Operacion Operacion es co n Tubería Tubería Flexibl Flexibl e
1.
Limpieza
Objetivo La remoción de los asentamientos ya sean orgánicos e inorgánicos que se generan en la vida productiva de un pozo, son eliminados mediante el uso de la tubería flexible. La razón principal de ello es restablecer la capacidad de producción de los pozos. Los asentamientos de partículas, se dividen en tres categorías:
Partículas muy finas.
Partículas no consolidadas.
Partículas consolidadas.
Métodos de remoción: Mecánicos.
Químicos.
A chorro (jet).
Áreas de oportunidad Pozos en explotación con problemas de obstrucción parcial o total debido a la depositación de material orgánico e inorgánico. Estas aplicaciones
se caracterizan por su bajo costo de equipo, tiempos de operación, localizaciones con áreas reducidas, transporte rápido de equipo y por la factibilidad de operar a través de diámetros reducidos.
Consideraciones del equipo Tratamientos a chorro El equipo de tubería flexible es el medio apropiado para la remoción de asentamientos en los pozos por la habilidad de circular fluidos a través del interior de ésta, mientras se va penetrando en el material con el impacto impacto hidráulico requerido. Las partículas del asentamiento son incorporadas al flujo del fluido y transportadas a la superficie a través del espacio anular entre la tubería flexible y las tuberías del pozo. Un aspecto importante es que la velocidad anular del fluido debe ser mayor a la velocidad de asentamiento de las partículas. Estas son de baja densidad y dimensiones pequeñas, siendo fáciles de remover y transportar. En la figura 6.1, se observa la configuración del equipo durante una operación de limpieza. l impieza.
Generación de N2 / espuma
Puerto de matar BOP Cruz de flujo
Punto de
se caracterizan por su bajo costo de equipo, tiempos de operación, localizaciones con áreas reducidas, transporte rápido de equipo y por la factibilidad de operar a través de diámetros reducidos.
Consideraciones del equipo Tratamientos a chorro El equipo de tubería flexible es el medio apropiado para la remoción de asentamientos en los pozos por la habilidad de circular fluidos a través del interior de ésta, mientras se va penetrando en el material con el impacto impacto hidráulico requerido. Las partículas del asentamiento son incorporadas al flujo del fluido y transportadas a la superficie a través del espacio anular entre la tubería flexible y las tuberías del pozo. Un aspecto importante es que la velocidad anular del fluido debe ser mayor a la velocidad de asentamiento de las partículas. Estas son de baja densidad y dimensiones pequeñas, siendo fáciles de remover y transportar. En la figura 6.1, se observa la configuración del equipo durante una operación de limpieza. l impieza.
Generación de N2 / espuma
Puerto de matar BOP Cruz de flujo
Punto de
Se recomienda la utilización de un equipo de tubería flexible (con base a los capítulos 1,2 y 3), con un diámetro tal, que la tubería de producción lo permita. Tiene la ventaja de un mayor gasto de bombeo, presión y tensión, que es lo más necesario para efectuar este tipo de trabajo.
Tratamientos químicos Son efectivos únicamente cuando los depósitos son solubles en fluidos como solventes y formulaciones ácidas. El impacto creado por la acción de chorro de los fluidos a la salida de la tubería disuelve los depósitos presentes.
Tratamiento mecánico Se utilizan herramientas como molinos, barrenas barrenas y herramientas de impacto, para remover los los materiales que que presentan mayor resistencia resistencia a los métodos de limpieza.
Selección de los fluidos para el tratamiento de limpieza
La presión del yacimiento es la consideración más importante cuando determinamos y diseñamos un trabajo de limpieza de asentamientos. La presión se requiere para diseñar una cédula de bombeo la cuál proporcione un sistema de circulación capaz de transportar las partículas de material a la superficie sin incurrir en pérdidas. Si la presión del yacimiento es insuficiente para soportar la columna de fluidos contenidos en el pozo, se deben considerar los fluidos nitrogenados y espumas. La limpieza del pozo requiere un fluido que permita el acceso a los sólidos. En muchos casos el fluido lavador y los sólidos son almacenados en superficie en tanques con un volumen suficiente, haciendo más práctico la recuperación de estos. Es importante hacer un programa de lavado de arena, seleccionar un sistema de fluido correcto, por esto el fluido lavador deberá ser capaz de tener balanceada la presión del fondo del pozo y proveer un desplazamiento de pistón para la remoción de los sólidos. Actualmente se cuenta con un software para diseñar el trabajo de limpieza.
Tipos de fluidos utilizados en limpiezas con tubería flexible Fluidos Incompresibles.- se limitan a fluidos acuosos e hidrocarburos y pueden ser: Newtonianos
No Newtonianos
El diseño y la ejecución de limpiezas con este tipo de fluido son menos complicados que para los fluidos compresibles. Los fluidos Newtonianos.- muestran una viscosidad constante y la velocidad de corte es directamente proporcional al esfuerzo de corte y dentro de estos están: el agua, salmueras, glicerina, aceites ligeros, ácidos y mezclas de biopolímeros ligeros (menores a 25 cp), ésta es la viscosidad mínima que deberá tener un fluido de reparación y que viene a ser fácilmente colocado en flujo turbulento y creando una energía significativa en la mezcla. Los fluidos no-newtonianos.- tienen una consistencia que es función del esfuerzo de corte, y el esfuerzo relacionado con la velocidad de corte no es lineal. Algunos de estos fluidos son: los lodos de perforación, gel altamente viscosos y geles complejos, estos fluidos de limpieza tienen una afinidad fuerte de las partículas en su interior, y son generalmente seleccionados en suspensión, así como también tienen la capacidad de controlar la presión de la formación, estos pueden ser puestos en flujo turbulento en el espacio anular, los fluidos no-newtonianos de corte delgado también pueden ser usados como reductores de fricción.
Los fluidos newtonianos son generalmente adecuados dependiendo del tamaño de la tubería flexible cuando los lavados son dentro de la tubería de producción, sin embargo, reducen la velocidad del anular una vez que la tubería flexible sale de la tubería de producción, lo cual no es favorable para la transportación de sólidos a superficie.
Fluidos compresibles Los fluidos compresibles son más difíciles de diseñar, compuestos por una variedad de fracción de gas y
están
son usados para
compensar la baja presión de fondo de la formación, para el levantamiento de los sólidos cuando la velocidad anular es insuficiente, entonces el volumen en el fluido cambia con la temperatura y la presión, entrando a un sistema de compresión, por lo que, los fluidos lavadores de retorno no podrán viajar a la misma velocidad a través del espacio anular. Una vez que se establece la circulación en un programa de lavado a compresión, la unidad de volumen del fluido lavador es bombeado hacia abajo por la tubería flexible a presiones necesarias para vencer las pérdidas de presión por fricción, de esta forma el fluido lavador baja la alta presión y ocupa un mínimo de volumen, como la unidad de volumen del fluido compresible sale de la tubería flexible, disminuye la hidrostática en el espacio anular y reduce la presión por fricción permitiendo que el gas en el fluido lavador se expanda. Esta expansión incrementa la velocidad y las pérdidas por fricción. Para predecir la velocidad anular y la capacidad para remover los sólidos, se requieren de cálculos complejos y el uso de programas de cómputo para evaluar el comportamiento de los fluidos lavadores compresibles.
Espuma Las espumas son formadas por la combinación de gas nitrógeno con un fluido base y un agente espumante. En las operaciones de limpieza por asentamientos el fluido base puede ser agua o aceite. Las espumas con alta viscosidad pueden ser generadas por un fluido base gel. Dos factores influyen en las propiedades de la espuma: la composición del fluido base y la proporción de gas adicionado al líquido. Los tipos de espuma generados en diferentes rangos de calidad. El máximo acarreo de sólidos ocurre cuando la calidad es aproximadamente del 96 %, por lo que una operación con espuma debe diseñarse estableciendo un rango de calidad entre el 80 y 92 %.
Pozos desviados Las técnicas de remoción en pozos altamente desviados u horizontales requieren de un diseño especial y de algunas consideraciones. Durante las operaciones de remoción, el material puede asentarse rápidamente en la parte baja donde inicia la desviación del pozo. Una vez que las partículas se asientan es difícil restablecer el acarreo. En algunos casos, la velocidad de los fluidos puede ser suficiente para el acarreo de los sedimentos en una sección horizontal pero, será insuficiente en la zona donde inicia la desviación hacia la vertical del pozo. Esto es debido a los efectos gravitacionales los cuales causan la acumulación y formación de incrustaciones. Algunos efectos son más evidentes en inclinaciones de 30 a 60°. En pozos con desviaciones mayores a 60°, las partículas tienden a asentarse en la pared de la tubería.
Generalidades de diseño
Para asegurar la eficiencia de cualquier operación de remoción de asentamientos, las propiedades físicas de éstos deben ser analizadas, se requiere una muestra del material a remover para hacerle un análisis físico y químico, la muestra del asentamiento deberá ser la aportada por los fluidos de la formación o bien recuperarla con herramientas de fondo. A continuación se muestra una tabla de valores de tamaño de partículas y mallas más comunes.
Tamaño de mallas
Diámetro de partícul a pg
3 4 6
0.2500 0.1870 0.1320
8 10 12
0.0937 0.0787 0.0661
16 20 30
0.0469 0.0331 0.0232
35 40 50
0.0197 0.0165 0.0117
60 100 200
0.0098 0.0059 0.0029
270 325
0.0021 0.0017
Para fines ilustrativos se muestra una tabla que contiene las densidades de las partículas más comunes encontradas en los pozos.
Material
Tamaño de Malla
Densidad
Arena Arena con resina Isp
12-70 12-40 12-40
2.65 2.56 3.20
Bauxita Zirconio
16-70 20-40
3.70 3.15
Barita Bentonita Cloruro de calcio Cloruro de sodio Carbonato de calcio
-
4.33 2.65 1.75 2.16 2.71
Acero Cobre Elastómeros comunes
-
7.90 8.50 1.20
Arena y finos
100-350
2.65
Consideraciones de diseño: El diseño de una técnica apropiada en la remoción de asentamientos requiere de la investigación y análisis de los siguientes puntos: Geometría del pozo: Tamaño, peso, grado, profundidad de tuberías de producción y T.R’s, desviación, niples o restricciones. Densidad de los disparos: Características de los fluidos - tipo, densidad, pérdidas. Parámetros del yacimiento: Temperatura y presión. Porosidad y permeabilidad. Sensibilidad de la formación. Contactos de los fluidos gas-aceite, aguaaceite.
Datos de producción: Registros de producción. Producción acumulada. Características del asentamiento: Tamaño y geometría de la partícula. Densidad. Solubilidad.
Volumen estimado de los sedimentos. Tamaño de la partícula y densidad Para permitir que el fluido transporte las partículas del asentamiento en un pozo vertical, la velocidad de este deberá exceder la velocidad
del
asentamiento de la partícula en el viaje del fluido. La velocidad del asentamiento de la partícula puede ser determinada usando el tamaño y la densidad de la misma, características del fluido y geometría de la sarta de trabajo. Conocida la velocidad de asentamiento se compara con la velocidad mínima anular para asegurar un eficiente barrido de las partículas. A continuación se describen las ecuaciones para determinar la velocidad de asentamiento de las partículas: (1) v = 9.28 ßg x
( 8.34 Sgp – pl ) d2 18 µa
Donde: v
= Velocidad de asentamiento de la partícula (pg/seg)
ß
= 0.22 para ley de potencias
g
= Aceleración de la gravedad (32.2 pies/seg/seg)
pl = Densidad de acarreo Sgp = Gravedad específica de las partículas d
= Diámetro de la partícula
µa = Viscosidad del fluido de transporte de la partícula (cp)
La viscosidad aparente (µa) del fluido de acarreo debe calcularse con la siguiente ecuación: (2)
1647.18 (Q)
Y=
( D1 - D2 ) ( D12 - D22 )
Donde: Q = Gasto de bombeo (bls/min) D1= Diámetro interior de la tubería anular (pg) D2= Diámetro exterior de la tubería flexible (pg)
Para un fluido newtoniano la velocidad de corte se calcula con la siguiente ecuación: (3) Ypc =
( 3n’ + 1 ) µ 4 n’
Donde: Ypc = Velocidad de corte para ley de potencias n’ = Indice de comportamiento de flujo
Usando el resultado de la ecuación (3) se calcula la viscosidad aparente (µa) (4) µa =
47880 K’ Y ( L - N’ )
El resultado de la viscosidad aparente (µa) es utilizado en la ecuación 1 para determinar la velocidad de asentamiento de la partícula. El criterio a utilizar durante una limpieza de sedimentos, es que la velocidad del fluido sea 2 veces la velocidad de asentamiento de la partícula.
Solubilidad de la partícula La remoción de los asentamientos puede ser simple, si el material es disuelto químicamente por ácidos o solventes. Generalmente estos son producto de la colocación de tapones o baches durante las operaciones previas. No obstante lo anterior, algunas acciones químicas pueden beneficiar en la remoción de los asentamientos compactos por medio de chorros de fluidos especiales.
Esfuerzo de compresión El asentamiento de las partículas compactas con frecuencia requiere medios mecánicos para su rompimiento y remoción. Selección de la herramienta de fondo: Presión de chorro El chorro provee una efectiva ayuda en la remoción de asentamientos ligeramente compactos, más aplicaciones son tratadas con baja presión de chorro fijo a través de toberas. El chorro a baja presión puede afectar un mínimo en la velocidad anular, la alta presión de chorro puede ser efectiva en la remoción de asentamiento de material compacto, sin embargo, la alta presión puede generar una reducción del gasto para generar una apropiada velocidad anular.
