Terminación+de+pozos+petrolíferos+i (1)

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Terminación+de+pozos+petrolíferos+i (1)

  1. 1. CURSOS DE PETROLEO GRAL. MOSCONI TERMINACION I EQUIPOS MANIOBRAS HERRAMIENTAS DIEGO GABRIEL CHAUQUI 2012 CURSOSDEPETROLEO @ HOT MAI L .C OM.A R COMODORO RIVADAVIA
  2. 2. TERMINACION I TERMINACIÓN DE POZOS PETROLÍFEROS Un pozo perforado representa el conducto o canal que permite la comunicación entre el reservorio y la superficie, por el cual se extrae la información y los fluidos que se encuentran en el reservorio. Los costos de realización del pozo constituyen el principal gasto para el desarrollo de un reservorio. Influyen directamente sobre las características de producción, drenaje del reservorio y economía del yacimiento. La terminación es la fase más importante en la vida de un pozo, porque comprende todas las operaciones entre la perforación y la puesta en producción. Una terminación ideal minimiza el costo inicial de un pozo, incide sobre la rentabilidad del mismo a lo largo de su vida productiva. Por el contrario una terminación deficiente, ocasiona gastos innecesarios, abandono prematuro y reservas de hidrocarburos no recuperadas. Para el diseño de un Programa de Terminación, se debe tener en cuenta las condiciones ambientales, restricciones y los recursos. EQUIPOS El equipo de perforación no está preparado ni su personal adaptado a los trabajos que se realizan durante la terminación de un pozo, además de ser una máquina que estaría muy sobredimensionada para esos trabajos, en su capacidad y equipos secundarios de que dispone, por lo que sería de un costo excedente muy importante. Por lo tanto los trabajos de terminación se realizan con otro equipo, una máquina similar pero más pequeña que, mediante una serie de trabajos y evaluaciones, permitirá dejar abiertas a la explotación las capas que tengan interés económico. Un equipo de los utilizados en la terminación de los pozos es similar, en su aspecto, a los utilizados para las operaciones de pulling de pozos profundos, pero con mayor capacidad de "tiro" en el gancho, mayor potencia en los motores y en el cuadro de maniobras y equipados con elementos para el control y ensayo de los pozos, como son por ejemplo, las bombas de circulación, las piletas de ensayo y el cable de pistoneo. cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 2
  3. 3. TERMINACION I También están mejor provistos de sistemas de seguridad y BOP para controles de surgencias. Además del equipo propiamente dicho, generalmente auto trasportable, con la torre y los tambores de arrollamiento de cables, cuentan con una o dos bombas, una o dos piletas para circular fluidos, un cuadro de maniobras, la subestructura donde trabajan los operarios en las maniobras de boca de pozo, tanques para combustibles y agua, generador eléctrico (usina) y trailers para el personal. El transporte se efectúa trasladando todo el equipamiento en camiones grandes y ensamblando las partes en el pozo durante el montaje, en tiempos que pueden variar, en función del tamaño del equipo y la distancia de transporte, de 8 a 12 hs. Es una tarea idéntica a la que se practica con el equipo de perforación aunque se mueven menos cargas y las que se mueven son de menor tamaño, por lo tanto el tonelaje transportado es mucho menor. El objetivo final de la terminación es poner en producción las capas seleccionadas, para lo cual habrá que realizar las operaciones mencionadas anteriormente. Como se verá, muchas de ellas se realizan con herramientas que se bajan al pozo suspendidas de un cable, pero en otras, se procede a bajar y sacar del pozo accesorios y herramientas conectadas a una columna de caños, compuesta por tubos (generalmente de unos 7 cm de diámetro y 9 metros de largo) de acero especial muy resistente, denominado "tubing". 2 7/8 Estos caños, utilizados para estas maniobras, podrán luego constituir la instalación final de producción del pozo. Los mismos se bajan conectándolos entre si uno a uno y cuando es necesario sacarlos se los saca en "tiros dobles", de a dos, siendo colocados "parados" al costado de la subestructura y tomados en el extremos superior, en un peine colocado en el piso de enganche. Esta situación es similar a la forma de manipular la columna perforadora durante las maniobras de bajada y sacada de herramienta. También existen en el mercado y son de uso corriente, tubos de acero de mayor resistencia que los tubing, preparados especialmente para las maniobras de terminación o reparación de pozos, de manera de ser utilizadas cuando las operaciones son de mayor severidad o exigencia (por ejemplo trabajar con muy altas presiones, o rotar con trépano) a fin de preservar los tubing y bajarlos al pozo solamente al final, para poner en producción el pozo. cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 3
