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Operaciones con Tubera Flexible
1. Limpieza
Objetivo
La remocin de los asentamientos ya sean orgnicos e inorgnicos que
se generan en la vida productiva de un pozo, son eliminados mediante el uso
de la tubera flexible.
La razn principal de ello es restablecer la capacidad de produccin de
los pozos.
Los asentamientos de partculas, se dividen en tres categoras:
Partculas muy finas. Partculas no consolidadas. Partculas consolidadas.
Mtodos de remocin:
Mecnicos. Qumicos. A chorro (jet).
reas de oportunidad
Pozos en explotacin con problemas de obstruccin parcial o total
debido a la depositacin de material orgnico e inorgnico. Estas aplicaciones
se caracterizan por su bajo costo de equipo, tiempos de operacin,
localizaciones con reas reducidas, transporte rpido de equipo y por la
factibilidad de operar a travs de dimetros reducidos.
Consideraciones del equipo
Tratamientos a chorro
El equipo de tubera flexible es el medio apropiado para la remocin de
asentamientos en los pozos por la habilidad de circular fluidos a travs del
interior de sta, mientras se va penetrando en el material con el impacto
hidrulico requerido.
Las partculas del asentamiento son incorporadas al flujo del fluido y
transportadas a la superficie a travs del espacio anular entre la tubera flexible
y las tuberas del pozo.
Un aspecto importante es que la velocidad anular del fluido debe ser
mayor a la velocidad de asentamiento de las partculas.
Estas son de baja densidad y dimensiones pequeas, siendo fciles de
remover y transportar. En la figura 6.1, se observa la configuracin del equipo
durante una operacin de limpieza.
Generacin de N2 / espuma
Cruz de flujo
Punto de
Puerto de matar BOP
t
Se recomienda la utilizacin de un equipo de tubera flexible (con base a
los captulos 1,2 y 3), con un dimetro tal, que la tubera de produccin lo
permita. Tiene la ventaja de un mayor gasto de bombeo, presin y tensin, que
es lo ms necesario para efectuar este tipo de trabajo.
Tratamientos qumicos
Son efectivos nicamente cuando los depsitos son solubles en fluidos
como solventes y formulaciones cidas. El impacto creado por la accin de
chorro de los fluidos a la salida de la tubera disuelve los depsitos presentes.
Tratamiento mecnico
Se utilizan herramientas como molinos, barrenas y herramientas de
impacto, para remover los materiales que presentan mayor resistencia a los
mtodos de limpieza.
Seleccin de los fluidos para el tratamiento de limpieza
La presin del yacimiento es la consideracin ms importante cuando
determinamos y diseamos un trabajo de limpieza de asentamientos. La
presin se requiere para disear una cdula de bombeo la cul proporcione un
sistema de circulacin capaz de transportar las partculas de material a la
superficie sin incurrir en prdidas.
Si la presin 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
slidos. En muchos casos el fluido lavador y los slidos son almacenados en
superficie en tanques con un volumen suficiente, haciendo ms prctico la
recuperacin de estos.
Es importante hacer un programa de lavado de arena, seleccionar un
sistema de fluido correcto, por esto el fluido lavador deber ser capaz de tener
balanceada la presin del fondo del pozo y proveer un desplazamiento de
pistn para la remocin de los slidos.
Actualmente se cuenta con un software para disear el trabajo de
limpieza.
Tipos de fluidos utilizados en limpiezas con tubera flexible
Fluidos Incompresibles.- se limitan a fluidos acuosos e hidrocarburos y
pueden ser:
Newtonianos No Newtonianos
El diseo y la ejecucin 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 estn: el agua, salmueras, glicerina, aceites ligeros, cidos y mezclas
de biopolmeros ligeros (menores a 25 cp), sta es la viscosidad mnima que
deber tener un fluido de reparacin y que viene a ser fcilmente colocado en
flujo turbulento y creando una energa significativa en la mezcla.
Los fluidos no-newtonianos.- tienen una consistencia que es funcin del
esfuerzo de corte, y el esfuerzo relacionado con la velocidad de corte no es
lineal.
