los sensores a la computadora y verificar si la información salió completa 19. Desmantelar el equipo de línea de acero al 100%, dejando el área de trabajo limpia, quitar acordonamiento, depositar los desechos en los contenedores correspondientes. 20. Elaborar Reporte de Operación, ver figura no. 1 y entregar pozo, en caso de tener abiertos
3.2.11 1.
Desmantelar equipos
El malacatero y ayudantes, inician a desmantelar el equipo en forma inversa a la instalación.
2.
El malacatero y ayudantes limpian el área de trabajo y se quita la cinta de barricada.
3.
El malacatero y ayudantes verifican que toda la basura que se generó durante la operación, este en bolsas y al llegar a la base operativa depositara en los contenedores indicados.
4.
El malacatero y ayudantes verifican que toda la herramienta y accesorios estén en la unidad y debidamente asegurados para su transporte.
5.
El malacatero avisa al ITP la retirada de la unidad, hacia la base operativa de servicio a pozos.
3.2.12 Transportar a la base la Unidad de Línea de Acero. 1. El malacatero transporta la unidad del pozo a la base por rutas oficiales designadas por la administración y a una velocidad máxima permitida. 2.
Al llegar a la base acomoda y limpia la unidad, se reporta con el coordinador entregando reporte de campo.
3.3 MARCO NORMATIVO DE LA TOMA DE INFORMACIÓN CON SENSOR DE MEMORIA
Procedimiento para Elaborar y Actualizar Procedimientos e Instructivos de Trabajo, Clave: PG-NO-OP-0001-2011, Versión: Sexta, Emisi6n Julio 2011. Reglas para Elaborar un Documento Normativo Técnico en PEMEX Exploración y Producci6n' RG-NO-TC-0004-2010. Procedimiento para la Instalaci6n del Equipo de Control de Presi6n en Pozos con Unidad de Línea de Acero. Clave: PE-SP-OP-0130-2011. Versión: Tercera, Emisi6n: Agosto 2011. Procedimiento para Calibrar Tuberías de Producci6n. Clave: PE-MEOP-071-2008. Versi6n: TERCERA y Emisi6n Julio 2008.
Lineamientos que deberán observar Petróleos Mexicanos y Sus Organismos Subsidiarios en relaci6n con la implementaci6n de Sus sistemas de seguridad industrial.
3.3.1 Marco Normativo Legal
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos (Articulo 27)
Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Sistema Integral de Administración para la Seguridad y Protección Ambiental (SIASPA). Marco Normativo de Seguridad Industrial en PEP.
Procedimiento para Elaborar Procedimientos del SIASPA en PEP,
clave 200-23040-OP-109-0001.
Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos, 1998.
Leyes Federales Sobre Equilibrio Ecológico y Protección al Medio
Ambiente, Editorial SEMARNAP-PROFEPA, 1997.
Sistema de Administración Ambiental (ISO 14001).
3.3.2
Marco Normativo Técnico
Norma de Protección a los Pies NOM-113-STPS-1944.
Norma de Protección a las Manos OSA 29 CFR 1910.138.
Norma de Protección a la Cabeza NOM-115-STPS-1994.
Norma de Protección Corporal NOM-017-STPS-1943.
3.4
MEDIDAS DE SEGURIDAD Y DE PROTECCIÓN AMBIENTAL
3.4.1 Equipo de protección personal El uso de equipo de protección personal es una medida preventiva para minimizar daños en caso de que un accidente ocurra. Es claro decir,
que el equipo de protección personal no evita los accidentes, los accidentes se previenen con prácticas seguras de trabajo. Al iniciar su trabajo debe llevar consigo el equipo de protección personal que se le proporcione, para ingresar a cualquier instalación de perforación y mantenimiento de pozos. El equipo mínimo que debe portar es: casco, lentes, zapatos de seguridad y ropa de trabajo de algodón. Si alguno de los trabajadores no cuenta con lo anterior no podrá iniciar su trabajo en los equipos de perforación y mantenimiento de pozos. Todo empleado tiene la obligación de:
Usar el equipo de protección personal que se le proporcione.
Participar y poner en practica la capacitación específica recibida, y
Cumplir con los programas de limpieza y mantenimiento establecidos. Inspeccione su casco para ver si presenta daños, golpes o grietas. La suspensión debe ser inspeccionada para determinar si presenta grietas o correas rotas, bandas sueltas o cualquier otro daño.