  4. 4. TERMINACION I La terminación. El equipamiento. Una vez finalizadas las tareas de perforación y desmontado el equipo, se procede a la terminación y reequipamiento del pozo que consiste en una serie de tareas que se llevan a cabo mediante el empleo de una unidad especial que permite el ensayo y posterior puesta en producción del mismo. Dicha unidad consiste en un equipo de componentes similares al de perforación pero normalmente de menor potencia y capacidad ya que trabaja, en principio, dentro del pozo ya entubado, y por consiguiente, con menores diámetros y volúmenes que los utilizados durante la perforación, y por consiguiente, menor riesgo. El agregado de un mecanismo de pistones le permite realizar maniobras que consisten en la extracción artificial del fluido que contiene o produce el pozo por medio de un pistón con copas que sube y baja por el interior de la tubería de producción (tubing), conectado al extremo de un cable que se desenrolla y enrolla en longitudes previstas, según la profundidad, sobre un carretel movido mecánicamente. Mediante esta operación se pueden determinar el caudal y el tipo de fluido que la capa pueda llegar a producir. Puede observarse que la operación de terminación implica una sucesión de tareas más o menos complejas según sean las características del yacimiento (profundidad, presión, temperatura, complejidad geológica, etc.) Y requerimientos propios de la ingeniería de producción. De la calidad de los procedimientos para satisfacer estos requerimientos dependerá el comportamiento futuro del pozo par. Desarrollo de las tareas de terminación. Una vez montado el equipo de terminación, se procede en primer lugar a la limpieza del pozo y al acondicionamiento del fluido de terminación, para luego, mediante los llamados "perfiles a pozo entubado", generalmente radiactivos y acústicos, precisar la posición de los estratos productivos, los que fueron ya identificados por los "perfiles a pozo abierto", como así también la posición de las cuplas de la cañería de entubación y por otra parte la continuidad y adherencia del cemento, tanto a la cañería como a la formación. Habiéndose determinado los intervalos de interés, correlacionando los perfiles a pozo abierto y entubado, y comprobando la calidad de la cementación, es necesario poner en contacto cada estrato seleccionado con el interior del pozo mediante el "punzamiento" o perforación del casing y del cemento. Esto se realiza mediante cañones con "cargas moldeadas" unidas por un cordón detonante activado desde la superficie mediante un cable especial. Cada uno de los estratos punzados es ensayado para determinar los volúmenes de fluido que aporta, así como la composición y calidad de los mismos (petróleo, gas, porcentaje de agua). Esto se realiza mediante "pistoneo" por el interior del tubing o "cañería de producción". Se determina así si la presión de la capa o estrato es suficiente para lograr el flujo hacia la superficie en forma natural o si deben instalarse sistemas artificiales de extracción. Puede suceder que durante los ensayos se verifique que existen capas sin suficiente aislamiento entre sí por fallas en la cementación primaria; en estos casos se realizan cementaciones complementarias, aislando mediante cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 4
  5. 5. TERMINACION I empaquetaduras (packers) el tramo correspondiente al pozo. Cuando la diferencia de propiedades de las distintas capas así lo justifica, se puede recurrir al tipo de terminación "múltiple", que cuenta con dos columnas de tubing para producir dos intervalos diferentes, quedando también la alternativa de producir por el "espacio anular" entre el casing y los dos tubing un tercer intervalo. También es de norma, aunque muy poco frecuente, la producción triple mediante tres cañerías de producción. Para el caso de terminación múltiple con dos o tres cañerías, el equipamiento debe incluir no solamente empaquetadores especiales, sino también cabezales de boca