Algunos de estos fluidos son: los lodos de perforacin, gel altamente
viscosos y geles complejos, estos fluidos de limpieza tienen una afinidad fuerte
de las partculas en su interior, y son generalmente seleccionados en
suspensin, as como tambin tienen la capacidad de controlar la presin de la
formacin, estos pueden ser puestos en flujo turbulento en el espacio anular,
los fluidos no-newtonianos de corte delgado tambin pueden ser usados como
reductores de friccin.
Los fluidos newtonianos son generalmente adecuados dependiendo del
tamao de la tubera flexible cuando los lavados son dentro de la tubera de
produccin, sin embargo, reducen la velocidad del anular una vez que la
tubera flexible sale de la tubera de produccin, lo cual no es favorable para la
transportacin de slidos a superficie.
Fluidos compresibles
Los fluidos compresibles son ms difciles de disear, estn
compuestos por una variedad de fraccin de gas y son usados para
compensar la baja presin de fondo de la formacin, para el levantamiento de
los slidos cuando la velocidad anular es insuficiente, entonces el volumen en
el fluido cambia con la temperatura y la presin, entrando a un sistema de
compresin, por lo que, los fluidos lavadores de retorno no podrn viajar a la
misma velocidad a travs del espacio anular.
Una vez que se establece la circulacin en un programa de lavado a
compresin, la unidad de volumen del fluido lavador es bombeado hacia abajo
por la tubera flexible a presiones necesarias para vencer las prdidas de
presin por friccin, de esta forma el fluido lavador baja la alta presin y ocupa
un mnimo de volumen, como la unidad de volumen del fluido compresible sale
de la tubera flexible, disminuye la hidrosttica en el espacio anular y reduce la
presin por friccin permitiendo que el gas en el fluido lavador se expanda.
Esta expansin incrementa la velocidad y las prdidas por friccin.
Para predecir la velocidad anular y la capacidad para remover los
slidos, se requieren de clculos complejos y el uso de programas de cmputo
para evaluar el comportamiento de los fluidos lavadores compresibles.
Espuma
Las espumas son formadas por la combinacin de gas nitrgeno 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 composicin del fluido base y la
proporcin de gas adicionado al lquido.
Los tipos de espuma generados en diferentes rangos de calidad. El
mximo acarreo de slidos ocurre cuando la calidad es aproximadamente del
96 %, por lo que una operacin con espuma debe disearse estableciendo un
rango de calidad entre el 80 y 92 %.
Pozos desviados
Las tcnicas de remocin en pozos altamente desviados u horizontales
requieren de un diseo especial y de algunas consideraciones. Durante las
operaciones de remocin, el material puede asentarse rpidamente en la parte
baja donde inicia la desviacin del pozo. Una vez que las partculas se asientan
es difcil restablecer el acarreo.
En algunos casos, la velocidad de los fluidos puede ser suficiente para el
acarreo de los sedimentos en una seccin horizontal pero, ser insuficiente en
la zona donde inicia la desviacin hacia la vertical del pozo. Esto es debido a
los efectos gravitacionales los cuales causan la acumulacin y formacin de
incrustaciones. Algunos efectos son ms evidentes en inclinaciones de 30 a
60. En pozos con desviaciones mayores a 60, las partculas tienden a
asentarse en la pared de la tubera.
Generalidades de diseo
Para asegurar la eficiencia de cualquier operacin de remocin de
asentamientos, las propiedades fsicas de stos deben ser analizadas, se
requiere una muestra del material a remover para hacerle un anlisis fsico y
qumico, la muestra del asentamiento deber ser la aportada por los fluidos de
la formacin o bien recuperarla con herramientas de fondo.
A continuacin se muestra una tabla de valores de tamao de partculas
y mallas ms comunes.
Tamao de mallas Dimetro de partcula pg
3 0.2500 4 0.1870 6 0.1320
8 0.0937 10 0.0787 12 0.0661
16 0.0469 20 0.0331 30 0.0232
35 0.0197 40 0.0165 50 0.0117
60 0.0098 100 0.0059 200 0.0029
270 0.0021 325 0.0017
Para fines ilustrativos se muestra una tabla que contiene las densidades
de las partculas ms comunes encontradas en los pozos.