Las toberas pueden ser diseñadas para generar una buena acción de chorro y suficiente cobertura en la pared anular del tubo, las toberas rotativas pueden mejorar la cobertura y optimizar la remoción. Velocidades de chorro de los fluidos:
Gas
1800/3400 ft/min
Agua
100/160
Fluidos gel
60/100
Fluidos espumados
20 ft/min
Motor y molino Los motores, molinos y ampliadoras, pueden ser muy efectivos en la remoción de sólidos de los asentamientos compactados, sin embargo, el uso de motores de fondo queda restringido debido a las temperaturas, tipo de lodo y costos de los mismos. Los rangos de penetración en el asentamiento nunca tiene que exceder la velocidad en que ocurre la máxima carga del fluido, los valores mostrados son basados en la experiencia de campo en pozos verticales y son conservados para ser comparados con ejemplos técnicos, sin embargo, el incremento en la presión de fricción resulta del cambio en la reología de los fluidos y podrían minimizar estos niveles. Cargas de fluidos máximas recomendadas
Agua
1 (lb) peso máx. de asentamiento de las
partículas
Fluidos gelificados
3 por galón de fluido
Espumas
5
Ejecución en el trabajo
1. Efectuar una reunión técnica (metodología del diseño)
y de
seguridad con los departamentos involucrados y Compañías de servicio. 2. Verificar condiciones del equipo superficial de control, líneas y conexiones. 3. Transportar los equipos
como son: unidad de Tubería Flexible,
unidad de bombeo, equipo de nitrógeno si el caso lo requiere, tanques de preparación de los fluidos, etc... 4. Instalar y probar equipos (conexiones, herramientas, etc.) a) Para el equipo de tubería flexible probar con presiones que van de 5000 a 8000 psi según sea el caso. Para las herramientas como es el conector probar con tensiones que van de 5000 a 10000 lbs de tensión según sea el caso. b) Para los equipos de nitrógeno probará con 5000 psi 5. Checar y registrar las presiones de TP y TR. Nota: Si ya se tiene determinado (con línea de acero) que tipo de sedimento u obstrucción se tiene, diseñar el programa en base a el análisis de la muestra, si no se tiene, se determinará con la tubería flexible bajando ya sea, un barril muestrero ( para fluido o sólido ) o un sello de impresión, una vez obtenida la información continuar con el punto no.6., si es el caso que la obstrucción sea con daño mecánico (tubería de revestimiento, tubería de producción, fierro (que no sea fino), etc..., retirar el equipo de tubería flexible del pozo, para una reparación mayor.
6. Conectar la herramienta de fondo adecuada según diseño (trompo difusor, motor y molino, raspadores, cortadores, etc...) y bajar ésta con la tubería flexible adecuada al trabajo, para estos casos de limpieza el diámetro recomendado de T.F. es de 1 1/2”. 7. Trabajar
asentamiento o resistencia con bombeo optimo (según
diseño) cargando sobre esta de 500 a 1000 lbs (W) checando que la presión no se incremente ( menos de 5500 psi ), para cargas arriba de 1000 lbs (W) continuar checando la presión de bombeo y verificar la vida útil de la tubería (fatiga), en el caso de que se trabaje con un motor de fondo y molino la carga sobre la resistencia o sedimento se hará en base a la presión diferencial del motor de fondo (ver las especificaciones de éste). 8. Si la limpieza se efectúa con solventes químicos se hará de la siguiente manera: Si se baja un difusor este tendrá un número de orificios programados con un determinado diámetro y en las posiciones adecuada para una limpieza, la ventaja de este tipo de difusor es tener orificios laterales y en ángulo y un orificio en la parte inferior, y se trabajará de la manera siguiente: Depositando los solventes u otros tipo de fluido (diesel, ácido, etc.) en el área requerida y esperando un tiempo determinado según diseño de laboratorio, para posteriormente atacar con otro fluido ó con éstos mismos. Atacar el obturante o sedimento con fuerza de chorro bombeando el fluido diluyente. Si la depositación se atacará con motor de fondo y molino éste deberá tener la capacidad de soportar el fluido diluyente (diesel, ácido, solventes, etc...)
9. Si la limpieza se efectúa con espuma se cuidará que esta tenga buena calidad en base a la formula antes mencionada. 10. Si la limpieza se efectúa con éxito, desmantelar el equipo de tubería flexible y retirar.
Las siguientes son algunas recomendaciones que se deben tomar en cuenta en las operaciones de limpieza:
Se requiere una “T” de retorno directo a fuera del pozo instalada por abajo de los Bop´s.
Instalar un estrangulador en la línea de retorno y tener un sistema de reemplazo en la localización.
Un plan para la pérdida de fluidos y tener fluido adicional en la localización.
Tener un tanque adecuado en la localización para capturar todo el fluido y sólidos que retornan del pozo, un plan para los líquidos que están saliendo para tratarlos y así faciliten su producción o si es el caso enviarlos a otro sitio para su disposición.
La velocidad de la tubería flexible hacia abajo del pozo será de 30 a 40 pies por minuto para que en un momento dado se sepa cuando encuentras una resistencia el contacto con ella no sea brusco y dañe la tubería flexible o se cree una pesca.
Sí la resistencia de depósitos de finos es localizada la velocidad no excederá de 60 pies por minuto.
Mantener la ganancia o retorno siempre en el programa de lavado, si observa decremento en el retorno se detiene la tubería y se levanta hasta que el flujo sea restablecido normalmente.
El lavado de los sólidos deberá ser lento, cuando se logre vencer la resistencia y se pase a través del puente, se debe circular el tiempo necesario hasta que los sólidos salgan a superficie antes de continuar bajando.
Cheque el arrastre a una profundidad que usted crea conveniente (1,000, 1,500, 2,000 pies, etc…) siempre cambiando estas profundidades si fuera necesario el chequeo de la sarta en un momento dado.
Tenga bien localizado las secciones de la tubería flexible donde tenga exceso en los ciclos y evite los jalones o tensiones para las pruebas de peso tensión en estos intervalos de sección.
Monitoreo en superficie la presión de bombeo y las presiones en el estrangulador mientras circulan grandes baches de fluidos con altas concentraciones de lodo.
Lo que no se debe hacer:
No permita tener la tubería flexible estacionada por un tiempo mayor que el tiempo de atraso.
No corte la circulación abajo por ninguna razón hasta que la tubería flexible no salga del pozo.
No exceda un diseño de circulación de fluidos con presiones arriba de los 3,500 psi.
Criterios de evaluación
Se deberá comparar las condiciones iniciales de producción del pozo, con las obtenidas después de la intervención.
Se deberá hacer un análisis comparativo de los tiempos de intervención y costos programados contra los realizados.
Conclusiones El avance en la tecnología de fabricación de tubería flexible de mayor diámetro, desarrollo de herramientas de fondo , equipos de mayor capacidad y la utilización de
programas de computo especializadas para asegurar la
limpieza total de los pozos con apego a la protección al medio ambiente, hacen posible la realización de los trabajos de limpieza.. La experiencia obtenida durante el desarrollo de las operaciones con tubería flexible, servirá para retroalimentar las consideraciones de diseño para optimizar tiempos en operaciones a futuro.
2.
Inducción
Objetivo:
Aligerar la carga hidrostática generada por los fluidos contenidos en el pozo, mediante el desplazamiento con nitrógeno para crear una presión diferencial en el intervalo productor del mismo y que permita a los fluidos del yacimiento fluyan a superficie. Áreas de oportunidad: En todos los pozos petroleros que tienen una carga hidrostática mayor que la del yacimiento; y puede ser por razones de control, durante alguna intervención o cuando se tienen formaciones depresionadas, que requieren ser inducidas para mantener la producción. Por medio de:
Inducciones con nitrógeno.
Estimulaciones de limpia o matriciales en pozos depresionados, con la finalidad de mejorar la eficiencia de flujo.
Equipo a utilizar Equipo de tubería flexible, unidad de bombeo del equipo de tubería flexible, herramientas de fondo, unidad inyectora de nitrógeno, tanques criogénicos (termos).
Consideraciones para el diseño Dentro de las consideraciones para el diseño de un trabajo de inducción se toman en cuenta: geometría del pozo, nivel de fluidos en el pozo, condiciones de la vida útil del aparejo de producción, conexiones superficiales, datos del yacimiento, densidad de fluido de control en el pozo, presión y temperatura de fondo y las características de la tubería flexible. Así como las norma técnica API- RP SC 7.- Coiled tubing operation in oil and gas well series, first edition 96. , Estandard 22 y 11 de la Cía. Schlumberger, Normas de seguridad y ecología de A.S.E.C.
Aspectos trascendentes en las inducciones con tubería flexible Los aspectos trascendentes requieren ser considerados para determinar el volumen óptimo de nitrógeno
y tiempo de operación para realizar la
inducción al pozo. Esto es posible, con el simulador
numérico wellbore
simulator (Schlumberger), porque tiene la capacidad de manejar todos los parámetros y variables relacionadas con el evento, permitiendo medir el comportamiento de flujos multifásicos y transportación de masa, en diferentes tipos de fluidos para el control de pozos, como los que aporta el yacimiento. Volumen requerido de nitrógeno.- La cantidad se determina en función de la geometría del pozo, tipo de fluido por desplazar y de las condiciones de operación: gastos, presiones de inyección, velocidad de introducción y extracción de la tubería flexible. La razón de usar nitrógeno gaseoso en los pozos petroleros, esta en función de sus características y propiedades:
Es un elemento inerte y elimina los peligros de incendio durante las operaciones.
Bajo coeficiente de solubilidad en agua y/o aceite.
Por su estabilidad e inactividad química, ya que no reacciona con otros fluidos e inhibe, la corrosión de partes metálicas.
No contamina ni daña las formaciones.
Ayuda a reducir el agua contenida en las formaciones, debido a su afinidad con la misma. Por ejemplo: se ha podido comprobar experimentalmente que a 200Kg / cm2 y 80 0C, 100 m 3 de N2, absorbieron 40.8 litros de agua.
Porque mantiene su estado gaseoso a presiones y temperaturas elevadas.
Por su alto rendimiento de volumen de gas por volumen de líquido.
Propiedades del nitrógeno gaseoso: Símbolo
N2
Presión crítica
34.61 Kg /cm2
Peso molecular
28.016
1 Kg. de líquido rinde
0.861 m3 de gas
Densidad a 20 º C
0.001165 gr/ cc a condiciones normales
Punto de ebullición
-196.8 º C
Contenido de humedad
2.5 ppm ( v )
Temperatura crítica
- 147.1 º C
Toxicidad
Nula
Punto de vaporización
- 29.81 º C
Combustibilidad
Nula
Comportamiento del nitrógeno gaseoso durante la inducción: Aumenta la RGL entre el espacio anular de la T.F. y T.P. Se produce un efecto de compresión antes de vencer la presión ejercida por el gradiente hidrostático del fluido a desplazar Como el punto máximo de inyección se establece en el fondo del pozo, el gradiente de presión se incrementa causando una compresión adicional dentro de la T.F. y cuando se inicia el ascenso en el espacio anular, el
gradiente de presión de la columna fluyente del líquido disminuye debido a la expansión del nitrógeno. La expansión se hace dramática debido a que el nitrógeno en el fluido continúa en el flujo hacia la superficie, la velocidad del fluido y la pérdida de presión por fricción en el anular incrementa significativamente a la velocidad y pérdida de presión por fricción en el fondo del pozo donde se ubica el punto de inyección. El incremento en la pérdida de presión por fricción es función de la expansión del gas, dependiendo de como o cuan profundo es el punto de inyección en el pozo. El incremento en el gasto de bombeo de N2 aumenta las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular, disminuyendo la descarga óptima de los fluidos del pozo. Como la sección transversal decrece, la perdida de presión por fricción por la equivalencia del nitrógeno y los gastos en la circulación del fluido se hacen dramáticos.
Metodología para calcular el volumen requerido de nitrógeno Determinar el volumen necesario para introducir (Vi ), la tubería flexible a una profundidad considerada ( L ), con una velocidad ( vi ). Vi = L * QN2 i / vi
Calcular el volumen para circular en el fondo ( Vf ): Vf = Vtot * Fv
Vtot = VTR + VTP Fv = se obtiene de tablas de nitrógeno , considerando la presión de superficie (anular de la tubería flexible y la tubería de producción y con la profundidad en pies).
Calcular el volumen durante la extracción de la tubería flexible
Ve = [ L * QN2 e ] / ve
Volumen total de nitrógeno requerido.
VTN2 = Vi + Vf + Ve
Donde: Vi
= Volumen de nitrógeno durante la introducción de la T.F. en m3
Vf
= Volumen de nitrógeno para circular en el fondo, en m3
Ve = Volumen de nitrógeno durante la extracción de la T.F. en m3 Vtot = Volumen total del pozo en m3 Fv = Factor de volumen ( se obtiene de tablas ) VTR = Volumen de la T.R. de la profundidad interior al empacador = Cap. TR * L1 VTP = Volumen en la tubería de producción = Cap. TP * L2 L1
= Longitud de TR, (de la profundidad interior al empacador)
L2
= Longitud de la tubería de producción.
L
= Profundidad programada (de trabajo), en metros.
Q Ni = Gasto de nitrógeno durante la introducción, en m3 /min.
Q Ne = Gasto de nitrógeno durante la extracción, en m 3/ min. vi
= Velocidad de introducción de la tubería flexible, en m/min.
ve
= Velocidad de extracción de la tubería flexible, en m/min.