de pozo (en la superficie) de diseño particular, los que permiten el pasaje múltiple de cañerías. Por otra parte, el equipo de intervención del pozo o workover debe contar con herramientas especiales para maniobrar con múltiples cañerías a la vez, por lo que estas maniobras de intervención son mucho más riesgosas y delicadas y se requiere una más cuidadosa programación. Nuevas técnicas en búsqueda de mejor productividad, tales como las descriptas para perforar pozos direccionales, han desarrollado equipos y materiales que permiten realizar la terminación y puesta en producción de pozos multilaterales con el acceso a varias capas de un mismo pozo o el acceso a una capa remota mediante un pozo extendido horizontalmente. En caso de baja productividad de la formación, ya sea por la propia naturaleza de la misma o porque ha sido dañada por los fluidos de perforación o por la cementación, o incluso por el fluido de terminación, la formación productiva debe ser estimulada. Los procedimientos más utilizados son: la acidificación y la fracturación hidráulica. La acidificación consiste en la inyección a presión de soluciones ácidas que penetran en la formación a través de los punzados, disolviendo los elementos sólidos que perturban el flujo de los fluidos. La fracturación hidráulica consiste en inducir la fracturación de la formación mediante el bombeo a gran caudal y presión de un fluido que penetra profundamente en la formación, provocando su ruptura y rellenando simultáneamente la fractura producida con un sólido que actúa como agente de sostén. El agente generalmente utilizado es arena de alta calidad y granulometría cuidadosamente seleccionada que, por efecto de un mejoramiento artificial de la permeabilidad, facilitará el flujo desde la formación hacia el pozo a través de la fractura producida. a producir el máximo potencial establecido por la ingeniería de reservo La necesidad de bajar costos en zonas de pozos de baja productividad llevó a utilizar en forma creciente técnicas y/o materiales que redujeron tiempos de manejo y costos de equipamiento. La búsqueda de minimizar los costos de equipamiento llevó a condicionar la geometría de los pozos a la producción esperada, a perforar pozos de poco diámetro denominados slim-holes. Estos pozos de diámetro reducido son terminados generalmente bajo el sistema tubing-less, que consiste en entubar el pozo abierto con tubería de producción (tubing), y luego cementarlo aplicando el mismo procedimiento que para un revestidor convencional. Mediante la utilización de slim-holes los operadores han podido reducir los costos cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 5
  6. 6. TERMINACION I de perforación de los pozos entre un 40% y un 70%, reduciendo a su vez, costos y preocupaciones ambientales. La experiencia indica que la perforación de slimholes no reduce usualmente la producción. Los slim-holes fueron utilizados inicialmente en ee.uu. En los años ’60; sobre 1.300 pozos que han sido perforados con una profundidad entre 300 y 1.000 metros en kansas, texas y canadá usando slim-holes de 21/2 a 27/8 pulgadas en casing, los operadores han tenido reducciones entre 40 y 50% en costos de tubería y de un 17% en gastos generales. Hay varios ejemplos documentados de posteriores programas de perforación de slim-holes: en indonesia, durante el período 1983-1986, se lograron reducir los costos de perforación entre un 65 y 73%; por otra parte, en tailandia, mediante la perforación de slim-holes en su golfo de tailandia durante 1999, se registraron reducciones en los costos de hasta el 40%, pudiéndose comprobar además, que la productividad de los slim-holes fue mayor a la lograda con los pozos convencionales. El coiled-tubing y la snubbing unit son un material y una herramienta de trabajo de uso cada vez más frecuente: aunque se desarrollaron hace poco más de dos décadas, las nuevas técnicas de perforación, terminación e intervención de pozos necesitan utilizarlos cada vez más. El coiled-tubing, como su nombre lo indica, consiste en un tubo metálico continuo construido en una aleación especial que permite que se lo trate como a un tubo de pvc (cloruro de vinilo polimerizado), pero que posee las mismas características físicas de una tubería convencional de similar diámetro, con la siguiente ventaja: no es necesario manipularlo, ni estibarlo tramo por tramo para bajarlo o retirarlo del pozo, ya que se lo desenrolla o enrolla en un carretel accionado mecánicamente como si fuera una manguera. Esta última característica permite un mejor y más rápido manejo y almacenaje; por ello este tubo tiene múltiples aplicaciones tanto en la perforación de pozos dirigidos como en la terminación y reparación de los mismos. Fig. 6- unidad de coiled tubing cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 6