3.4.2 Protección de cara y ojos Debe seleccionarse la protección adecuada en caso de exposición simultánea a múltiples riesgos como: impacto, radiación, productos químicos, polvos. Los tipos de protección que pueden ofrecer las caretas son: Resistencia a químicos, resistencia a los impactos y resistencia a químicos e impactos. Para su seguridad, las caretas solo deben usarse sobre la protección primaria para los ojos (los lentes o gafas).
Debido a las condiciones de uso de los protectores de cara y ojos es necesario:
Lavar con agua y jabón.
Secar con papel suave.
Guardar en un lugar adecuado.
No hacerle reparaciones improvisadas.
No golpearlos.
No limpiar con solventes.
3.4.3 Protección auditiva El ruido es todo sonido que causa molestias, que interfieren con el trabajo o que lesiona física o psicológicamente al individuo. Los dispositivos de protección auditiva más usados se dividen en dos categorías: 1. Protectores
de
inserción
auricular
(tapones
desechables
o
reutilizables) 2. Protectores circumauriculares (orejeras) Los tapones generalmente tienen una vida útil relativamente corta. El tipo desechable se usa solamente un día, y el tipo reutilizable puede usarse durante un mes aproximadamente. Proporcionan tanto comodidad como protección, pero se debe tener cuidado de no ensuciarlos antes de insertar.
3.4.4 Protección a los pies El entendimiento de los diferentes tipos de calzado de protección y el uso apropiado de los mismos, tiene como finalidad evitar lesiones a los pies de los trabajadores en todas las áreas de UPMP. Todo empleado tiene la obligación de:
Usar el equipo de protección personal que se le proporcione
Participar y poner en práctica la capacitación especifica recibida.
El calzado de protección consiste en una protección adecuada para los pies contra una variedad de peligros, desde una simple dermatitis hasta una lesión mayor producto del impacto de un objeto pesado.
3.4.5 Protección de las manos Cada instalación debe basar la selección de la protección apropiada para las manos, en una evaluación de las características del funcionamiento de los equipos de protección en relación con las tareas de llevarse a cabo, las condiciones que se presenten, la duración de su uso y los riesgos potenciales que hayan sido identificados. Todo empleado:
Tiene la obligación de usar el equipo de protección personal que se le proporcione.
Debe participar y poner en práctica la capacitación específica recibida.
Debe cumplir con los programas de selección inspección y uso establecidos.
3.4.6 Protección respiratoria
Todo personal que labore en atmósferas contaminadas que requieran de un respirador, debe de estar capacitado en el uso, ajuste, inspección, almacenaje y limitaciones de cualquier tipo de respirador que se use. El adiestramiento debe incluir, como mínimo, los puntos siguientes:
La naturaleza de los contaminantes.
Una explicación de las necesidades de usar equipo de protección respiratoria.
Distintos tipos de respiradores.
Instrucciones de operación.
Instrucciones de cómo asegurarse el equipo.
Instrucciones de ajuste adecuado.
Explicación de los efectos de factores personales.
Procedimiento para el mantenimiento.
Simulación de uso rutinario.
3.4.7 Medidas de Protección Ambiental
Colocación de charolas colectoras de derrames bajo el piso rotaria.
Colocación de charolas en módulo de bombas de lodos.
Colocación de rampas para aceite en la red de cunetas.
Desionizadores en el sistema de enfriamiento de máquinas de combustión interna.
Centrífugas de alta velocidad para eliminar sólidos coloidales.
Sellar con material adecuado las tapas de punterías de los motores.
Conectores de aceite quemado.
Letrinas portátiles.
Bomba de achique de contrapozo.
Medidores de flujo para suministro de agua.
Equipo integral de control de sólidos.
Limpiadores interiores y exteriores de tubería de perforación.
Contenedor metálico integrado en la parte baja de los motores de combustión interna.
CAPÍTULO IV. RESULTADOS 4.1
PROGRAMA OPERATIVO
Una vez que se ha establecido la secuencia de actividades se entrega el programa operativo al ingeniero encargado de los trabajos en el pozo. En el programa operativo se contemplan todas las actividades que se deben llevar acabo para la toma de información con sensor de memoria.
O b j e t i v o .
E f e c t u a r c a
libración hasta 2660m.
Efectuar Registro de Presión-temperatura de 2683 m a superficie.
Programa.
Calibrar con cortador de parafina de 2 1/4” a 2660 m. Extremo de tubería en caso de tener resistencia definir con sello de plomo de 2 ¼”
Efectuar un registro de presión de fondo fluyente a 2660m con sonda de memora.