Ejecución Se pude realizar la inducción por dos métodos: Inyección
continua.- Es el método más efectivo para realizar una
inducción. Consiste en bajar la tubería flexible con circulación continua de nitrógeno, con una velocidad de 25 m/ min., y con un gasto de 18 m 3 / min. ( en T.F. de 1 ¼” ). Estos son iniciados cuando la punta de la tubería de la tubería esta justamente por debajo del nivel de fluido. Se continúa bombeando hasta la profundidad programada (punto máximo de inyección). En la zona de interés, se incrementa el gasto máximo permisible considerando que la presión máxima de trabajo con tubería flexible de 1 ¼”, en movimiento es de 3500 psi y de 5000 psi con tubería estática. La inyección de nitrógeno se mantiene hasta desplazar el volumen total del pozo. Inyección Intermitente.- Es similar al anterior, pero con la variante de no bombear nitrógeno mientras se baja, hasta que se llega a la profundidad predeterminada. En este punto la presión de inyección requerida debe ser mayor que la presión hidrostática de la columna del fluido que contiene el pozo. El volumen de nitrógeno que se debe circular es equivalente al volumen total del pozo en su fase liquida, multiplicado por el factor de volumen del nitrógeno a la profundidad de operación, considerando una presión hidrostática en el espacio anular. Este método, tiene como limitante las presiones de manejo de la tubería flexible.
Secuencia Operativa
Verificar que los datos del estado mecánico del pozo sean los correctos.
Verificar el diseño de la intervención.
Efectuar una reunión de trabajo y seguridad, antes de iniciar la intervención del pozo, explicando el objetivo, riesgos y cuidados que se deben mantener durante el desarrollo de los trabajos. Asignar responsabilidades específicas al personal involucrado.
Revisar las conexiones superficiales.
Proceder a la instalación de las unidades que intervienen en el servicio de inducción, verificando su funcionamiento.
Efectuar prueba de presión al equipo y conexiones de las unidades de tubería flexible y del nitrógeno.
Proceder a la intervención del pozo, bajando la flexible a la velocidad y gasto de bombeo establecido, de acuerdo al método de inducción seleccionado.
Al llegar a la profundidad programada, se debe bombear el volumen previamente calculado, incrementando el gasto, sin rebasar la presión de trabajo, efectuando al mismo tiempo movimientos ascendentes y descendentes para evitar atrapamientos de la tubería flexible.
Extraer la tubería flexible, cuando se ha terminado de desplazar la capacidad del pozo, manteniendo el bombeo mientras se saca la tubería flexible.
Se recomienda suspender el bombeo cuando faltan 1000 m. por sacar.
Se recomienda que la línea de descarga se mantenga sin estrangulador, para evitar el efecto de contrapresión y una posible inyección de fluido al intervalo abierto. Solo cuando se observa manifestación o aportación del intervalo productor, se recomienda utilizar estrangulador.
Desmantelar el
equipo y
accesorios utilizados
durante la
intervención.
Evaluar la operación y hacer un reporte final del servicio.
Evaluación Los factores que se deben considerar en determinar la efectividad de la intervención, son los determinados en el diseño y comparados con los parámetros que se manejaron durante la operación. Con apoyo de los módulos contenidos en el simulador numérico Coil CADE, se puede evaluar y definir el procedimiento a seguir durante una inducción. Medir la producción del pozo para determinar el porcentaje de incremento. Hacer un análisis de costo - beneficio
Conclusiones
La inducción al pozo es una alternativa que permite restablecer las condiciones de producción de los yacimientos, cuando dejan de fluir por diferentes causas. La inducción es un elemento esencial pozos que no producen volverlos productivos.
3.
Molienda
En muchos pozos, campos, ó áreas la acumulación de depósitos sólidos en la tubería de producción de cada pozo es un problema significativo. Los depósitos de materiales sólidos en la tubería, reducen el área de flujo y, en casos severos reducen la capacidad de producción del pozo Las incrustaciones y los depósitos similares también interfieren con las herramientas, el funcionamiento del equipo y la herramienta de fondo. Las incrustaciones ó los depósitos inorgánicos son sólidos minerales precipitados de los materiales típicamente, pero no siempre, se precipitan debido a las disminuciones de temperatura y presión. La incrustación más común es carbonato de calcio, se forma a temperatura alta. Las incrustaciones pueden también ocurrir cuando las aguas incompatibles se mezclan. Un ejemplo, el agua de la formación que se mezcla con el filtrado del fluido ó el agua de la inyección, puede crear la incrustación es frecuente en los pozos donde la inyección del agua se utiliza para mantener la presión del yacimiento. Existen dos formas tradicionales ó primarias de remover los depósitos. Los tratamientos mecánicos que procuran moler el material en pedazos pequeños y después limpiando el pozo con las técnicas de remoción de impurezas. La segunda forma utiliza a los productos químicos para disolver el material. Los tratamientos químicos “en directa”, las herramientas de limpieza con registro geofísico y el reemplazo del aparejo de producción son algunos de
los métodos convencionales para remover las incrustaciones de los aparejos de producción. Los dos primeros son sobre todo ineficaces y el tratamiento químico “en directa” puede dañar el intervalo de producción. Substituir el aparejo de producción es el 100% más eficaz en la remoción de incrustaciones, pero extremadamente costoso comparado a las técnicas de remoción de las incrustaciones con tubería flexible por ejemplo:
Perforación ó molienda con un motor de fondo
Perforación de impacto.
Tratamiento químico localizado.
Difusores a alta presión.
Para planear una remoción de depósitos sólidos en el aparejo de producción se toma en cuenta lo siguiente: Las características del yacimiento, de las tuberías del pozo y del depósito de la incrustación definen la técnica potencial del retiro de los sólidos. Sin embargo, el procedimiento de retiro apropiado de las incrustaciones es solamente parte del problema. La disposición del fluido del tratamiento y del material contaminado con la incrustación circulados del pozo es una parte significativa del sistema de trabajo. La protección del personal y el ambiente de los
residuos
que
contienen
radiación
(NORM)
(material
radiactivo
naturalmente). Por ejemplo los sulfatos de estroncio y de bario pueden ser costosos.
Plan de trabajo: Calibrar el aparejo de producción para determinar la presencia de los depósitos de incrustaciones y del pozo, pero no indica la causa esencial de la reducción de la producción. La depositación de la incrustación dentro de la matriz de la formación puede ser la causa del daño severo que requiere un tratamiento de estimulación matricial para restaurar la producción.
La siguiente información requerimos para continuar nuestro plan de trabajo:
Configuración del pozo (diámetro interior contra profundidad, ubicación de los accesorios del aparejo de producción)
Datos direccionales del pozo
Características del fluido anular
Características y volumen de la incrustación
Características del fluido de tratamiento
Zona objetivo o zonas (profundidades, presiones, temperaturas, permeabilidad, porosidad, fluidos)
Configuración del equipo del cabezal de pozo y de superficie
Disparos (ubicación y tamaño)
Características del depósito de la incrustación. Los siguientes tipos de depósitos inorgánicos son comunes en pozos de aceite y gas:
Incrustaciones de carbonatos (CaCO 3 y FeCO3) son los tipos más comunes de carbonatos que se encuentran en los yacimientos ricos en calcio y carbonatos.
El ácido clorhídrico (HCl) disuelve fácilmente las incrustaciones de carbonatos.
Incrustaciones de sulfatos (CaSO4. BaSO4 y SrSO4) ocurren principalmente con el yeso (CaSO4, H2O) ó anhidrita (CaSO4).
Las menos comunes la baritina ó las estrontianitas son más difíciles de remover. El solvente reactivo no acido, puede disolver fácilmente el sulfato de calcio, puede también disolver los de bario y de estroncio, si la temperatura es lo suficiente alta y el tiempo de contacto es también lo suficiente.
Sin embargo debido a las lentas velocidades de reacción, los métodos mecánicos de retiro son los más eficaces en las incrustaciones de bario y de estroncio. Incrustaciones de cloruros. Agua dulce ó una solución ácida muy débil disuelve muy fácilmente las incrustaciones de cloruro tales como cloruro de sodio. Incrustaciones de hierro (FeS y Fe 2O3). El ácido clorhídrico disuelve las incrustaciones de sulfuro y de óxido de hierro. El tratamiento debe de incluir a un agente secuestrante de hierro y reductor para prevenir la precipitación de subproductos perjudiciales. Incrustaciones de sílice. Estas las encontramos generalmente en los depósitos muy finamente cristalizados de calcedonia como el ópalo amorfo. El ácido fluorhídrico (HF) disuelve fácilmente las incrustaciones del sílice. Incrustaciones de óxido. Estas son Hidróxido de Magnesio (Mg(OH) 2) ó los Hidróxidos de calcio(CA(OH)2). El ácido clorhídrico puede disolver tales depósitos. Los depósitos mezclados ó combinados. Son los que contienen una cierta combinación de incrustaciones y finos orgánicos depositados y/o finos de la formación. El análisis cuidadoso de la depositación del pozo es necesario para diseñar
un
tratamiento
eficaz.
Los
depósitos
mezclados
requieren
generalmente combinaciones de los fluídos del tratamiento y los solventes para la remoción eficiente de todos los componentes del depósito. Normalmente, el fluido base es una dispersión de solventes hidrocarburos aromáticos en ácido. Los aditivos especiales controlan ó tratan condiciones específicas.
Consideraciones de Logística.
En las operaciones de remoción, el problema de la logística es fundamental, ya que hay que tomar en cuenta la disposición de los residuos de fluidos y de las incrustaciones, especialmente donde están implicados los materiales naturalmente radioactivos (NORM). Disponibilidad de espacio, límites de carga y la capacidad de la grúa pueden ser desafíos logísticos para las operaciones de tubería flexible en las plataformas marinas La molienda y la perforación de impacto a menudo producen cortes grandes ó
incrustaciones que pueden ser problemáticas en los puntos
reducidos del pozo. Estos pueden restringir el flujo anular e incrementar la presión de fondo del pozo ó causar una fricción más alta para mover la tubería flexible. Una pegadura de la herramienta de fondo en una acumulación de fragmentos de incrustaciones en un punto reducido es un riesgo serio para las operaciones mecánicas de remoción de incrustaciones. Por lo que es necesario identificar estos puntos potenciales del problema, en el plan operacional es parte importante del sistema de trabajo. Esto alertará al personal operativo a revisar de cerca la presión de la bomba y el indicador de peso de la tubería flexible, cuando la herramienta de fondo se acerque a las restricciones del pozo. Otro problema con la remoción de las incrustaciones por dentro de la tubería de gran diámetro es el gran volumen de material de incrustaciones generado. Proporcionando, el equipo de proceso adecuado de los fluidos (control de los sólidos) y los medios de disposición del fluido gastado y el material de desecho son aspectos importantes del proceso del planteamiento. La capacidad de un líquido de suspender y de remover con éxito partículas de un pozo disminuye cuando el ángulo de inclinación del hueco aumenta. Para los pozos altamente desviados y horizontales requieren consideraciones especiales de diseño. El uso del simulador (Simulador de
Operaciones en el pozo) puede ayudar a determinar el mejor fluido o fluidos candidatos y programa de bombeo para asegurar la remoción apropiada del depósito. Molienda con un motor de fondo es método común de remoción de depósitos duros del pozo. Un motor de fondo con una barrena ó molino puede remover las incrustaciones de un pozo abajo de la primera restricción. Debajo de la primera restricción se requiere un sistema de difusores de alta presión. Un raspador es el único método mecánico positivo para remover las incrustaciones duras de la tubería de un diámetro más grande por debajo de la tubería de producción. Una sarta de herramienta de molienda contiene un motor de desplazamiento positivo que es relativamente largo. Esto afectara la opción del equipo de control de presión y el método de conexión/desconexión de la herramienta en un pozo fluyente. Perforación de impacto. Los taladros de impacto proporcionan medios eficientes de remoción de depósitos duros. Son menos costosos que los motores de desplazamiento positivo y son convenientes para el uso en temperaturas más altas. Sin embargo, no pueden ser utilizados con raspadores. Los taladros de impacto proveen rotación, impacto, y da un pulso de presión a la barrena en cada golpe El taladro de impacto puede operar con una gran variedad de fluidos a base de agua, los solventes de hidrocarburos y algunos ácidos Al trabajar el taladro de impacto con un solvente ó un ácido, los tratamientos químicos y mecánicos se pueden combinar para mayor eficacia en la remoción de las incrustaciones. El taladro de impacto no funciona sin suficiente resistencia al colapso de la herramienta durante la introducción de la tubería flexible (RIH) y al sacar la tubería flexible (POOH) sin dañar el pozo.
La frecuencia del movimiento de la herramienta depende del peso establecido y el gasto de fluido. Los componentes de la herramienta son autoapretados y no almacenarán esfuerzo de torsión en inversa por algún represionamiento. Una sarta de herramienta de taladro de impacto es
generalmente perceptiblemente más corta, comparada con una sarta de motor de perforación. Selección de la herramienta. La selección de la barrena, del molino, ó del raspador tiene un impacto directo en la calidad y rapidez de la operación operación del retiro de la incrustación. Se recomienda consultar al proveedor de la barrena y/o los archivos de las operaciones de remoción de incrustaciones para la elección de la herramienta apropiada.