  7. 7. TERMINACION I Desde su aplicación inicial en los años ’60, el uso de coiled tubing se ha incrementado el punto que, en la actualidad, hay 750 unidades diseminados en todo el mundo, donde el 50% de ellos está siendo empleado en norteamérica. La perforación con coiled tubing se ha incrementado notablemente en los años ’90; a lo largo de 1999, alrededor de 1.200 pozos fueron perforados utilizando este material. Las unidades de coiled tubing han sido empleadas inicialmente en alaska, omán, canadá, mar del norte y venezuela pero la perforación de pozos usando este material va en aumento en la medida que avanza la tecnología. La snubbing unit es una máquina hidráulica que, reemplazando o superpuesta a una convencional, permite efectuar trabajos bajo presión, o sea sin necesidad de circular y/o ahogar al pozo para controlarlo. Esta condición de trabajo, que además de reducir tiempo de operación y costos ayuda a conservar intactas las cualidades de la capa a intervenir, consiste en la extracción o corrida de tubería mediante un sistema de gatos hidráulicos que mueven alternativamente dos mesas de trabajo en las que están ubicados juegos de cuñas accionados de manera hidráulica o neumática, que retienen o soportan la columna de tubos según sea necesario. Este sistema mecánico de manejo de tubería está complementado con un arreglo de cuatro válvulas de control de pozos, también accionadas de manera hidráulica, que funcionan alternativamente con la ayuda de un compensador de presiones, lo que posibilita la extracción o bajada de la tubería bajo presión. Fig. 7- snubbing unit El empleo conjunto de estas dos herramientas permite realizar tareas especiales de perforación. 5. El elemento humano. Para llevar adelante las tareas de perforación, terminación y reparación de pozos es necesario un conjunto de personas con diferentes grados de especialización: ingenieros, geólogos, técnicos, obreros especializados y obreros; tienen cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 7
  8. 8. TERMINACION I responsabilidades directas como programación, supervisión, operación y mantenimiento, e indirectas, tales como las de las compañías proveedoras de servicios técnicos, productos químicos y fluidos de perforación, unidades de mezcla y bombeo de cemento u otros servicios de bombeo, unidades para correr registros eléctricos, trépanos y proveedores de servicios auxiliares como transporte de equipo, materiales, cargas líquidas, personal, etc. El personal directo e indirecto involucrado en la perforación de un pozo, cuando se trata de perforación en tierra en pozos de desarrollo, asciende a una cantidad entre noventa y cien personas; en la medida que aumente la complejidad del trabajo, como, por ejemplo, en los pozos exploratorios profundos, pozos costa afuera, la cantidad de personal requerido puede llegar a duplicarse. Un equipo perforador, de terminación o de reparación, opera las 24 horas del días, todos los días del año, con personal que trabaja en turnos rotativos de 8 horas. Equipos de Workover Los servicios de workover tienen por objeto aumentar la producción o reparar pozos existentes. Estos equipos se utilizan para sellar zonas agotadas en pozos existentes, abrir nuevas zonas productoras para aumentar la producción o bien activar zonas productoras mediante procesos de fracturación o acidificación. Se utilizan también para convertir pozos productores en pozos de inyección a través de los cuales se bombea agua o dióxido de carbono a la formación, para aumentar la producción del yacimiento. Otros servicios de workover incluyen reparaciones importantes en el subsuelo, como reparaciones de la cañería de revestimiento (casing) o el reemplazo de equipamiento de fondo de pozo que ha sufrido deterioro. Los equipos de workover se usan en el proceso de terminación de pozos, que es la preparación de un pozo de petróleo o gas natural recientemente perforado para ponerlo en producción. MEDIO AMBIENTE  Ubicación en superficie: Condiciones en las que se ha perforado el pozo.  En campo abierto.  Próximo a zonas urbanizadas, o entro ella.  En regiones aisladas por el ambiente (selvas).  En zonas difíciles por la topografía del terreno (entre o sobre los cerros).  En zonas distantes y remotas (pozos de exploración).  En zonas ribereñas (sobre tarifas).  Sobre plataformas Off -Shore (mar adentro). cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 8