Antecedentes. CON CALIBRADOR CORTADOR DE 2 1/4" BAJ
05/12/201 A 2575 M. LIBRE; SIN BAJAR MAS POR DESVIACION DE 66°,TR 7" TAPÓN HM2 2683 INT. 2593- 2598 M. 2624-2628, 2654-2657 M. EMP. 2571 M. CAM. 2561 M. TP 2 7/8" CON APOYO DE LA GRUA DE LA UNIDAD
05/12/201 LM336 CON SONDA DE MEMORIA TOMA RPFF POR
30/05/201 BN POR ESTACIONES DE 0 A 2570 M. CON APOYO DE LA GRUA DE LA UNIDAD
30/05/201 LM367
Programa operativo de trabajo SECUENCIA Junta de segurida Efectuar junta de seguridad y aplicar AST con el personal a intervenir en la operación. Procedimiento PE-IEOP-005-2008. Instalación Instalar Unidad de Línea de Acero, Equipo de Control de Presión y herramienta de fondo verificación del apriete entre conexiones caja piñón en cada corrida. Procedimiento PE-SPOP-0130-2011. Verificar presión Efectuar revisión de la presión en cabeza, para así constar que no existan variaciones súbitas de presión en la boca del pozo en pozo operando por B.N. o con motocompresor, antes de iniciar con la operación. (Recomendación de ARP LA) Calibrar Con contrapesos y con cortador de parafina de ACTIVIDA
TIEMPO (Hrs ACUM. (Hrs) 0.50 0.50
1.00
1.50
0.50
2.00
1.50
3.50
4.00
7.50
2 1/4” calibrar checando
peso y tensión cada 500 m. hasta 2570 m. IOSP-OP-0006-2015. En caso de encontrarse resistencia, calibrar con barril muestrero de 1 ¾”
Tomar Registro de PresiónTemperatura
hasta la resistencia y recuperar muestra sólida para su análisis. Si se encuentra el pozo operando por B.N. o con Motocompres¿or, con contrapesos tomar
Registro de Presióntemperatura de 2570 m. a superficie. Nota: En caso encontrarse la resistencia antes del objetivo verificar con enlace operativo si se toma Registro de Presión-Temperatura. PE-SP-OP-0236-2012.
Desmantelar
Desmantelar Equipo d 1.00 Control
superficia
Procedimiento
PE-S
OP-0130-2011.
entrega
8.50
Y
s
pozo
producción.
4.2
EQUIPO Y PERSONAL REQUERIDO Unidad de línea (ULA-LMS-367), con línea de 0.125”. Equipo de control de presión de 5000 psi. Supervisor de línea, un malacatero y dos ayudantes. String de Herramienta de Fondo.
4.2.1 STRING DE CALIBRACIÓN String de Herramientas de Fondo Can dad
Herramienta
Diá etro
1
CONECTOR DE LINEA
1 7/8
Lon tud (m) 0.1
1
JUNTA DE RODILLA
1 7/8
0.1
2
CONTRAPESOS 5 ft TUGSTENO
1 7/8
3.0
1
JUNTA DE RODILLA
1 7/8
0.1
1
TIJERA MECANICA (Abierta) CALIBRADOR CORTADOR
1 7/8
2.0
2 1/4
0.1
Longi ud Total
5.6 m
1
4.2.1 STRING DE REGISTRO PRESIÓN - TEMPERATURA String de Herramientas de Fondo Cantidad
Herramienta
Diámetro
Longitud (m)
1
CONECTOR DE LINEA
1 7/8”
0.13
1
JUNTA DE RODILLA
1 7/8”
0.13
2
CONTRAPESOS 5 ft TUGSTENO
1 7/8”
3.05
1
JUNTA DE RODILLA
1 7/8”
0.13
1
SONDA CIA. MSSM
1 1/4
3.00
Longitud Total
6.44 m
4.3
ESTADO MECANICO
figura 19 Estado mecánico del pozo CP956
4.4
CÁLCULO DE PRESIÓN DE SEGURIDAD EN EL REGISTRO DE PRESIÓN DE FONDO. Datos de Sonda Modelo = D8304 Tipo = Sonda de alta resol.. Tamaño = ¼”
Datos de TP
Datos de TR
Fluido = Agua dulce Densidad = 1gr/cm3
Fluido = Lodo
Presión = 0 kg/cm2
Presión = 0 kg/cm2
Profundida = 2571 mts Factor de conversión kg/cm2 a PSI = 14.233 1.- Presión hidrostática en TP: PTP = Prof. de la sonda X Dens. Fluido en TP * 14.233 = 10 PTP = 2571 x 1 * 14.233 = 10 PTP = 3, 658 PSI 2.- Presión hidrostática en TR: PTR = Prof. de la sonda X Dens. Fluido en TR * 14.233 = 10 PTR = 2571 x 2 * 14.233 10 PTP = 7,318 PSI 3.- Diferencial de presiones: DP = Presión en TR – Presión en TP DP = 7, 318 – 3, 658 DP = 3, 660 PSI (en contra de TP)
Densidad = 2 gr/cm3
4.- Presión de seguridad aplicada a TP: PS = Diferencial de presiones + 1, 000 = 3, 660 + 1, 000 PS = 4, 660 PSI
4.5
REPORTE DE OPERACIONES
4.6
VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DEL PROCEDIMIENTO.