Fluido para circulación. Es requisito previo saber que fluido va a circular y la compatibilidad del mismo con los componentes de la herramienta de fondo y los fluidos que produce el pozo. El fluido debe ser capaz de arrastrar los cortes y de llevarlos a la superficie. El Simulador e Operaciones en el pozo puede predecir la relación entre los gastos y la presión de la bomba para diversas condiciones de operación y estimar el gasto requerido para la limpieza eficiente del pozo. Un reductor de fricción aumentara el caudal de circulación para una presión dada de la bomba y por lo tanto mejorará la eficacia del motor. Fluido que circula debe de remover todos los cortes y restos sólidos del pozo. Si un solo fluido no es eficaz para la limpieza del pozo, los baches de alta viscosidad (barredores) ó los baches de nitrógeno ó espuma pueden ser necesarios para llevar los recortes fuera del pozo, ó el levantamiento artificial con gas para aumentar el fluido que circula. Esto tiene ventaja para poder mantener la zona de los disparos y la formación libre de contaminación. Una válvula de circulación que permita circular sobre el motor permitirá un gasto más alto al sacar la tubería flexible (POOH).
Tratamientos Químicos
Son los tratamientos de las incrustaciones cuando el material de las mismas es fácilmente soluble en el fluido de tratamiento. El fluido no contaminado del tratamiento debe de entrar en contacto con la incrustación por suficiente tiempo para disolver la mayor cantidad del material depositado. Algunas reacciones de la disolución son absolutamente rápidas por ejemplo incrustaciones de carbonato disueltas con HCl. Sin embargo, algunos tipos de incrustaciones requieren tiempo de reposo en el fluido de tratamiento, que son imprácticos bajo circunstancias normales. Un ejemplo es el sulfalto de bario que puede necesitar reposo en el solvente relativo no ácido ácido (EDTA) por 24 horas antes debilitarse debilitarse bastante. Los difusores rotatorios de difusión ó de multi--puertos pueden ser necesarios para asegurar la distribución adecuada y contacto del fluido no contaminado del tratamiento sobre el depósito la incrustación. La selección de un tratamiento químico conveniente depende de varios factores como son:
Composición química de la incrustación ó depósito
Parámetros del pozo
Normalmente velocidades de reacción y las capacidades de disolución aumentan cuando la temperatura aumenta. Desafortunadamente, la corrosión potencial de los tubulares del pozo y el equipo aumenta con el aumento de temperatura. Seleccionar el inhibidor apropiado de la corrosión es casi tan importante como la selección del fluido base del tratamiento. El volumen de material a ser removido. El volumen del tratamiento de fluido es directamente proporcional al volumen de la incrustación que se removerá.
Compatibilidad del fluido de tratamiento El fluido de tratamiento debe ser compatible con cualesquier fluido, material, ó equipo que este en contacto durante la operación.
Difusión Es uno de los métodos directos de remoción de incrustaciones en tuberías del pozo. Una herramienta de difusión de alta presión optimizada es ScaleBlaster, requiere un sistema de trabajo dirigido para asegurar la máxima potencia en los difusores. La adquisición de datos exacta y el monitoreo en tiempo real de a fatiga son parámetros esenciales del plan de trabajo. El alto gasto necesario para alcanzar la velocidad velocidad anular suficiente suficiente para remover las partículas sólidas de de las incrustaciones incrustaciones puede que no se alcance. alcance.
Tomar medidas para optimizar la pérdida de presión dentro de la sarta de la T.F. con los requisitos de potencia para la herramienta es esencial. Considerar los siguientes pasos:
Seleccionar la sarta sarta con más más grande diámetro diámetro interior disponible disponible para reducir al mínimo pérdidas por fricción en la T.F.
Reducir la longitud de la sarta de de la T.F. tanto tanto como sea sea posible.
Uso de reductores reductores hidráulicos de fricción. fricción.
Incluir una válvula de circulación en la herramienta de fondo.
Aumentar la presión de la bomba al valor máximo máximo que permitirá el complemento de la operación de difusión sin exceder el límite de fatiga de la sarta de T.F.
La difusión a alta presión puede proporcionar la acción hidráulica del impacto ó acción de corte para remover las incrustaciones duras. El sistema Blaster esta diseñado para utilizar perlas para aumentar la fuerza destructiva destructiva del jet. Sin embargo, la difusión difusión a alta presión presión con que se circula y el movimiento constante de la herramienta de fondo son perjudiciales a la vida de operación de la sarta de T.F. La adquisición de datos exactos y el monitoreo en tiempo real de la fatiga son esenciales para prevenir la falla prematura de la sarta de T.F. En segundo lugar se requiere controlar la acción de corte del jet a alta presión. Si esta demasiado tiempo estacionada, el jet puede dañar la parte inferior del tubular debajo debajo de la incrustación. incrustación. Tercero, la difusión a alta presión puede producir los cortes grandes que pueden se difíciles de remover del pozo con un
gasto relativamente bajo posible posible con este método método de retiro de
incrustaciones. El sistema Blaster utiliza un anillo calibrador en la sarta de la herramienta como una forma de indicar en forma positiva el retiro de la incrustación. La herramienta avanzará solamente cuando se ha removido suficiente incrustación del pozo. Esto permite para que un en solo viaje termine la remoción de la incrustación.
El simulador JetAdvisor, genera el tiempo máximo que la T.F. puede estar inmóvil sin dañar perceptiblemente los tubulares de la parte inferior de la T.F. Los métodos de difusión producen a menudo cortes grandes ó incrustaciones que pueden ser problemáticas en los puntos reducidos en el pozo. Estos pueden restringir el flujo anular y aumentar la presión de fondo del pozo ó causar una fricción más alta para mover la T.F. La pegadura de la herramienta de fondo en una acumulación de fragmentos de incrustaciones en un punto reducido es un riesgo serio para las operaciones de difusión a alta presión. El anillo calibrador de la herramienta Blaster se clasifica para la tubería específica que se está limpiando, para reducir al mínimo el riesgo de pegadura. El recorte recorte puede puede ser circulado circulado por medio medio de un anillo de de
calibración
correctamente clasificado. Los sistemas de difusión rotante rotante a alta presión presión requieren la presencia presencia de un hueco guía través de los materiales sólidos. Si el pozo está lleno de incrustaciones el BridgeBlaster, que es una combinación del sistema de un motor de desplazamiento positivo y un difusor optimizado de alta presión, será de gran utilidad. El motor abre un hueco guía en el centro de la incrustación, y el sistema de perlas perlas es utilizado para romper la incrustación incrustación restante. restante.
Un problema con el rompimiento de incrustaciones por dentro de tubulares de gran diámetro es el gran volumen de material de incrustaciones generado. Es necesario proveer un adecuado equipo de procesamiento de fluidos (control de los sólidos) y los medios de disposición disposición del fluido y el material de desecho son aspectos importantes del proceso de planeación. La capacidad de un líquido de suspender y de remover con éxito las partículas de un pozo disminuye mientras que el ángulo del pozo (inclinación) aumenta.
Los pozos altamente desviados y horizontales requieren consideraciones especiales de diseño. Normalmente, la velocidad anular del líquido en un pozo horizontal debe ser por lo menos 3 veces mayor que para un pozo vertical del mismo diámetro para alcanzar la misma eficacia de limpieza. Fluido especial, limpiezas con fluido altamente viscoso, ó espuma pueden ser necesarias para remover los restos de la sección horizontal del pozo. El simulador de operaciones en el pozo puede ayudar a determinar el mejor candidato de fluido y programa de bombeo. También, las fuerzas axiales en la T.F. son considerablemente diferentes en un pozo direccional comparado con un pozo vertical. El doblamiento de la T.F. puede limitar la profundidad de trabajo en un pozo direccional. Por lo tanto modelar fuerzas de la tubería, con un simulador de tubería flexible es una parte importante del planteamiento de las operaciones de remoción de las incrustaciones en pozos altamente desviados. Simulación para seleccionar la sarta de T.F. y la herramienta de fondo. La remoción de las incrustaciones puede combinar operaciones mecánicas e hidráulicas, dependiendo del método escogido, usar el simulador TFM para predecir el comportamiento mecánico para una sarta propuesta de TF y herramienta de fondo. Identificar los puntos de problemas potenciales para introducir y sacar TF y generar las curvas de desarrollo mecánico para el personal de las operaciones, se deben tener:
Peso de la TF contra la profundidad para introducir y sacar TF
Máximo peso sobre el molino contra profundidad
Sobretensión máxima contra profundidad
Fuerza y esfuerzos axiales de Von Mises contra la profundidad para la herramienta de fondo en la profundidad objetivo
Utilizar el simulador Operaciones en el pozo para modelar la relación entre los gastos y presión de bomba para diversas condiciones de operación y estimar el gasto requerido para la limpieza eficiente del pozo:
La presión de la bomba requerida para los requisitos mínimos del fluido basados en la sarta de la herramienta de fondo.
El gasto a la presión máxima permitida de la bomba para las capacidades de la limpieza del pozo
La velocidad mínima del anular necesaria para la limpieza eficazmente del pozo en cada sección del mismo.
Los sólidos máximos que cargan (fracción total) en el anular antes de exceder el máximo gasto permitido dado.
Resultados del Plan de Trabajo.- es un plan de trabajo básico para la remoción de incrustaciones que incluye lo siguiente:
Gasto mínimo.
Gasto máximo para una velocidad de penetración dada.
Velocidad de penetración óptima para un gasto dado.
Preparar los planes de contingencia para las siguientes situaciones:
El gasto máximo alcanzable no es suficiente para la limpieza eficaz del pozo en ciertas secciones del mismo.
El máximo permitido para un gasto dado (ECD), excede la presión del yacimiento y el fluido en el anular se incorpora a la formación.
El equipo de control de sólidos ó el equipo de superficie no puede manejar el volumen de material de escamas entregado a la superficie.
La herramienta tiene pegadura al introducirse ó al sacarla.
Contingencias operacionales para la herramienta:
Las aletas (molino ó raspador) no pueden extenderse completamente en la presión de operación.
Las aletas (/molino ó raspador) no pueden contraerse al desfogar la presión.
El motor se atasca con frecuencia.
El molino ó el raspador pierde una aleta.
La herramienta del impacto no completará un ciclo.
La difusión no puede cortar la escama.
Selección del Equipo para la remoción de Depósitos Sólidos.
Cualquier sarta de TF es conveniente para un trabajo de remoción de depósitos sólidos. Seleccionar el diámetro factible más grande de la sarta de trabajo para permitir gastos más altos de circulación y una velocidad anular más alta. Las operaciones de remoción de los sólidos pueden inducir niveles significativos de fatiga al completar un ciclo repetido la sarta de la herramienta sobre una longitud corta, mientras se tiene la difusión a alta presión. Asegurarse de que los efectos predichos de la fatiga sobre la sarta de trabajo estén dentro de los límites. Si utiliza un motor de fondo, el control exacto con cabeza inyectora se requiere para asegurar que no se cargue peso sobre el motor.
Equipo de Control de Presión Configurar el equipo para evitar circular fluido corrosivo ó sólidos suspendidos en el fluido del anular a través de los preventores. Instalar una “T”
de flujo hacia la bomba entre el árbol de válvulas y los preventores para el retorno del fluido. Si los 0reventores auxiliares son de corte/sello se requieren que estén por encima de la válvula de de sondeo, después la “T” de flujo. Hacia la bomba debe estar arriba de este preventor. Como ultimo caso de retornar el fluido a través de los preventores.
Equipo de Bombeo. Todo equipo de mezcla del fluido, bombeo y almacenaje debe estar limpio y configurado para evitar la contaminación ó dilusión
de los fluidos del
tratamiento. Las bombas se deben clasificar para proporcinar el
poder
hidráulico requerido para las operaciones de difusión a alta presión.
Herramientas de Fondo Configurar las herramientas que generen chorro para maximizar el gasto de fluido y presión. Un alto gasto y presión maximizarán el gasto de circulación para ayudar al retiro de sólidos del pozo y para mejorar la eficacia del retiro de las incrustaciones. La herramienta de fondo de fondo usada para el retiro de la incrustación debe incluir los siguientes componentes, de arriba hacia abajo:
Conector roscado de TF-tipo de cuñas debido al alto esfuerzo de torque.
Válvulas de contrapresión duales- estilo de charnela para permitir que una canica pase.
Desconectador mecánico ó hidráulico
Válvula de circulación
Barra Rígida (opcional)
Motor de fondo ó taladro de fondo.
Molino, barrena, ó raspador.
Una sarta de herramienta de fondo de alta presión de difusión consiste en:
Conector – el torque y los requisitos de tensión son bajos. Un conector tipo roll – on es adecuado
Válvulas contrapresión – Ningún requisito especial.
Desconector mecánico ó hidráulico´
Válvula de circulación.
Herramienta Blaster´ El uso de un cabezal de seguridad combina al conector, las válvulas de contrapresión, el desconector y la válvula de circulación en un montaje solo, más corto que la herramienta convencional. Esto puede ser útil si la longitud de la sarta de la herramienta es un inconveniente. El plan de trabajo debe especificar el torque de ajuste de las roscas y los puntos donde es necesario utilizar fluido anti – rotación. Preparar un diagrama exacto de la herramienta en caso de ser necesario pescar la sarta de la herramienta.
Equipo auxiliar. Cerciorarse de que la mezcla del fluido, el manejo, y el equipo de bombeo sean de capacidad adecuada, y configurarlos para reducir al mínimo la contaminación cruzada de las etapas de los fluidos. Para las operaciones en
pozos productores, utilizar un múltiple de estrangulación para controlar el retorno en el anular. Asegurarse de que la unidad de T.F., la bomba, y los operadores del múltiple de estrangulación tengan toda una línea clara de la comunicación.