  9. 9. TERMINACION I  Método de Perforación: Como se logró el objetivo propuesto.  Pozo Vertical.  Pozo Desviado  Pozo Dirigido  Pozo Horizontal  Profundidad: A que profundidad se encontraron los espesores productivos  Pozos Petisos.  Pozos Someros.  Pozos Profundos.  Presiones del Reservorio: Necesita tratamiento de arenas.  Reservorios de presiones altas (empuje de agua, empuje de gas).  Reservorios de presiones bajas (gravitacionales).  Presiones que soporta la cañería (colapso, presión interior).  Configuración del Reservorio: Espesores productivos  Espesores productivos.  Una sección extensa con varios espesores productivos.  Varias secciones cortas, separada ente sí, y con 1 o varios espesores productivos en cada una.  Espesores productivos indicados para explotárselos por Terminaciones Múltiples  Mecanismo de empuje de/ reservorio: Cual es el elemento energizante.  Por empuje de agua  Por casquete de gas.  Por gas disuelto  Parámetros del reservorio: Características del fluido y de la roca  Porosidad (O), Permeabilidad (k), Saturación (Sw)  Problemas de control de arenas  Viscosidad de fluidos  Relaciones GOR y WOR  Composición del gas (corrosivo, tóxico) cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 9
  10. 10. TERMINACION I RESTRICCIONES  Cemento primario: detalles relevados como resultado de la cementación de la cañería  Tope del anillo de cemento en el anular de la cañería o altura  Homogeneidad del anillo de cemento alrededor de la cañería  Adherencia cemento – formación y cemento - cañería.  Daño de formación: Invasión de fluidos extraños a la formación  Control de la inyección durante la perforación  Control de sólidos y filtrado de las diferentes lechadas en la cementación  Control de las admisiones durante la Terminación / Reparación / Intervención.  Control de emulsiones y sólidos finos durante las estimulaciones  Efectos nocivos de las afluencias: Fluido que emana de la formación  Canalización de agua  Canalización de gas  Sólidos arrastrados por el fluido desde la formación (control de arenas)  Tratamientos de agua RECURSOS  Caudales de producción: expectativa de la vida productiva  Índice de productividad  Potencial de producción (Caudal Vs Tiempo)  Caída de presión de reservorio.  Técnicas de producción: sistemas de extracción.  Nivel dinámico / estático de fluido (surgencias o no) cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 10
  11. 11. TERMINACION I  Sistemas de extracción: Bombeo Mecánico. Electro sumergible. PCP, Sistema Kobe  Caudal optimo de extracción  Proyección futura: previsiones por mermas de producción  Incorporación de nuevas reservas  Tratamiento de reservas actuales : Estimulaciones  Aislamiento de espesores alterados (acuatizados)  Métodos de reparación: como se prevee intervenir el pozo.  Con equipo RTP, con equipo Pulling, solo con Wire – Line  Pistoneo para inducir surgencias  Cementación adicional de la cañería (auxiliares)  Punzado de capas con / sin elevación  Cambios de diseño, de bomba, de instalación, de método de extracción  Mecanismos adicionales de control de arenas  Opciones futuras: destino previsto según resultados obtenidos.  Pozo sumidero  Recuperación secundaria. Inyector – productor  Inyección de agua a vapor  Inyección de aire para combustión in – situ  Elementos adicionales de seguridad dentro del pozo (según proyección)  Una óptima Terminación involucra: medio ambiente - recursos y restricciones, al decidir:  Espesores a desarrollar  Método de Terminación  Cantidad de Terminaciones  Dimensiones del Casing y el Tubing  Configuraciones Casing - Tubing Mientras va avanzando la construcción de un pozo se obtiene una amplia gama de datos información sobre las capas perforadas, a través de¡ análisis de los recortes del trépano que llegan a superficie, información que se completa antes de cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 11