Material Tamao de Malla Densidad
Arena 12-70 2.65 Arena con resina 12-40 2.56
Isp 12-40 3.20
Bauxita 16-70 3.70 Zirconio 20-40 3.15
Barita - 4.33 Bentonita - 2.65
Cloruro de calcio - 1.75 Cloruro de sodio - 2.16
Carbonato de calcio - 2.71
Acero - 7.90 Cobre - 8.50
Elastmeros comunes - 1.20
Arena y finos 100-350 2.65
Consideraciones de diseo: El diseo de una tcnica apropiada en la
remocin de asentamientos requiere de la investigacin y anlisis de los
siguientes puntos:
Geometra del pozo: Tamao, peso, grado, profundidad de tuberas de
produccin y T.Rs, desviacin, niples o restricciones.
Densidad de los disparos: Caractersticas de los fluidos - tipo, densidad,
prdidas.
Parmetros del yacimiento: Temperatura y presin.
Porosidad y permeabilidad.
Sensibilidad de la formacin.
Contactos de los fluidos gas-aceite, agua-
aceite.
Datos de produccin: Registros de produccin.
Produccin acumulada.
Caractersticas del asentamiento: Tamao y geometra de la partcula.
Densidad.
Solubilidad.
Volumen estimado de los sedimentos.
Tamao de la partcula y densidad
Para permitir que el fluido transporte las partculas del asentamiento en
un pozo vertical, la velocidad de este deber exceder la velocidad del
asentamiento de la partcula en el viaje del fluido.
La velocidad del asentamiento de la partcula puede ser determinada
usando el tamao y la densidad de la misma, caractersticas del fluido y
geometra de la sarta de trabajo. Conocida la velocidad de asentamiento se
compara con la velocidad mnima anular para asegurar un eficiente barrido de
las partculas.
A continuacin se describen las ecuaciones para determinar la velocidad
de asentamiento de las partculas:
( 1 )
( 8.34 Sgp pl ) d2v = 9.28 g x
18 a
Donde:
v = Velocidad de asentamiento de la partcula (pg/seg)
= 0.22 para ley de potencias
g = Aceleracin de la gravedad (32.2 pies/seg/seg)
pl = Densidad de acarreo
Sgp = Gravedad especfica de las partculas
d = Dimetro de la partcula
a = Viscosidad del fluido de transporte de la partcula (cp)
La viscosidad aparente (a) del fluido de acarreo debe calcularse con la
siguiente ecuacin:
( 2 )
1647.18 (Q) Y =
( D1 - D2 ) ( D12 - D22 )
Donde:
Q = Gasto de bombeo (bls/min)
D1= Dimetro interior de la tubera anular (pg)
D2= Dimetro exterior de la tubera flexible (pg)
Para un fluido newtoniano la velocidad de corte se calcula con la
siguiente ecuacin:
( 3 )
( 3n + 1 ) Ypc =
4 n
Donde:
Ypc = Velocidad de corte para ley de potencias
n = Indice de comportamiento de flujo
Usando el resultado de la ecuacin (3) se calcula la viscosidad aparente
(a)
( 4 )
47880 K a =
Y ( L - N )
El resultado de la viscosidad aparente (a) es utilizado en la ecuacin 1
para determinar la velocidad de asentamiento de la partcula.
El criterio a utilizar durante una limpieza de sedimentos, es que la
velocidad del fluido sea 2 veces la velocidad de asentamiento de la partcula.
Solubilidad de la partcula
La remocin de los asentamientos puede ser simple, si el material es
disuelto qumicamente por cidos o solventes.
Generalmente estos son producto de la colocacin de tapones o baches
durante las operaciones previas.
No obstante lo anterior, algunas acciones qumicas pueden beneficiar
en la remocin de los asentamientos compactos por medio de chorros de
fluidos especiales.
Esfuerzo de compresin
El asentamiento de las partculas compactas con frecuencia requiere
medios mecnicos para su rompimiento y remocin.