Monitoreo y equipo de grabación. La unidad de TF., debe de incluir un sistema de adquisición de datos capaz monitorearla presión de bomba, la presión de fondo de
pozo, la
profundidad de la TF, el peso de la TF y los gastos de los fluidos. El programa de adquisición de de datos debe proveer al operador una exhibición en tiempo real de las fuerzas de las tubería, de los límites de funcionamiento, de la vida laboral restante y de los gastos de los fluidos. Procedimiento genérico para remover los sólidos del pozo. Los pasos requeridos para terminar con éxito una operación de remoción de sólidos del pozo dependen delas condiciones particlares del encontradas encada caso. Los procedimientos se pueden acondicionar para resolver condiciones locales. Siempre que sea posible, referirse a los casos históricos anteriores para usos similares.
Consideraciones Operacionales. El parar ó perder la circulación mientras que el fluido en el anular arrastra con los sólidos, puede tener consecuencias severas. Planear cuidadosamente las operaciones que implican la circulación del material de partículas del pozo. Entonces, se deben tomar precauciones para asegurarse de que proceda la operación tal como se a previsto. Velocidad de penetración – Incrustaciones Duras. Puede requerir el movimiento recíproco de la sarta de TF (aumento en la fatiga de la sarta de
TF). Controlar la velocidad de penetración para evitar sobrecargar el fluido del espacio anular.
El gasto del flujo anular. Mantener un gasto del fluido anular suficientemente alto para asegurar el transporte eficiente de los sólidos. La producción de los fluidos del yacimiento puede ayudar a el transporte de los sólidos; sin embargo, si el fluido del yacimiento puede ser reducido a los niveles que son incapaces del transporte y suspensión del material. Preparación del pozo. Recuperar las muestras de la incrustación del pozo para el análisis. Determinar el tamaño más grande que pasa a través de la tubería. Se puede también analizar muestras de agua producidas para determinar la naturaleza de la incrustación. En caso de necesidad, remover los componentes del equipo complementario tales como válvulas de gas lift ó válvulas de seguridad. Puesto que la incrustación obstaculizará a menudo la recuperación, utilizar los métodos de transporte con TF, en vez de registro eléctrico. Con TF, se puede circular el fluido de tratamiento y ejercer más fuerza Controlar el pozo, si es requerido por seguridad, compatibilidad del fluido ó por razones de producción. En la mayoría de los casos el riesgo de dañar el área cercana del pozo por medio de “bombeo en directo” de los fluidos del pozo es inaceptable. Por lo tanto, la operación de controlar el pozo puede ser una parte de la preparación del pozo conducido a través de la TF:
Realizar cualquier trabajo de línea de acero ó registro geofísico necesarios, como por ejemplo, retiro de la de la válvula de gas lift ó calibración de la restricción por la incrustación. Eliminar ó asegurar la válvula de seguridad subsuperficial. Si se asegura aislarlo hidráulicamente en la posición abierta, e instalar una camisa protectora.
Preparación del equipo: Preparar el cabezal del pozo y las instalaciones superficiales para la circulación, la separación, y la disposición de fluidos de circulación y los sólidos. Si la incrustación es material radioactivo, tomar las precauciones apropiadas y proporcionar el equipo protector:
Armar TF y equipo superficial de control de presión.
Probar con presión toda la tubería superficial.
Prueba de presión al equipo de control de presión.
Montar la herramienta de fondo y conectarlo a la TF.
Preparación de fluidos. En cualquier recirculador puede tener lista la mezcla, ó la mezcla se puede realizar en la marcha mientras se procede con la operación. Dar un plazo de tiempo suficiente para permitir que las características del fluido se conviertan (y deben ser probadas y ser revisadas). Sin importar el procedimiento de mezcla del fluid, preparar los volúmenes adecuados, una vez que la operación haya comenzado, cualquier interrupción a la circulación es indeseable. Remoción de sólidos del pozo utilizando un Motor de fondo y molino:
Mientras se introduce la TF.
Bombear fluido a través de la TF.
Lentamente suficiente para que el motor no gire y las cuchillas del raspador permanezcan cerradas.
Marcar suavemente la profundidad de obstrucción.
No marcar la depositación sin circulación de fluido.
Levantar la herramienta cerca de diez metros y aumentar el gasto de bombeo hasta el gasto óptimo determinado en el plan de trabajo.
Si usa fluidos gelificados, esperar hasta que fluido apropiado esté en la herramienta del fondo.
Después de que la presión de la bomba se estabilice, bajar la herramienta de fondo lentamente sobre la obstrucción.
El peso debe disminuir.
Observar la presión.
Un incremento exagerado de presión indica el represionamiento del motor.
Los aumentos relativamente constantes de la presión indican que el molino esta moliendo.
Aumentar peso sobre el molino (disminuye el peso de la TF), según lo requerido para el avance satisfactorio de la molienda. Si hay
los
represionamietos, del motor repetir los los pasos 3 y 4. Cuidar que no retornen a superficie las virutas de acero en el fiuido de retorno. Ya que esto sería un indicio de que se esta moliendo el aparejo del pozo. Repetir los pasos 3 y 4 en los intervalos regulares para optimizar la limpieza del pozo. Bombear los baches de alta viscosidad en caso necesario para eliminar recortes pozo. Si la velocidad de penetración disminuye a un nivel inaceptable, la TF, entre el carrete y el stripper está sufriendo alto desgaste por fatiga, hacer lo siguiente:
Parar de moler y sacar TF
Remover la herramienta y eliminar el conector de TF.
Cortar por lo menos diez metros de TF.
Realizar el mantenimiento general en todo el equipo de TF y los componentes de las herramientas de fondo recomendadas por las especificaciones de los fabricantes.
Examinar el molino y substituirlo si es requerido.
Instalar el conector al extremo de la TF y conectar la herramienta de fondo.
Repetir los pasos del uno al seis.
Después de que la obstrucción se haya molido realizar un viaje de la limpieza, levantar hasta una profundidad sobre el inicio original de la obstrucción. Realizar un viaje de limpieza con el motor de fondo operando sobre el intervalo de la obstrucción.
Después de que el viaje de limpieza se realice, active la válvula de circulación y bombee baches de alta viscosidad hasta que el fluido de retorno este limpio de recortes de la molienda.
Sacar TF con bombeo constante al gasto más alto posible.
Removiendo las incrustaciones usando el sistema de difusores (Blaster). Introducir TF mientras bombea agua inhibida a gasto lento. Marcar suavemente el tope del depósito de la incrustación con el anillo calibrador. Levantar cerca de diez metros y aumentar el gasto de fluido al nivel de funcionamiento para la herramienta. Esperar a que el fluido de tratamiento circule hasta la herramienta antes de penetrar al deposito de incrustaciones. Bajar TF lentamente y penetrar el depósito de incrustaciones. No exceder el periodo de tiempo estático de la herramienta.
Periódicamente levantar la herramienta a la profundidad original del depósito de incrustaciones para asegurarse de que la sarta de TF pueda moverse libremente. Realizar viajes de limpieza según lo diseñado (o requerido. En pozos desviados, realizar los viajes de limpieza frecuentemente para prevenir la acumulación excesiva del material en la transición entre las secciones verticales y horizontales. Determinar el número de los viajes limpiadores necesarios por medio de monitoreo del volumen de material removido contra el volumen estimado del depósito de las incrustaciones. Bombear los baches de fluidos de alta viscosidad en caso de necesidad para suspender partículas abrasivas e incrustaciones. Continuar bombeando a un alto gasto. En fondo del intervalo objetivo, continuar bombeando ael gasto más alto posible hasta que los sólidos dejen de salir en superficie. Bombear los baches de alta viscosidad en caso de ser necesario. Sacar TF con bombeo de agua inhibida al gasto más alto posible. Si no fluye el pozo naturalmente ayudarlo por levantamiento artificial de gas ó prepararse para realizar operaciones de inducción con nitrógeno. Monitoreo de la remoción de los sólidos del pozo. Cuales parámetros se deben de monitorear durante las operaciones de remoción sólidos ó incrustaciones depende de la complejidad de la operación. Para todas las operaciones, supervisar lo siguiente:
Parámetros de los fluidos.-Monitorear los gastos y la presión de bombeo. También supervisar las presiones de salida del pozo cuando se trabaje en un yacimiento con baja presión. Movimiento de la tubería no penetrar el depósito de incrustaciones demasiado rápido, ó la sarta de TF, puede pegarse. Optimizar la velocidad de penetración para asegurar la limpieza adecuada del pozo.
Salida de los sólidos. Monitorear el volumen y composición de los sólidos en superficie. En caso de ser necesario modificar el diseño para mejorar la eficacia de la remoción de incrustaciones.
4.
Pesca
Objetivo Ofrecer una alternativa viable de solución en la recuperación de pescados mediante la aplicación de la tecnología de la tubería flexible, aprovechando sus cualidades de alta tensión, empuje, impacto hidráulico y circulación de fluidos. Áreas de oportunidad En los pozos donde representan un alto riesgo las operaciones con línea de acero, así mismo en pozos fluyentes, en pozos sin equipo convencional, localizaciones pequeñas y pozos desviados u horizontales. Ventajas
La selección apropiada de las técnicas y sarta de pesca, depende de la naturaleza y configuración del pez, estado mecánico del pozo, condiciones de flujo y equipo superficial. Por lo que cada uno de los trabajos son únicos en su género y que requieren un análisis de:
Mayor resistencia a la tensión en comparación con equipos de línea y cable de acero.
La rigidez de la tubería permite el acceso en pozos de alto grado de desviación u horizontales.
Permite circular o lavar el pez mientras se opera.
Se aprovecha la fuerza hidráulica para operar herramientas especializadas.
Permite la utilización de herramientas de molienda.
Reducción del tiempo de intervención.
Capacidad de carga de la tubería flexible El éxito en muchas operaciones de pesca se relaciona directamente con la cantidad de fuerza que puede ser deliberada en el momento de la pesca. La capacidad de jalón de la T.F. es muy grande comparada con equipos de línea de acero y cable, lo cual depende de dos factores: Capacidad de carga de la tubería.- La capacidad de carga axial de la tubería depende de varias variables. Esta es casi directamente relacionado a la cantidad de acero en el tubo para el mismo espesor de pared, un incremento en el diámetro exterior de la T.F. resulta en un incremento en la capacidad de carga. Para algunos diámetros exteriores, en un incremento en el espesor de
pared también resulta un incremento en la capacidad de carga, como se muestra en el anexo de especificaciones de la tubería. Capacidad de jalón de la cabeza inyectora.- Determina la fuerza máxima de jalón de la T.F. (tensión), esta dada por la capacidad de extracción de la cabeza inyectora. Generalmente las unidades para diámetros pequeños está limitado en la capacidad de carga de la tubería, mientras las unidades de diámetros grandes su capacidad de jalón es mayor. Consideraciones de diseño para el uso de la tubería flexible Las técnicas de pesca pueden ser clasificadas en dos tipos, ligeras y pesadas, en la siguiente tabla se muestra la clasificación de las mismas y sus ventajas para la selección adecuada del equipo para una pesca:
Software utilizado para el diseño de las operaciones de pesca
COIL LIFE.- Módulo para el control de la vida útil de la tubería flexible en tiempo real, en este se determina la fatiga desarrollada por las operaciones realizadas con la tubería, minimizando los riesgos de falla durante la operación.
COIL LIMIT.- Se emplea para determinar los límites de presión y tensión de la sarta sometida a condiciones de pozo y se basa en el modelo de cedencia Von Misses que determina los límites de cedencia de la tubería flexible
Técnicas y aplicaciones de pesca Ligeras
Pesadas
Cable de acero
T. F.
Unidad snubbing
X
X
X
Pozo desviado
X
X
X
Circulación
X
X
X
Pozo vivo
Equipo de reparación
Rápida Movilización
X
Rotación
X X
X
X
El equipo de cable de acero o línea es menos costoso comparado con el equipo de tubería flexible, pero no tienen la capacidad de circular o rotar herramientas. En la siguiente tabla se muestran los datos requeridos para el diseño, de una sarta y ejecución de un programa de pesca. Datos para el diseño de los trabajos de pesca Pez
Profundidad de la boca del pez. Diámetro interior y exterior del pez. Longitud del pescado. El pez se encuentra libre o pegado. Se puede circular a través del pez
Estado mecánico del pozo
Obtención del diagrama del estado mecánico del pozo. Localización de restricciones. Detalle de las desviaciones del pozo.
Equipo superficial Sarta de pesca
El diámetro interior y longitud del equipo de control de presión deberá ser compatible con el diámetro exterior de la sarta de pesca y pescado. Elaboración de un diagrama completo de la sarta de pesca con el pez. El diámetro interior y exterior de la sarta de pesca deberá ser compatible con el diámetro interior del equipo superficial, y el diámetro interior, exterior del pescado.
Características del pez: Existen detalles precisos en un pez y sus dimensiones que a menudo no se encuentra lista y disponible, muchas herramientas de pesca solamente agarran en un rango y tamaño limitado (diámetro ext. e int.) que tienen que prepararse. Un diagrama exacto de las dimensiones del pez y la localización de niples y restricciones, ahora bien, intervienen varios puntos en la selección de herramientas de pesca como:
Condiciones del pez .- (si está libre o empacado) generalmente el pez pegado para su recuperación se requiere de herramientas más fuertes y complejas, en cambio el que se encuentra libre es menos complicado su recuperación. Cuando se tiene sedimentos finos o escorias en la superficie del pez, se tiene la ventaja de circular mientras se pesca. En este caso, es importante para los fluidos a emplear sean compatibles con los fluidos de la formación y materiales finos. Propiedades del material del pez.- Las propiedades del material de las herramientas pueden tener alguna relación con el material del pez, como ejemplo de pequeños objetos ferrosos que pueden ser recuperados por equipo magnético.