  12. 12. TERMINACION I entubar el pozo, con el “perfilaje a pozo abierto" (sin entubar) y la obtención de testigos laterales de las paredes del pozo. El objeto de reunir toda esta información en los pozos de desarrollo es permitir, con el mayor grado de exactitud posible, elaborar un diagnóstico sobre la cantidad de capas que contienen petróleo y /o gas producible; decidir la entubación del pozo y, posteriormente, seleccionar las capas de interés económico que han de quedar en producción. Pero cuando el equipo de perforación cumple programa estipulado y termina sus trabajos, el pozo está construido hasta la profundidad deseada y la cañería de entubación colocada y cementada, lo que significa que todas las capas, dentro de la zona de interés productivo han quedado selladas y aisladas entre sí, por lo que los fluidos están imposibilitados de ingresar al interior del pozo. Por lo tanto, para poner el pozo en producción será necesario realizar otra serie de operaciones, agrupadas bajo el nombre genérico de "terminación de pozo", con el objeto de realizar mediciones para completar la información necesaria en la selección de las capas a poner en producción ("perfilaje a pozo entubado'). Conectar las mismas con el interior del pozo ("punzamiento'), ensayar los fluidos producidos por cada una de ellas ("pistoneo'), para evaluarlos y conocer los caudales con que producen dichas capas y bajar al pozo la instalación de subsuperficie ("bajar instalación final') que corresponda al sistema de producción seleccionado. Verdaderamente, el proceso de terminación propiamente dicho comienza durante la perforación, cuando el trépano atraviesa la primer capa de interés, porque, desde ese momento, es necesario crear las condiciones de trabajo para preservar y no dañar las posibles capas productoras ("evitar el daño a la formación'). Los especialistas prepararán el "programa de terminación" en base a la información (testigos laterales, registros eléctricos de perfiles a pozo abierto y correlaciones con los pozos vecinos), recogida durante la perforación de este pozo y de otros del mismo área. cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 12
  13. 13. TERMINACION I Tal programa indicará la secuencia y el tipo de operaciones a ejecutar, las que, en términos generales, serán:  Montaje del equipo e instalación de válvulas y sistemas de seguridad.  Llenado del pozo, pruebas de hermeticidad y de los sistemas de cierre por emergencias  Ejecución de registros eléctricos  Ejecución de los punzamientos  Utilización de herramientas especiales si corresponde  Evaluación de capas (surgencias y pistoneos) y análisis de los fluidos  Sellado de capas no deseables.  Instalación de los componentes de producción de subsuperficie Verificación de las dimensiones de la locación Verificar las dimensiones de la locación para el montaje del equipo y la ubicación de los distintos recursos mecánicos para los servicios que deban prestarse durante la terminación y/o reparación (fracturas, estimulación, cementación, etc.). Verificar el espacio destinado a estacionamiento (se tendrá en cuenta el diagrama de montaje del equipo, líneas de venteo de gas, pirosalva y elementos de emergencia). Revisar si la locación tiene la ubicación adecuada ante posible peligro por inundaciones, incendio, cercanías de ruta, proximidad de cauces aluvionales, etc. Verificación de la locación e instalaciones Revisar la locación para determinar el nivelado y la resistencia del terreno. Corroborar la firmeza del terreno en las proximidades de la boca de pozo por la posible impregnación de los fluidos, para el asentamiento del equipo. Constatar presencia de zanjas sin tapar, proximidad de represas, sanitarios sin sanear, residuos, materiales en desuso y/o materiales de producción remanentes de intervenciones anteriores. Determinar en los lugares con energía eléctrica, protección catódica y/o tracing, tanto subterránea como aérea, el distanciamiento a los fines de decidir su desmontaje o no. cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 13