Seleccin de la herramienta de fondo:
Presin de chorro
El chorro provee una efectiva ayuda en la remocin de asentamientos
ligeramente compactos, ms aplicaciones son tratadas con baja presin de
chorro fijo a travs de toberas.
El chorro a baja presin puede afectar un mnimo en la velocidad anular,
la alta presin de chorro puede ser efectiva en la remocin de asentamiento de
material compacto, sin embargo, la alta presin puede generar una reduccin
del gasto para generar una apropiada velocidad anular.
Las toberas pueden ser diseadas para generar una buena accin de
chorro y suficiente cobertura en la pared anular del tubo, las toberas rotativas
pueden mejorar la cobertura y optimizar la remocin.
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
remocin de slidos 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 penetracin en el asentamiento nunca tiene que exceder
la velocidad en que ocurre la mxima carga del fluido, los valores mostrados
son basados en la experiencia de campo en pozos verticales y son
conservados para ser comparados con ejemplos tcnicos, sin embargo, el
incremento en la presin de friccin resulta del cambio en la reologa de los
fluidos y podran minimizar estos niveles.
Cargas de fluidos mximas recomendadas
Agua 1 (lb) peso mx. de asentamiento de las partculas
Fluidos gelificados 3 por galn de fluido Espumas 5
Ejecucin en el trabajo
1. Efectuar una reunin tcnica (metodologa del diseo) y de
seguridad con los departamentos involucrados y Compaas de
servicio.
2. Verificar condiciones del equipo superficial de control, lneas y
conexiones.
3. Transportar los equipos como son: unidad de Tubera Flexible,
unidad de bombeo, equipo de nitrgeno si el caso lo requiere,
tanques de preparacin de los fluidos, etc...
4. Instalar y probar equipos (conexiones, herramientas, etc.)
a) Para el equipo de tubera flexible probar con presiones que van
de 5000 a 8000 psi segn sea el caso. Para las herramientas
como es el conector probar con tensiones que van de 5000 a
10000 lbs de tensin segn sea el caso.
b) Para los equipos de nitrgeno probar con 5000 psi
5. Checar y registrar las presiones de TP y TR.
Nota: Si ya se tiene determinado (con lnea de acero) que tipo de
sedimento u obstruccin se tiene, disear el programa en base a el
anlisis de la muestra, si no se tiene, se determinar con la tubera
flexible bajando ya sea, un barril muestrero ( para fluido o slido ) o
un sello de impresin, una vez obtenida la informacin continuar con
el punto no.6., si es el caso que la obstruccin sea con dao
mecnico (tubera de revestimiento, tubera de produccin, fierro
(que no sea fino), etc..., retirar el equipo de tubera flexible del pozo,
para una reparacin mayor.
6. Conectar la herramienta de fondo adecuada segn diseo (trompo
difusor, motor y molino, raspadores, cortadores, etc...) y bajar sta
con la tubera flexible adecuada al trabajo, para estos casos de
limpieza el dimetro recomendado de T.F. es de 1 1/2.
7. Trabajar asentamiento o resistencia con bombeo optimo (segn
diseo) cargando sobre esta de 500 a 1000 lbs (W) checando que la
presin no se incremente ( menos de 5500 psi ), para cargas arriba
de 1000 lbs (W) continuar checando la presin de bombeo y verificar
la vida til de la tubera (fatiga), en el caso de que se trabaje con un
motor de fondo y molino la carga sobre la resistencia o sedimento se
har en base a la presin diferencial del motor de fondo (ver las
especificaciones de ste).
8. Si la limpieza se efecta con solventes qumicos se har de la
siguiente manera:
Si se baja un difusor este tendr un nmero de orificios programados
con un determinado dimetro y en las posiciones adecuada para una
limpieza, la ventaja de este tipo de difusor es tener orificios laterales
y en ngulo y un orificio en la parte inferior, y se trabajar de la
manera siguiente:
Depositando los solventes u otros tipo de fluido (diesel, cido, etc.)
en el rea requerida y esperando un tiempo determinado segn
diseo de laboratorio, para posteriormente atacar con otro fluido
con stos mismos.
Atacar el obturante o sedimento con fuerza de chorro bombeando el
fluido diluyente.