Estado mecánico del pozo Las mínimas restricciones contenidas en el pozo, obviamente determinarán los máximos diámetros exteriores de la sarta de pesca que podrán ser usados. La remoción de los finos pueden también ser considerados para valorar el espacio (drift) existente. La geometría del agujero puede ser considerado para determinar el sobre jalón disponible en el pez. Tal información es requerida por la selección de un ensamble apropiado como martillos o aceleradores.
Equipos de control de presión En general las operaciones de pesca complejas requerirán más equipo.
La longitud total del diámetro del pez por recuperar y la sarta de herramientas determinarán la longitud
mínima del lubricador que será
requerido.
Ejecución de los trabajos El equipo de tubería flexible deberá reunir las características de capacidad de tensión necesaria en la cabeza inyectora y en la tubería que se espera a usar durante las operaciones para determinar la factibilidad del empleo de este método. Los parámetros de profundidad y peso son críticos que pueden ser adecuadamente monitoreados y registrados durante toda la operación de pesca. El control preciso de la cabeza inyectora es necesario para obtener una buena operación de las herramientas de fondo.
Preparación del pozo Antes de iniciar las operaciones de pesca, se realizarán algunas actividades como parte de los procedimientos, que tiene como finalidad la revisión del cuello de pesca, profundidad, posicionamiento en el pozo y llevar a cabo los trabajos de rehabilitación necesarias para incrementar el grado de éxito en la recuperación del pez como pueden ser: la conformación de la boca del pez, limpieza superficial del cuello, zapateado del pescado, colocación de cuello de pesca conocido sobre el pez etc. así como la utilización de los accesorios adecuado para cada trabajo en particular.
Tipo de pesca La clave para las operaciones de pescas es la información precisa. Existen muchas decisiones y selecciones para tomarse en el curso de un trabajo de pesca y todo esto es la base en la disponibilidad de la información.
Tipo del pescante En las operaciones cuando no se tiene disponible la información de la descripción exacta del pez o se tiene una “boca” o cuello de pez irregular o desconocido, se puede intentar la operación con la ayuda de algunas herramientas con un determinado rango de agarre, seleccionándolo de acuerdo a la experiencia y escasa información disponible. En algunos de estos trabajos de pescas, normalmente se modifican las herramientas a las necesidades específicas para la ejecución del trabajo, por ser materialmente imposible la disponibilidad de herramientas especialmente para cada tipo de pescado. Sarta de pesca Nuevamente, la disponibilidad de la información e historial del origen del pescado, determinará el pescante y herramientas de apoyo para la ejecución de la operación. Normalmente, un ensamble de pesca se compone de las siguientes herramientas:
Pescante
Centrador, en caso necesario.
Desconectador hidráulico.
Junta de seguridad.
Válvula check.
Martillo.
Acelerador.
Conector de extremo de tubería.
Junta de rodilla, en caso necesario.
Una práctica obligatoria antes de iniciar las operaciones, es la de efectuar un diagrama completo de la sarta de pesca a utilizar en el pozo, conteniendo datos de longitud de la sarta y de cada accesorio, diámetros interiores y exteriores así como la aplicación del torque óptimo para cada accesorio de la sarta de pesca, y la disponibilidad en la localización del pescante (pull tool) para en caso de utilizar la junta de seguridad por alguna emergencia durante el desarrollo de las operaciones.
Seguridad Todo el personal involucrado en el diseño o ejecución de operaciones con T.F. para pescas, debe familiarizarse con requerimientos detallados en lo relevante con la seguridad. El control de la presión y los fluidos deben cumplir con los requerimientos de las normas aplicables por la compañía de servicio y regulaciones locales.
Procedimiento general de operación Una vez seleccionada la unidad de tubería flexible y las herramientas de fondo a utilizar, deberán seguir con los siguientes puntos:
Instalar conector en el extremo de la tubería flexible y probar con la máxima tensión permitida a la tubería.
Instalar sarta de pesca al conector de tubería.
Instalar equipo de tubería flexible y probar conexiones según norma descrita.
Bajar sarta de pesca a la boca del pescado y circular en caso necesario para limpiar el pez.
Operar, tensionar y verificar indicador de peso.
Recuperar tubería y pescante.
En caso de que haya sido exitosa la operación de pesca desmantelar equipo, en caso contrario repetir operación de pesca.
Evaluación Durante el proceso de evaluación de una operación de pesca, parecería ser muy sencillo. Sin embargo, hay varias posibilidades de consecuencias que pueden influir en las operaciones subsecuentes o el retorno a la producción. En el caso de que un pez no sea posible recuperarlo, se debe hacer un análisis operativo y económico para determinar las acciones a tomar o los procedimientos que deben ser cambiados para obtener un mejor resultado. Esto debe ser documentado como parte del trabajo, para permitir que en operaciones subsecuentes un mejor diseño y operaciones de pesca.
Conclusiones
La tubería flexible es una alternativa viable para operaciones de pesca dadas sus cualidades de rigidez y de empuje en posiciones de desviación, circulación de fluidos al tiempo de operar la herramienta y otras ya mencionadas, en la medida de que se aplique dicha tecnología el costo de las intervenciones será menor.
5.
Colocació n de tapones.
Tapones mecánicos. Objetivo Es un servicio que ofrece la tubería flexible, al introducir por medio de ella tapones mecánicos para
servir de puente, o para aislar algunas zonas
productoras ó para colocarlo en alguna lugar superficial y así efectuar operaciones en la superficie con mayor seguridad como por ejemplo: cambio de cabezal, válvulas maestras y laterales.
Áreas de oportunidad Para este tipo de servicios es la aplicación a pozos en perforación, mantenimiento, ó en pozos fluyentes, en donde se requiera la reparación ó cambio del sistema de control superficial. También en la colocación de empacadores inflables, permanentes, recuperables, y cemento.
retenedores de
Procedimiento Operativo para la colocación de Tapones Mecánicos: 1) Realizar junta de
seguridad, cuidados ecológicos y acuerdos
operativos entre personal de PEMEX y demás compañías involucradas (PM-MX-HES-CT-400). 2) Llenar documentación previa de inicio de trabajo. 3) Instalar línea al carrete y línea de matar al preventor de unidad de alta presión, tubería flexible, unidades auxiliares de bombeo y equipo de apoyo (PM-MX-HES-CT-400). 4) Definir la colocación final de los equipos de acuerdo a la evaluación de las condiciones climáticas viento y topográficas. De acuerdo al estado mecánico del pozo y la operación a realizar serán los diámetros de las herramientas y los volúmenes a utilizar. 5) Probar arietes del preventor ciego y anular represionando a 10000 psi. 6) Instalar conector interno para tubería flexible y probar el mismo con tensión. Debe ser registrado en el sistema gráfico de registro de información en tiempo real. 7) Llenar carrete de tubería flexible con agua. 8) Antes de iniciar a bajar y efectuar la corrida del tapón mecánico se debió haber dejado el pozo limpio y calibrado de acuerdo al diámetro y largo de la herramienta a bajar a la profundidad de asentamiento. La operación de limpieza y calibración será efectuada con motor de fondo de alto torque y ambiente hostil y molino.
9) Instalar sarta de herramientas formada por válvula de contra presión de doble charnela, desconector hidráulico, desconector secundario (canica), localizador de coples, válvula de llenado, soltador y tapón mecánico. 10) Instalar cabeza inyectora sobre el pozo.
11) Probar válvula de contra presión de doble charnela con 1500 psi de diferencial. 12) Probar stripper. 13) Alinear pozo de acuerdo a instrucciones del responsable del equipo de PEMEX. 14) Colocar los contadores electrónicos y mecánicos en cerro. 15) Abrir válvula maestra e iniciar el descenso de la TF, hasta la profundidad de asentamiento con una velocidad no mayor a 6-10 m/min., teniendo especial precaución frente a las zonas donde presenta restricciones. 16) Considerar que si fuera necesario durante la introducción bombear agua para establecer circulación, esto se hará de acuerdo a ls recomendaciones del operador de la herramienta, al mínimo gasto posible. 17) Una vez ubicado en la profundidad a la cual se fijará el tapón mecánico se comenzará la operación de fijación del tapón mecánico.
18) Proceder a lanzar la canica y bombear agua para cerrar la válvula de circulación y activar el mecanismo de anclaje del tapón mecánico. 19) Una vez fijado el tapón, proceder a verificar, que el tapón esté, bien anclado y empacado aplicándole peso. 20) Levantar la tubería flexible verificando el peso de la sarta. 21) Sacar y recuperar tubería flexible a superficie. 22) Desmantelar conjunto de la herramienta e inyector de la unidad de tubería flexible. 23) Desmantelar líneas de la unidad de alta presión, unidad de tubería flexible y efectuar la entrega del pozo al personal de PEMEX .
Tapones de Cemento. Objetivo Otra de las aplicaciones en la amplia gama de servicios que ofrece la versatilidad del equipo de Tubería Flexible, es la capacidad de bombear cemento a través de ella para efectuar diferentes operaciones de reparación de pozos tales como:
Aislamiento de zonas productoras de agua.
Aislamiento de zonas depresionadas.
Corrección de adherencia en cementaciones primarias.
Aislado temporal de zonas productoras.
Tapón de cemento para desvío.
Abandono de pozos.
Esta técnica de cementación no es estrictamente nueva. La Cía. Arco en Alaska fue pionera en el uso de la Tubería Flexible para operaciones de cementación forzada durante la reparación de un pozo en un campo de Prudhoe Bay en 1983.
El objetivo de la operación fue la economía en la reducción de costos de reparación en ambientes donde la movilización de equipos convencionales y costos de operación son altos.
Áreas de oportunidad
Los resultados más impactantes para este tipo de servicios es la aplicación a pozos sin equipos, donde la reparación del pozo seleccionado, es en su totalidad con la unidad de Tubería Flexible por su capacidad de precisión en la colocación de tapones de cemento en el pozo utilizando pequeños volúmenes de lechada.
Ventajas
Ventajas que se obtiene con el uso de la Tubería Flexible para la colocación de tapones de cemento son las siguientes:
Se utilizan pequeños volúmenes de fluidos para el control del pozo.
No se requiere la movilización de equipo convencional.
Precisión en la colocación de pequeños volúmenes de cemento.
Menores posibilidades de contaminación de la lechada durante la colocación.
Tubería continua (la T.F. se mantiene en movimiento reduciendo los riesgos de pegaduras).
En las cementaciones forzadas se puede desplazar el exceso de cemento contaminándolo con boratos.
Consideraciones para el diseño Antes de efectuar un trabajo de cementación con Tubería Flexible se deberán tomar las siguientes consideraciones:
Objetivo de la operación (factibilidad del empleo de la T.F.).
Registro de fatiga de la Tubería Flexible a emplear.
Volúmenes de lechadas de cemento.
Datos de pruebas de admisión.
Altas presiones por fricción durante el bombeo del cemento.
Bajas cédulas de bombeo.
Control en la profundidad.
Diseño y sistema de lechada.
Diámetro y longitud de la sarta.
Técnica de cementación.
Valores de energía de mezcla de la lechada.
Profundidad, temperatura y tiempo de bombeo.
En el cumplimiento para cada una de ellas se deberá tener en cuenta en la elaboración del diseño, la utilización de algunas de las herramientas “Thru Tubing” de fondo como apoyo para cada tipo de operación como pueden ser:
Empacadores inflables permanentes.
Recuperables.
Tapones puentes.
Retenedores de cemento.
Algunas herramientas de tamaño normal (arriba de 4 1/2”) adaptadas a las características de la T.F.
Diseño de la lechada Primeramente se seleccionara el tipo de cemento de acuerdo a sus propiedades y objetivos y del sistema de lechada a emplear:
Cemento convencional
Cemento látex.
Cemento tixotrópicos.
Cemento espumado.
Los cuales están en función del esfuerzo de compresión desarrollada, profundidad, temperatura, porosidad, permeabilidad y adherencia requeridas.
Características de la lechada Propiedades Reológicas:
Mínimas presiones por fricción.
µp menores de 50 cps (viscosidad plástica).
Ty de 5 a 10 lb/100 pies 2 (punto de cedencia).
Agua libre: cero (máx. 1ml )
Estabilidad de la lechada:
Libre de sólidos.
Punto de cedencia arriba de 5 cp
Esfuerzo de gel:
Estable para 2 horas a temperatura de fondo estática.
Filtrado y pérdida de fluidos:
Valores recomendados de 40 a 100 ml/30 min. para pérdida de fluidos.
La altura del enjarre deberá ser sobre 10 mm para permitir la construcción de los nodos.
Densidad de la lechada:
Para alta densidad
Desarrolla buen esfuerzo de compresión.
Desarrolla altas presiones por fricción.
Recomendadas para tapones de desvío o pozos de alta presión.
Para baja densidad
Desarrolla bajo esfuerzo de compresión.
Genera bajas pérdidas de presión por fricción.
Reduce el efecto “U” durante el desplazamiento de la lechada.
Recomendadas para bajos gradientes de fractura.
El cemento espumado es de baja densidad pero genera altas presiones por fricción, recomendadas para pozos con pérdidas de circulación y bajas gradientes de fractura.
Tiempo de bombeo
Cédulas de bombeo API modificada por las altas energías de mezcla (menores tiempos bombeables, tiempos grandes de colocación, de circulación y lechada estática alrededor y abajo de la T.F.)