Se debe indicar la forma en la que se verificara el cumplimiento de las actividades del procedimiento. Lo cual puede hacerse de manera enunciativa más no limitativa a través de: Inspecciones. Auditorias. Ciclos de trabajo.
4.7
MECANISMO PARA REGISTRO DEL CUMPLIMIENTO DEL PROCEDIMIENTO
Se debe indicar la forma en la que se registrara el cumplimiento de las actividades descritas en el procedimiento. Lo anterior puede hacerse de manera enunciativa más no limitativa a través de: Formatos
Listas de verificación
Bitácora de control.
4.8
REGISTRO OBTENIDO POR SENSOR DE MEMORIA PREVIAMENTE.
Previamente el día 30 de abril la unidad de línea de acero había realizado un registro de presión de fondo con la ayuda de un software “Kuster”
especializado para la sonda de memoria se pudo obtener los siguientes datos. Por estaciones de 500 metros, cuya primera estación es el cabezal de pozo, y la última estación es el dónde se encuentra la valvula de inyección de gas. En el resultado se pudo obtener que la válvula está ejerciendo una presión de 705.3 PSI dentro de la TP.
PROF. MED.
PROF. VERT.
TEMPERATURA
PRESION
md
mv
GRAD.CELSIUS
LBS/PULG2
0
0
34.89
212.3
50
50
35.97
300.2
10
99
43.38
404.2
15
148
51.79
478.9
20
193
58.88
530.0
25
231
63.94
674.5
25
237
76.77
705.3
Utilizando una conversión de datos se obtuvo lo siguiente. PRESIO
INC.PRESIO
KG/C
KG/CM2.
14.9
0.00
21.1
6.18
28.4
7.31
33.7
5.25
37.3
3.59
47.4
10.16
49.6
2.17
Por último realizando el gradiente de presión, se obtuvo la siguiente gráfica.
Presión (kg/cm²) 0
20
40
60
0 PRESION GRADIENTE
500
1000
) d m ( d a d i d n 1500 u f o r P
2000
2500
0.00
0.01 0.02 0.03 Gradiente (kg/cm²/m)
0.04
GRADIEN KG/CM2/ 0.0000 0.0124 0.0147 0.0108 0.0080 0.0268 0.0376
Revisando el estado de producción del pozo se encontró que con anterioridad producía un estimado de 178 bpd. Lo cual en los últimos meses había decaído a 126 bpd. Por lo tanto, se determinó que se tendría que hacer una optimización en el punto de inyección del val. De BN.
Una vez que los ingenieros de producción optimizaron el pozo, se volvió a hacer un registro de presión de fondo para comparar datos.
4.9
REGISTRO OBTENIDO POR SENSOR DE MEMORIA.
PROF. MED. md 0 500 1000 1500 2000 2500 2570
PROF. VERT mv 0 500 997 1483 1934 2313 2370
TEMPERATUR PRESION GRAD. CELSIU LBS/PUL 34.890 212.380 35.970 359.260 43.380 504.200 52.790 578.920 60.880 626.010 69.940 804.530 71.770 845.320
Realizando la conversión de obtuvo
PRESION
INC.PRESION
KG/CM2
KG/CM2. 14
0.00
25
10.33
35
10.19
40
5.25
44
3.31
56
12.55
59
2.87
En el nuevo RPF se pudo notar un aumento en la presión, revisando el estado de producción del pozo se encontró que está produciendo 151 BPD. En comparación a producción que se obtenía anterior mente que era de 126 bpd.