  14. 14. TERMINACION I Revisar locación para localizar líneas de fluido subterráneas u otra (línea de alimentación de gas, cañería plástica, líneas de inyección, líneas de conducción, líneas en desuso). Revisar locación para ubicar otros materiales e instalaciones (tanques elevados, etc.) y analizar su desmontaje. Verificación del estado de boca de pozo En terminaciones de pozos Verificar tipo del colgador existente en el pozo, sus dimensiones, la altura respecto del piso por posibles problemas del montaje de equipo y de BOP, rango de presiones, salidas laterales, elementos faltantes, etc., con la finalidad de preparar los materiales para el montaje del equipo y conexiones. Determinar las dimensiones y estado de la bodega y acciones a llevar a cabo con la misma. En caso de encontrar bodegas abiertas, no acercarse sin la utilización de los EPP adecuados (equipo autónomo). Determinar la presencia de gases, olores y fugas de fluidos. Ante la menor duda realizar medición con instrumental adecuado. En caso de presencia de gas, informar al personal de Seguridad del yaciminento. En reparaciones, (productores, inyectores y abandono) Además de lo enunciado en el punto anterior, chequear boca de pozo, revisar presiones, estado de válvulas y obtener la información necesaria para normalizar el pozo en caso de que existan presiones. Marcar la ubicación de los anclajes de acuerdo a las especificaciones técnicas de la torre luego que la locación esta acondicionada. ANCLAJES El Cliente debería entregar los anclajes. En caso de que se deba construir anclajes para contravientos. La excavación para el anclaje deberá tener las dimensiones mínimas de 1.60 mts. de largo x 1.50 mts de profundidad (minimo) x 0.4 - 0.5 mts de ancho, con canal inclinado para la ubicación del cable de amarre (según esquema). Se deberá verificar la consistencia del terreno para dar firmeza al anclaje. cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 14
  15. 15. TERMINACION I 1.6 m o ja l C a b le 1.2 m C año 0.5 m Importante: Cuando esta tarea no se ha realizado con la maquinaria vial, se realizará acorde a las recomendaciones para la construcción de los anclajes. En esencia, el trabajo consiste en enterrar un caño de 6 pulgadas de diámetro por 1,50 metros de longitud a la que se la hecho un ojal y pasado un cable de 1” (6x19) suficientemente largo para que sus puntas, que han sido trenzadas y engrampadas previamente, salgan como mínimo 0,40 mts fuera del nivel del terreno. La excavación necesaria para el anclaje debe tener por lo menos 1,50 metros de largo por 1,50 metros de profundidad (mínimo) y con ancho entre 0,40 / 0,60 metros con una cavidad al fondo que trabe el caño al momento de tensar el contraviento. Diámetro del cable = De 1 pulgada. Característica = Acero galvanizado (evitando corrosión). Certificado Terreno En caso de que el terreno sea duro y no se puede profundizar a la medida correspondiente o demasiado blando, el mismo debe ser cementando asegurando asi la consistencia del anclaje. Verificar resistencia del suelo. A fin de comprobar la resistencia del suelo se debe hacer circular un vehículo pesado sin carga con precaución cerca de la boca de pozo. De resultar satisfactoria esta maniobra se procederá a iniciar el montaje. Efectuar la nivelación final con herramientas de mano y utilizando nivel de burbuja. cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 15
  16. 16. TERMINACION I Desplegar tablones o vigas de apoyo si el terreno no asegura suficiente firmeza. (solamente para sub estructura) Colocar puntales debajo de las vigas si existiesen bodegas. MODO DE TERMINACIÓN MÁS COMÚN EN LA CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE La cuenca del Golfo San Jorge se caracteriza por estar formada por areniscas lenticulares. Cada una de las lentes tiene dimensiones variables, tanto en espesor como en extensión horizontal, pudiendo ser tan pequeñas como un metro de espesor y 50 metros de diámetro. Cada una de ellas se ha depositado en épocas geológicas diferentes, por lo que los petróleos y las aguas encontradas en cada una de ellas difierente. Un pozo productor de petróleo puede atravesar una sola de estas capas, pero lo más común es que atraviese más de una, pudiendo llegar hasta cincuenta o sesenta capas, cada una de las cuales produce petróleo pero también una cantidad de agua. El espesor más común de las areniscas varía entre uno y tres metros. El procedimiento de terminación consiste en entubar y cementar toda la zona productiva, para luego punzar aquellas capas que los perfiles señalan como productoras de hidrocarburos. Se ensaya cada una de las capas por separado, y si hubiere alguna que sólo produce agua, se le realiza una cementación a presión para aislarla. La instalación final del pozo se realiza bajando un tubing con ancla, la cual es fijada al casing. El ancla impide movimientos del tubing pero permite el pasaje de fluidos por el anular. De acuerdo a la presión del conjunto de capas será el nivel que el fluido alcanzará en el anular. Si se opta por una instalación de bombeo mecánico, la bomba de profundidad va en el extremo del tubing y bombea el fluido depositado en el anular. Si alguna capa aporta gas, éste es producido por el entrecaño cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 16