Si la depositacin se atacar con motor de fondo y molino ste
deber tener la capacidad de soportar el fluido diluyente (diesel,
cido, solventes, etc...)
9. Si la limpieza se efecta con espuma se cuidar que esta tenga
buena calidad en base a la formula antes mencionada.
10. Si la limpieza se efecta con xito, desmantelar el equipo de
tubera 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 Bops.
Instalar un estrangulador en la lnea de retorno y tener un sistema de reemplazo en la localizacin.
Un plan para la prdida de fluidos y tener fluido adicional en la localizacin.
Tener un tanque adecuado en la localizacin para capturar todo el fluido y slidos que retornan del pozo, un plan para los lquidos que
estn saliendo para tratarlos y as faciliten su produccin o si es el
caso enviarlos a otro sitio para su disposicin.
La velocidad de la tubera flexible hacia abajo del pozo ser 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 dae
la tubera flexible o se cree una pesca.
S la resistencia de depsitos de finos es localizada la velocidad no exceder 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 tubera y se levanta
hasta que el flujo sea restablecido normalmente.
El lavado de los slidos deber ser lento, cuando se logre vencer la resistencia y se pase a travs del puente, se debe circular el tiempo
necesario hasta que los slidos 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 tubera flexible donde tenga exceso en los ciclos y evite los jalones o tensiones para las
pruebas de peso tensin en estos intervalos de seccin.
Monitoreo en superficie la presin 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 tubera flexible estacionada por un tiempo mayor que el tiempo de atraso.
No corte la circulacin abajo por ninguna razn hasta que la tubera flexible no salga del pozo.
No exceda un diseo de circulacin de fluidos con presiones arriba de los 3,500 psi.
Criterios de evaluacin
Se deber comparar las condiciones iniciales de produccin del pozo, con las obtenidas despus de la intervencin.
Se deber hacer un anlisis comparativo de los tiempos de intervencin y costos programados contra los realizados.
Conclusiones
El avance en la tecnologa de fabricacin de tubera flexible de mayor
dimetro, desarrollo de herramientas de fondo , equipos de mayor capacidad y
la utilizacin de programas de computo especializadas para asegurar la
limpieza total de los pozos con apego a la proteccin al medio ambiente,
hacen posible la realizacin de los trabajos de limpieza..
La experiencia obtenida durante el desarrollo de las operaciones con
tubera flexible, servir para retroalimentar las consideraciones de diseo para
optimizar tiempos en operaciones a futuro.
2. Induccin
Objetivo:
Aligerar la carga hidrosttica generada por los fluidos contenidos en el
pozo, mediante el desplazamiento con nitrgeno para crear una presin
diferencial en el intervalo productor del mismo y que permita a los fluidos del
yacimiento fluyan a superficie.
reas de oportunidad:
En todos los pozos petroleros que tienen una carga hidrosttica mayor
que la del yacimiento; y puede ser por razones de control, durante alguna
intervencin o cuando se tienen formaciones depresionadas, que requieren ser
inducidas para mantener la produccin. Por medio de:
Inducciones con nitrgeno. Estimulaciones de limpia o matriciales en pozos depresionados, con
la finalidad de mejorar la eficiencia de flujo.
Equipo a utilizar
Equipo de tubera flexible, unidad de bombeo del equipo de tubera
flexible, herramientas de fondo, unidad inyectora de nitrgeno, tanques
criognicos (termos).
Consideraciones para el diseo
Dentro de las consideraciones para el diseo de un trabajo de induccin
se toman en cuenta: geometra del pozo, nivel de fluidos en el pozo,
condiciones de la vida til del aparejo de produccin, conexiones superficiales,
datos del yacimiento, densidad de fluido de control en el pozo, presin y
temperatura de fondo y las caractersticas de la tubera flexible. As como las
norma tcnica API- RP SC 7.- Coiled tubing operation in oil and gas well
series, first edition 96. , Estandard 22 y 11 de la Ca. Schlumberger, Normas
de seguridad y ecologa de A.S.E.C.