Los procedimientos de mezcla en laboratorio son modificados. Tiempos de corte en altas rpm dependiendo de la energía de mezcla en el campo.
Altas rpm de mezcla reduce el agua libre y la perdida de fluidos (lechada estable).
Pruebas de lechadas en laboratorio.
Dos horas a condiciones atmosféricas de presión y temperatura (bajas rpm de mezcla).
Dos veces el tiempo de colocación. Incrementar la presión y temperatura de fondo estática.
Tiempo de curado: 5 horas a presión y temperatura de fondo estática .
Ejecución del servicio
Para el desarrollo de las operaciones de cementación se determinarán los siguientes parámetros mecánicos para asegurar los óptimos resultados con base a los objetivos o propósitos de la operación. Con el módulo de fuerzas de la tubería (TFM) del programa Coil Cat descrito en los capítulos anteriores se determinaran los parámetros de esfuerzos sometidos a la T.F., durante la cementación para simular las condiciones de operación.
Control de la profundidad.
Para operaciones con volúmenes peque ños de lechadas o de colocación precisa se requiere correlacionar la profundidad de la tubería, con alguna referencia mecánica del pozo mediante el uso de localizadores de extremo de T.P. o de niples existentes en el aparejos o de algunos otros métodos.
Ensamble de fondo. Se recomienda usar trompo cementador con orificios laterales para aumentar la velocidad del fluido homogeneizando la lechada en el fondo, así como el uso de válvula check para evitar la intrusión de fluidos en la tubería.
Diseño de Espaciadores. Para prevenir la contaminación de la lechada se determinarán el uso de baches espaciadores con fluidos compatibles o del uso de espaciadores mecánicos (tapones de hule) de desplazamiento.
Técnica de Colocación. De acuerdo a los fluidos contenidos en el pozo y de la profundidad del tapón, se colocará una base firme como apoyo al cemento evitando la contaminación por colgamiento del mismo, mediante el bombeo de un bache viscoso, arena o de algún medio mecánico (tapones puentes). Así como mantener la tubería en movimiento durante la operación. Procedimiento general de colocación Antes de iniciar con las operaciones de colocación del cemento se deberá determinar todos los parámetros necesarios para la ejecución de la cementación como limpieza del pozo, prueba de inyección para el caso de
forzadas, correlación de la profundidad, control del pozo, colocación de bache viscoso, velocidad de ascenso de la tubería mientras se coloca el cemento etc.
a) Colocar la T.F. (trompo cementador) en la base del tapón programado y circular. b) Preparar y bombear espaciador-lechada-espaciador . c) Con la tubería estática sacar el primer bache espaciador y 1.5 bls de lechada de la punta de la tubería. Previamente el operador de l a T.F. deberá practicar la velocidad de ascenso de la tubería para igualar con el gasto y volumen de lechada establecido por el diseño. Esta velocidad se puede calcular como:
VT.F. = (Q) (H) Donde: VT.f. = Velocidad de ascenso de la Tubería Flexible Q = Gasto de bombeo del cemento y esp. H = Altura del cemento en la T.R. V = Volumen de lechada de cemento. Nota: Se elaborará cédula de bombeo para el desplazamiento de la lechada. d) Sin interrupción del bombeo, sincronizar la velocidad e iniciar el ascenso. Recalcular si varían las condiciones de bombeo. e) Al término del desplazamiento de la lechada la punta de la T.F. deberá encontrarse en la cima de tapón de cemento. Continuar levantando la tubería para sacar el segundo bache desplazador de la sarta (figura 6.2). Con
la T.F. estacionada de 3 a 5 m y circular dos veces la capacidad del pozo para desplazar los espaciadores o el exceso de cemento a la superficie.
Bombeo continuo a bajo gasto
Pozo cerrado
Fluidos de control La punta es levantada aproximadamente 50 pies encima
Espaciador
Lechada de cemento
Figura 6.2
f) Recuperar tubería y represionar pozo (menor a la presión de admisión). Esperar fraguado.
g) En caso efectuar forzada, levantar tubería, si es posible hasta la T.P., cerrar preventores e iniciar la inyección del cemento hasta alcanzar presión final como se muestra en la figura 6.3. Si es necesario utilizar la técnica de hesitación del cemento.
Bombeo del fluido desplazador a máximo gasto y presión Pozo cerrado
Fluido empacador
h) Abrir pozo estrangulado y circular manteniendo presión positiva sobre la presión final alcanzada. Bajar T.F. con máxima presión y gasto para la remoción del cemento excedente contaminándolo con bombeo de borato/bentonita. Reducir el gasto al pasar por la zona tratada para no dañar los nodos formados. Circular durante una hora manteniendo la presión de gasto y bombeo positiva. Con pozo estrangulado sacar la tubería con máxima presión y gasto de circulación, observando los fluidos por la descarga. i) Cerrar pozo represionado y esperar fraguado. Si durante la prueba de inyección efectuada previa a la operación se observa el regreso de los fluidos inyectados se optarán por el uso de algunas herramientas de fondo (retenedores) adecuado al tipo de operación, existentes en el mercado.
Evaluación del servicio Al término de las operaciones, se puede evaluar la eficiencia obtenida en la ejecución de los trabajos a través de diferentes pruebas dependiendo del tipo y objetivos de la operación, como por ejemplo pruebas de presión, de flujo o de
producción., además de verificar las condiciones del pozo con línea de acero o la misma T.F. En caso de obstrucciones o afinar cimas de cemento se puede corregir mediante el uso de barrenas ampliadores para remover el excedente.
6.
Sartas de veloci dad y Aparejos de Producc ión
La declinación de la presión del yacimiento, origina la disminución del volumen de gas (velocidad), incrementando la producción de agua, obligando acumular los líquidos en el fondo del pozo y ejerciendo una contrapresión hacia la formación. Estas restricciones en algunos casos impiden la entrada de fluidos de la formación hacia el pozo. La instalación de una tubería concéntrica de T.F. dentro del aparejo de producción es una alternativa económica, segura y efectiva para recuperar los fluidos estabilizados.
Las sartas de velocidad pueden ser instaladas en pozos productores de aceite o de gas, dependiendo de su patrón de flujo, el cual va a estar determinado por:
El gasto de líquido.
El gasto de gas.
Densidad del líquido
Densidad del gas
Tensión interfacial
Geometría tubular
Una sarta de velocidad incluye:
Tubería flexible
Niples de asiento
Válvula subsuperficial de seguridad
Válvulas de bombeo neumático
Equipo superficial incluye: Cabezal
Colgador
Medio árbol de válvulas
Configuración típica de una sarta de velocidad La profundidad de instalación de una sarta de velocidad en una terminación dependerá, en la mayoría de los casos, de que exista un niple asiento colocado en un punto apropiado, preferentemente en la parte más baja del aparejo existente. Las opciones de producción con sartas de velocidad son:
Producción por la tubería flexible
Por el espacio anular
Producción combinada
Bombeo neumático En algunas aplicaciones en general, puede instalarse la tubería flexible dentro del aparejo existente, como una sarta de velocidad para reducir el área
de flujo; sin embargo, en algunas formaciones esto no resulta favorable debido al incremento de fricción que pudiera requerirse en el bombeo neumático. Nuevas tecnologías han desarrollado productos como válvulas subsuperficiales de seguridad y válvulas de bombeo neumático que forman parte integral de la tubería flexible; ésta es la tecnología “spoolable”.
Diseño El diseño de un aparejo de bombeo neumático en una terminación con T.F. es de suma importancia, ya que va a determinar el número de válvulas de gas lift requerido y la profundidad de cada una de ellas. El proceso de diseño para el cálculo apropiado de los puntos de inyección, es determinado por modelos de cómputo comúnmente usados en el diseño convencional de terminaciones con bombeo neumático.
Desventajas: Las válvulas de inyección no pueden ser recuperadas con línea de acero, por lo que tendrá que recuperarse toda la sarta para remplazar dichas válvulas. Incompatibilidad de las restricciones del aparejo existente con la sarta de B.N. debido a la excentricidad de las válvulas.
Configuración típica de bombeo neumático con T.F. Bombeo electrocentrífugo
El uso de la tubería flexible para la introducción de aparejos de bombeo electrocentrífugo (B.E.C.) ha sido agudizado en los últimos años. Un sistema simple de B.E.C., consta principalmente de una bomba centrífuga de múltiples etapas con un motor de fondo y una fuente de poder a través de un cable conductor. Este sistema opera con mayor eficiencia en pozos con baja relación gas-aceite y con alta productividad de fluido. Este sistema puede llegar a producir hasta 80,000 barriles de fluido por día. Dependiendo de las características de producción del pozo, el promedio de vida del sistema puede ir desde pocas semanas hasta varios años. Diseño El diseño de las dimensiones y capacidades de las bombas y motores va ser determinado por la compañía proveedora. La selección está basada en los parámetros del yacimiento y las condiciones del pozo. Un factor adicional que debe ser considerado es el incremento de la presión debido a la fricción, causado relativamente por el diámetro reducido de la tubería de producción existente. Para la selección de la tubería apropiada, va estar asociada con las fuerzas generadas por la bomba y el motor eléctrico. El análisis de éstas fuerzas puede efectuarse haciendo uso del programa de cómputo denominado “CoilLIMIT”,. Los factores que se deben considerar para el diseño del aparejo de B.E.C. son:
Esfuerzos de tensión y carga
Torque
Vida útil
Cable de potencia
Ejecución La corrida del aparejo de B.E.C. puede hacerse con el cable de potencia dentro de la T.F. o fuera de ella, dependiendo del diámetro de la misma. Es decir, esto es aplicable cuando se ha diseñado para una T.F. de 3 ½” o mayor. Resultando ahorros sustanciales ya que se reducen los tiempos de introducción y el riesgo de daño del cable disminuye considerablemente.
Componentes: Bomba centrífuga: Está compuesta de múltiples etapas. Cada etapa comprende de un impulsor y un difusor. La bomba se diseña en función de la altura de columna de fluido por producir (nivel dinámico). Motor eléctrico: Es de tres fases, separadas a 120 grados, que establece un campo magnético de dos polos; el cuál hace mover el rotor y estator contenidos dentro del motor. El conector del cable de potencia que se conecta al motor se denomina “mufa”. Protector o sello: Se instala arriba del motor y debajo de la bomba. Tiene tres funciones principales, soportar el impulso aplicado por la bomba (cojinete), también se encarga de igualar las presiones entre el fluido del motor y los fluidos del pozo, así como para disipar el calor generado. Separador de gas: Se encarga de separar el gas antes de que el fluido entre a la bomba. Esto se logra con un sistema impulsor especial. Cable de potencia: Conduce la potencia eléctrica desde superficie al motor. El conductor se encuentra aislado y rodeado por una chaqueta protegida por una armadura metálica.
Configuración típica de un aparejo de b.e.c. con T.F. Existen accesorios adicionales que pueden instalarse en la parte inferior del motor, como sensores para medir la presión y temperatura de fondo a tiempo real.
Los componentes superficiales incluyen el cabezal con preparación especial y el colgador para la T.F.
Bombeo hidráulico. Se ha desarrollado un nuevo sistema de bombas hidráulicas durante los últimos años, las cuales son usadas con tubería flexible para la producción de pozos, sobre todo de agujeros reducidos.
Diseño Para el diseño de las bombas se toma en consideración los grandes gastos que deberán bombear con altos contenidos de sólidos, tales como los finos provenientes de la formación. Su diseño especial de desplazamiento de fluido permite trabajar con gastos mayores de los normales. Estas bombas utilizan la potencia de un fluido para mover otro, y trabajan de la siguiente manera:
Una tobera convierte la presión del fluido de potencia en velocidad,
Por unos orificios de admisión entra el fluido de producción, dirigiendose al encuentro del fluido de potencia,
Una garganta donde el fluído de potencia, a alta velocidad, se mezcla con el fluido de producción
Un difusor donde la velocidad, aún elevada, de mezcla de fluidos, se convierte en presión, desplazando el fluido resultante hacia la superficie.
Existen dos diseños básicos de bombas Jet: una bomba libre y otro de bomba fija. En el diseño de bomba fija, ésta se conecta al extremo de la columna de producción y se baja en el pozo. Para recuperarla o efectuar su mantenimiento es necesario sacar la totalidad de dicha columna. El tipo de bomba libre es diseñada para efectuar su desplazamiento dentro y fuera del pozo, por el interior de la tubería, lo cuál permite su recuperación por circulación inversa. Debido a su diseño, se pueden obtener distintas configuraciones para un proyecto específico, dependiendo ésta de los parámetros de producción de un pozo determinado. Los componentes principales de las bombas Jet son:
El conjunto de fondo
La caja de la bomba
El conjunto de garganta y tobera.
La compatibilidad de las bombas con los distintos diámetros de T..F. van desde 1 1/4” hasta 2 7/8” y pueden ser fabricadas con diámetros desde 3/4” y longitudes de 12 pulgadas. Esto hace posible producir por bombeo hidráulico en pozo de diámetro reducido con gran desviación y horizontales. Las áreas de oportunidad ideales para usar las bombas hidráulicas son en pozos de poca producción, donde no es posible el bombeo mecánico o con problemas de parafina. También se obtienen buenos resultados en pozos cuya presión de fondo es insuficiente para producir en forma constante, pero que tienen una alta relación gas/aceite y que su punto de burbuja es próximo a la presión estática en el fondo del pozo.