  17. 17. TERMINACION I . SISTEMAS DE SEGURIDAD Considerando que las capas pueden tener suficiente presión corno para surgír en forma natural y movilizar con fuerza los fluidos contenidos hacia la superficie, es de esperar que en tales casos ' salga gas y/o petróleo, generando alto riesgo (le incendio. Para que no se produzca el descontrol del pozo y poder mantener los fluidos surgentes dentro de un sistema de cañerías y válvulas de venteo, se instala sobre el casing, en la boca del pozo, un conjunto de válvulas hidráulicas ("BOP") que permitirán en cualquier momento cerrar el pozo, aún teniendo cañerías en su interior. Se accionan con una bomba hidráulica impulsada por los motores del equipo, o bien, si fuera necesario detener el funcionamiento de los motores, se pueden cerrar mecánicamente, es decir a "mano". cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 17
  18. 18. TERMINACION I Una de las formas de prevenir estas surgencias no deseadas, es manteniendo el pozo siempre lleno de líquidos que se usan para el trabajo de terminación. La presión que ejercerán estos líquidos sobre las capas se llama "presión hidrostática" y, en condiciones normales, es superior a la presión de las capas por lo que no se producirá la, surgencia. El riesgo de incendio es alto y está presente continuamente en estas operaciones, por lo que los controles y accionamiento de los sistemas de seguridad se colocan lejos de la boca del pozo, de manera que frente a una emergencia, el personal pueda inmediatamente retirarse de la zona más peligrosa. Pero durante las operaciones de bajada o sacada de la columna de caños, hay una persona (el enganchador) trabajando en el "piso de enganche", una plataforma ubicada a 22 metros de altura aproximadamente, sujeta a la torre del equipo justamente sobre la vertical de la boca del pozo. Para que esta persona pueda, escapar rápidamente y ponerse a salvo se utiliza lo que se llama "pirosalvo", sistema que le permite deslizarse, por un cable con una rueda a velocidad controlada, desde el piso de enganche hasta el terreno en una zona alejada del pozo, pudiendo llegar a la superficie rápidamente y sin problemas. Una vez montadas las válvulas de seguridad, se termina de llenar el pozo con el fluido que se utilizará en las operaciones de terminación, que podrá ser agua tratada, hidrocarburos líquidos u otro líquido especial; se cierran las válvulas y se somete todo el conjunto a la presión máxima a la que se pudiera someter con las bombas del equipo. Se observa por un cierto tiempo, verificando que no existan pérdidas de ninguna naturaleza. Luego de descargada la presión se estará en condiciones de iniciar las operaciones dentro del pozo. Esta prueba de hermeticidad previa a las operaciones, se realiza rigurosamente en toda oportunidad que se monta un equipo, ya sea para operaciones de terminación como para algunas otras en las que sea necesario un equipo de esta naturaleza cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 18
  19. 19. TERMINACION I CEMENTACIÓN La cementación de un pozo petrolífero es el procedimiento que consiste en mezclar una lechada de cemento con agua, por medio de equipos especiales de mezclado, y bombearla a través del casing hacia puntos críticos del anillo formado entre el pozo y la cañería, o también a pozo abierto en una sección preestablecida. cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 19
  20. 20. TERMINACION I OBJETIVOS DE UNA CEMENTACIÓN: Los objetivos principales del proceso de cementación son: 1. Adherencia y soporte de la cañería. 2. Restringir el movimiento de fluidos a través de las formaciones. 3. Por medio de un fragüe rápido del cemento, prevenir posibles reventones del pozo. 4. Proteger el casing de esfuerzos y choques cuando se reperfora para profundizar. 5. Proteger el casing de la corrosión. 6. Aislar las zonas con pérdidas de circulación o zonas “ladronas”. cursosdepetroleo@hotmail.com.ar Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina Página 20

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