4.10 ESTADO ACTUAL DEL POZO
CONCLUSIONES Para llevar adelante las tareas de terminación y reparación de pozos en la sección de línea de acero del área de Servicio a Pozos, es necesario un conjunto de personas con diferentes grados de especialización: ingenieros, técnicos, obreros especializados; teniendo responsabilidades directas como programación, supervisión, operación y mantenimiento. En lo referente al tema del presente proyecto el objetivo fue describir y explicar los componentes y herramientas utilizadas toma de información con sensor de memoria para hacer un análisis como complemento de optimización en el pozo CP956. El personal directo e indirecto involucrado en esta operación debe considerar y conocer las sondas de memoria, las herramientas de operación y los accesorios instalados en el pozo en el que se realizaran los trabajos. El ingeniero encargado de las operaciones realiza un reporte por escrito donde se describen las operaciones realizadas y el resultado de la operación. Cuando las actividades se realizan de acuerdo a la secuencia establecida, se reducen las probabilidades de sufrir incidentes en el campo y al mismo tiempo se logra la optimización de los procesos y el tiempo de trabajo. El utilizar supervisores en línea de acero que se cercioren que los procedimientos sean realizados es una excelente práctica, que, si es llevada a cabo correctamente, facilita la integración de todo el personal operativo para dar como resultado un mejor desempeño en las actividades diarias del departamento .
RECOMENDACIONES Como medida mínima general, se recomienda tomar al menos un Registro de presión de fondo fluyente cada trimestre en cada pozo clasificado como pozo operando, esto es en base a las necesidades de información para realizar la caracterización dinámica. 2. Son casos de excepción, al numeral anterior, los siguientes:
Pozos que requieran de la utilización de un barco o chalán para tal fin; la frecuencia será de al menos un RPFF por cada dos años.
Pozos con sistemas de bombeo mecánico, eléctrico-sumergible, bombeo
neumático
intermitente,
hidráulico,
de
cavidades
progresivas, o con tubería flexible.
Pozos que por encontrarse ubicados junto a viviendas o en zonas pobladas no sea factible el acceso e instalación de equipos.
Pozos cuyo árbol se encuentre inundado, en el cauce de un río o que se encuentre inaccesible debido al desgajamiento o colapso del terreno en donde se encuentre localizado el pozo.
Pozos cuya localización se encuentre en zonas afectadas por conflictos sociales.
Pozos
cuyo
estado
mecánico
presente
obstrucciones,
incrustaciones, colapso o rotura de la tubería de producción u otra causa mecánica, que impida el paso de las herramientas de medición de presión y temperatura, y que se encuentren a profundidades menores que el 80% de la profundidad vertical de la cima del intervalo abierto productor más somero. g) Pozos cuya temperatura, a profundidades menores que el 80% de la profundidad vertical de la cima del intervalo abierto productor más somero, exceda la temperatura promedio máxima de operación de las herramientas estándar de medición de presión y temperatura.
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
Schlumberger: slinding sleeve. URL http://www.slb.com/completions Weatherford, wireline & toolstring (2003-2009): Type B Shifting Tool. Weatherford, Wireline & Toolstring (2003): WXO Circulating Sleeve. Sophiapublish-SRC-General, (2002): Slickline Training Manual. WCP slickline Marcelo Rodríguez Ramírez, (2008): Manual de operaciones de line de acero. Instituto mexicano del petróleo Gamboa María. Octubre 2012. Guía de Pruebas de Presión. Mottola, Fabiola. Octubre 2001. Guía Prueba de Pozos. Silva Ramón, Ramones Miguel. “Análisis de Pruebas de Presión Nivel II”. PDVSA -CIED. Marzo 1997.
ANEXOS
figura 21 Anexo 2. Formato AST figura 20 Anexo 1. Tablas de tuberias
figura 22 Anexo 3. Formato de Check List
figura 24 Anexo 4. Valvula de aguja
xo 5. anillo metálico de contrapresión entre bridas
figura 25 anexo 6. brida adaptadora
figura 26 anexo 7. Poleas
figura 28 anexo 8. sonda de memoria modelo H8304
figura 27 Anexo 9. Prensaestopas
figura 29 Anexo 10. intalacion con linea de acero
figura 31 Anexo 11. Lubricadores y Valvulas de desfogue
figura 30 Anexo 12. Unidad de Linea de Acero
figura 33 An exo 13. Malacate de linea de acero
figura 32 Anexo 14. Taller de mantenimiento para herramientas de linea de acero
figura 35 Anexo 15. Consola de prueba de presión
figura 34 Anexo 17. Junta de rodilla
figura 36 Anexo 18. Diagrama de flujo para el registro de presion de fondo