Para minimizar el costo de instalación en aquellos lugares, en que por distintas razones, el efectuar servicios a los pozos es problemático, las bombas jet pueden instalarse utilizando un niple, un obturador o un asiento de bomba. Ejecución La bomba hidráulica se baja con la tubería flexible hasta una profundidad tal, que permita la producción de fluidos. Esta instalación requiere un niple asiento y un obturador colocado en el interior de la T.F. para empacar la columna de producción. Se deben colocar suficientes tubos de cola debajo de la caja de la bomba para permitir separar el gas del aceite y de ésta manera optimizar los gastos de producción.
Conclusiones Las sartas de tubería flexible tienen fama en los trabajos de reparación de pozos debido a la ductibilidad de la misma, pero generalmente no es considerada para usarse como aparejo de producción permanente. Si los diámetros de tubería existente son reducidos, la tubería flexible es la más apropiada en una terminación, debido al bajo costo y fácil instalación. La calidad actual de la tubería flexible es una ventaja, ya que permite instalar sartas hasta los 6,400 m.
7.
Cambio de fluidos y control de pozos
Objetivo. Circular la carga hidrostática generada por los fluidos contenidos en el pozo, mediante el desplazamiento de un fluido de menor densidad para crear una presión diferencial, si el pozo se encuentra disparado en el intervalo productor del mismo y que permita a los fluidos del yacimiento fluyan a
superficie. Si no para dejar dentro del pozo esté fluido de baja densidad y efectuar los disparos. Áreas de oportunidad. Normalmente los pozos petroleros tienen un fluido de control con una carga hidrostática mayor que la presión del yacimiento; y esto es por razones de control, durante alguna intervención, es necesario efectuar cambio de fluidos por más ligeros. Aquí es donde se utiliza la tubería flexible:
Equipo a utilizar
Equipo de tubería flexible, unidad de bombeo del equipo de tubería flexible, herramientas de fondo
Consideraciones para el diseño Dentro de las consideraciones para el diseño de un trabajo de cambio de fluidos se toman en cuenta: geometría del pozo, los fluidos en el pozo, condiciones de la vida útil del aparejo de producción, conexiones superficiales, datos del yacimiento, densidad de fluido de control en el pozo, presión y temperatura de fondo y las características de la tubería flexible.
Aspectos importantes para tomar en cuenta en las circulaciones con tubería flexible Los aspectos importantes que requieren ser considerados para determinar el volumen óptimo de fluido de baja densidad y tiempo de operación para realizar el cambio de fluidos.
Volumen requerido de fluido de baja densidad.- La
cantidad se
determina en función de la geometría del pozo, tipo de fluido por desplazar y de las condiciones de operación: gastos, presiones de circulación, velocidad de introducción y extracción de la tubería flexible. Como el punto máximo de circulación se establece en el fondo del pozo, el gradiente de presión se incrementa. Y cuando se inicia el ascenso en el espacio anular, el gradiente de presión de la columna del líquido disminuye debido a lo liviano de la columna del fluido desplazante.
Metodología para calcular el volumen requerido de fluido desplazante. Determinar el volumen necesario para introducir (Vi ), la tubería flexible a una profundidad considerada ( L ), con una velocidad ( vi ). Vi = L * Qi / vi Calcular el volumen para circular en el fondo ( Vf ): Vf = Vtot Vtot = VTR + VTP Calcular el volumen durante la extracción de la tubería flexible Ve = [ L * Qe ] / ve Volumen total de nitrógeno requerido. VT = Vi + Vf + Ve Donde:
Vi = Volumen de fluido desplazante durante la introducción de la tubería flexible, en m3 Vf = Volumen de fluido desplazante para circular en el fondo, en m3 Ve = Volumen de fluido desplazante durante la extracción de la tubería flexible, en m 3 Vtot = Volumen total del pozo, en m 3 VTR = Volumen de la T.R. de la profundidad interior al empacador = Cap. TR * L1 VTP = Volumen en la tubería de producción = Cap. TP * L2 L1 = Longitud de TR, ( de la profundidad interior al empacador ) L2 = Longitud de la tubería de producción. L
= Profundidad programada ( de trabajo ), en metros.
Q i = Gasto de fluido desplazante durante la introducción, en m3 /min. Q e = Gasto de fluido desplazante durante la extracción, en m 3/ min. vi
= Velocidad de introducción de la tubería flexible, en m /
ve
= Velocidad de extracción de la tubería flexible, en m/ min.
min.
Ejecución. Se puede realizar el cambio de fluidos por dos métodos : Circulación
continua.- Es el método más efectivo para realizar un
cambio de fluidos. Consiste en bajar la tubería flexible con circulación continua de fluido desplazante, con una velocidad de 25 m / min., y con un gasto de 1/2 bl / min. ( en tub. flex. de 1 ¼” ). Estos son iniciados cuando la punta de la tubería de la tubería esta justamente por debajo del nivel de fluido dentro del pozo. Se continúa bombeando hasta la profundidad programada (punto máximo de circulación).
En la zona de interés, se incrementa el gasto máximo permisible considerando que la presión máxima de trabajo con tubería flexible de 1 ¼”, en movimiento es de 3500 psi y de 5000 psi con tubería estática. La circulación del fluido desplazante se mantiene hasta desplazar el volumen total del pozo. Circulación Intermitente.- Es semejante al anterior, pero con la variante de no bombear fluido desplazante mientras se baja, hasta que se llega a la profundidad predeterminada. En este punto la presión de circulación requerida debe ser mayor que la presión hidrostática de la columna del fluido que contiene el pozo. El volumen de fluido desplazante que se debe circular es equivalente al volumen total del pozo a la profundidad de operación, considerando una presión hidrostática en el espacio anular. Este método, tiene como limitante las presiones de manejo de la tubería flexible.
Secuencia Operativa. 1) Verificar que los datos del estado mecánico del pozo sean los correctos. 2) Verificar el diseño de la intervención. 3) Efectuar una reunión de trabajo y seguridad, antes de iniciar la intervención del pozo, explicando el objetivo, riesgos y cuidados que se deben mantener durante el desarrollo de los trabajos. Asignar responsabilidades específicas al personal involucrado. 4) Revisar las conexiones superficiales.
5) Proceder a la instalación de las unidades que intervienen durante la circulación. 6) Efectuar prueba de presión al equipo y conexiones de las unidades de tubería flexible y equipo de bombeo. 7) Proceder a la intervención del pozo bajando la tubería flexible a la velocidad y gasto de bombeo establecido, de acuerdo al método de circulación seleccionado. 8) Al llegar a la profundidad programada, se debe bombear el volumen previamente calculado, incrementando el gasto , sin rebasar la presión de trabajo, efectuando al mismo tiempo movimientos ascendentes y descendentes para evitar atrapamientos de la tubería flexible. 9) Extraer la tubería flexible, cuando se ha terminado de desplazar la capacidad del pozo, manteniendo el bombeo mientras se saca la tubería flexible. Se recomienda suspender el bombeo cuando faltan 1000 m. por sacar. 10) Se recomienda que la línea de descarga se mantenga sin estrangulador, para evitar el efecto de contrapresión y una posible inyección de fluido al intervalo abierto. 11) Solo cuando se observa manifestación o aportación del intervalo productor, se recomienda utilizar estrangulador. 12) Desmantelar el equipo y accesorios utilizados durante la intervención. 13) Evaluar la operación y hacer un reporte final del servicio. Evaluación
Los factores que se deben considerar en determinar la efectividad de la intervención, son los determinados en el diseño y comparados con los parámetros que se manejaron durante la operación. Con apoyo de los módulos contenidos en el simulador numérico Coil CADE, se puede evaluar y definir el procedimiento a seguir durante el cambio de fluidos.
Conclusión
El cambio de fluidos de un pozo con tubería flexible es una alternativa que permite proteger los aparejos de producción de las altas presiones que resultan durante la circulación y el desplazamiento de los fluidos, tanto del desplazante como, él del pozo.
Control de Pozos.
Circular la carga hidrostática ente los fluidos de producción del pozo, mediante el desplazamiento de un fluido de control para dejar el pozo con una presión hidrostática, un poco mayor, que, la presión del yacimiento. Ya que el pozo se encuentra disparado en el intervalo productor del mismo.
Áreas de oportunidad:
Cuando los pozos petroleros dejan de producir ó se les tiene que efectuar algún mantenimiento es necesario controlar el pozo y así realizar la operación correspondiente. Esto se hace circulando fluidos de control con la tubería flexible hasta la profundidad programada.
Equipo a utilizar
Equipo de tubería flexible, unidad de bombeo del equipo de tubería flexible, herramientas de fondo.
Consideraciones para el diseño
Dentro de las consideraciones para el diseño de un trabajo de control de pozos
se toman en cuenta: geometría del pozo, los fluidos en el pozo,
condiciones de la vida útil del aparejo de producción, conexiones superficiales, datos del yacimiento, densidad de los fluidos que produce ó dejo de producir el pozo, presión y temperatura de fondo y las características de la tubería flexible.
Aspectos importantes para tomar en cuenta en las circulaciones con tubería flexible.
Los aspectos importantes que requieren ser considerados para determinar el volumen óptimo de fluido de control y tiempo de operación para realizar el control del pozo. Volumen requerido de fluido de Control.- La cantidad se determina en función de la geometría del pozo, tipo de fluidos por desplazar y de las condiciones de operación: gastos, presiones de circulación, velocidad de introducción y extracción de la tubería flexible. Como el punto máximo de circulación se establece en el fondo del pozo, el gradiente de presión se incrementa.
Metodología para calcular el volumen requerido de fluido desplazante. Determinar el volumen necesario para introducir (Vi ), la tubería flexible a una profundidad considerada ( L ), con una velocidad ( vi ). Vi = L * Qi / vi Calcular el volumen para circular en el fondo ( Vf ): Vf = Vtot Vtot = VTR + VTP
Calcular el volumen durante la extracción de la tubería flexible Ve = [ L * Qe ] / ve Volumen total de nitrógeno requerido.
VT = Vi + Vf + Ve Donde: Vi
= Volumen de fluido desplazante durante la introducción de la tubería flexible, en m3
Vf
= Volumen de fluido desplazante para circular en el fondo,
en m3 Ve = Volumen de fluido desplazante durante la extracción de la tubería flexible, en m 3 Vtot = Volumen total del pozo, en m 3 VTR = Volumen de la T.R. de la profundidad interior al empacador = Cap. TR * L1 VTP = Volumen en la tubería de producción = Cap. TP * L2 L1
= Longitud de TR, ( de la profundidad interior al empacador
L2
= Longitud de la tubería de producción.
L
= Profundidad programada ( de trabajo ), en metros.
)
Q i = Gasto de fluido desplazante durante la introducción, en m3/min. Q e = Gasto de fluido desplazante durante la extracción, en m 3/ min. vi
= Velocidad de introducción de la tubería flexible, en m /
ve
= Velocidad de extracción de la tubería flexible, en m /
min. min.
Ejecución. Se puede realizar el control de pozos por dos métodos :
Circulación continua.- Es el método más efectivo para realizar un cambio de fluidos. Consiste en bajar la tubería flexible con circulación continua de fluido de control, con una velocidad de 25 m/ min., y con un gasto de 1/2 bl / min. ( en tub. flex. de 1 ¼” ). Estos son iniciados cuando la punta de la tubería esta justamente por debajo del nivel de fluido dentro del pozo. S Se continúa bombeando hasta la profundidad programada (punto máximo de circulación). En la zona de interés, se incrementa el gasto máximo permisible considerando que la presión máxima de trabajo con tubería flexible de 1 ¼”, en movimiento es de 3500 psi y de 5000 psi con tubería estática. La circulación del fluido de control se mantiene hasta desplazar el volumen total del pozo. Circulación Intermitente.- Es semejante al anterior, pero con la variante de no bombear fluido de control mientras se baja, hasta que se llega a la profundidad predeterminada. En este punto la presión de circulación requerida debe ser mayor que la presión hidrostática de la columna del fluido que contiene el pozo. El volumen de fluido control que se debe circular es equivalente al volumen total del pozo a la profundidad de operación, considerando una presión hidrostática en el espacio anular. Este método, tiene como limitante las presiones de manejo de la tubería flexible.
Secuencia Operativa 1) Verificar que los datos del estado mecánico del pozo sean los correctos. 2) Verificar el diseño de la intervención.
3) Efectuar una reunión de trabajo y seguridad, antes de iniciar la intervención del pozo, explicando el objetivo, riesgos y cuidados que se deben mantener durante el desarrollo de los trabajos. Asignar responsabilidades específicas al personal involucrado. 4) Revisar las conexiones superficiales. 5) Proceder a la instalación de las unidades que intervienen durante la circulación. 6) Efectuar prueba de presión al equipo y conexiones de las unidades de tubería flexible y equipo de bombeo. 7) Proceder a la intervención del pozo bajando la tubería flexible a la velocidad y gasto de bombeo establecido, de acuerdo al método de circulación seleccionado. 8) Al llegar a la profundidad programada, se debe bombear el volumen previamente calculado, incrementando el gasto, sin rebasar la presión de trabajo, efectuando al mismo tiempo movimientos ascendentes y descendentes para evitar atrapamientos de la tubería flexible. 9) Extraer la tubería flexible, cuando se ha terminado de desplazar la capacidad del pozo, manteniendo el bombeo mientras se saca la tubería flexible. Se recomienda suspender el bombeo cuando faltan 1000 m. por sacar. 10) Se recomienda que la línea de descarga se mantenga sin estrangulador, para evitar el efecto de contrapresión y una posible inyección de fluido al intervalo abierto. Solo cuando se observa