Aspectos trascendentes en las inducciones con tubera flexible
Los aspectos trascendentes requieren ser considerados para determinar
el volumen ptimo de nitrgeno y tiempo de operacin para realizar la
induccin al pozo. Esto es posible, con el simulador numrico wellbore
simulator (Schlumberger), porque tiene la capacidad de manejar todos los
parmetros y variables relacionadas con el evento, permitiendo medir el
comportamiento de flujos multifsicos y transportacin de masa, en diferentes
tipos de fluidos para el control de pozos, como los que aporta el yacimiento.
Volumen requerido de nitrgeno.- La cantidad se determina en funcin
de la geometra del pozo, tipo de fluido por desplazar y de las condiciones de
operacin: gastos, presiones de inyeccin, velocidad de introduccin y
extraccin de la tubera flexible.
La razn de usar nitrgeno gaseoso en los pozos petroleros, esta en
funcin de sus caractersticas 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 qumica, ya que no reacciona con otros fluidos e inhibe, la corrosin de partes metlicas.
No contamina ni daa 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 lquido.
Propiedades del nitrgeno gaseoso:
Smbolo N2Presin crtica 34.61 Kg /cm2
Peso molecular 28.016
1 Kg. de lquido rinde 0.861 m3 de gas
Densidad a 20 C 0.001165 gr/ cc a condiciones normales
Punto de ebullicin -196.8 C
Contenido de humedad 2.5 ppm ( v )
Temperatura crtica - 147.1 C
Toxicidad Nula
Punto de vaporizacin - 29.81 C
Combustibilidad Nula
Comportamiento del nitrgeno gaseoso durante la induccin:
Aumenta la RGL entre el espacio anular de la T.F. y T.P.
Se produce un efecto de compresin antes de vencer la presin ejercida
por el gradiente hidrosttico del fluido a desplazar
Como el punto mximo de inyeccin se establece en el fondo del pozo,
el gradiente de presin se incrementa causando una compresin adicional
dentro de la T.F. y cuando se inicia el ascenso en el espacio anular, el
gradiente de presin de la columna fluyente del lquido disminuye debido a la
expansin del nitrgeno.
La expansin se hace dramtica debido a que el nitrgeno en el fluido
contina en el flujo hacia la superficie, la velocidad del fluido y la prdida de
presin por friccin en el anular incrementa significativamente a la velocidad y
prdida de presin por friccin en el fondo del pozo donde se ubica el punto de
inyeccin.
El incremento en la prdida de presin por friccin es funcin de la
expansin del gas, dependiendo de como o cuan profundo es el punto de
inyeccin en el pozo.
El incremento en el gasto de bombeo de N2 aumenta las prdidas de
presin por friccin en el espacio anular, disminuyendo la descarga ptima de
los fluidos del pozo.
Como la seccin transversal decrece, la perdida de presin por friccin
por la equivalencia del nitrgeno y los gastos en la circulacin del fluido se
hacen dramticos.
Metodologa para calcular el volumen requerido de nitrgeno
Determinar el volumen necesario para introducir (Vi ), la tubera 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 nitrgeno , considerando la presin de
superficie (anular de la tubera flexible y la tubera de produccin y con la
profundidad en pies).
Calcular el volumen durante la extraccin de la tubera flexible
Ve = [ L * QN2 e ] / ve
Volumen total de nitrgeno requerido.
VTN2 = Vi + Vf + Ve
Donde:
Vi = Volumen de nitrgeno durante la introduccin de la T.F.
en m3
Vf = Volumen de nitrgeno para circular en el fondo, en m3
Ve = Volumen de nitrgeno durante la extraccin 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 tubera de produccin = Cap. TP * L2
L1 = Longitud de TR, (de la profundidad interior al empacador)
L2 = Longitud de la tubera de produccin.
L = Profundidad programada (de trabajo), en metros.
Q Ni = Gasto de nitrgeno durante la introduccin, en m3 /min.
Q Ne = Gasto de nitrgeno durante la extraccin, en m3/ min.
vi = Velocidad de introduccin de la tubera flexible, en m/min.
ve = Velocidad de extraccin de la tubera flexible, en m/min.
Ejecucin
Se pude realizar la induccin por dos mtodos:
Inyeccin continua.- Es el mtodo ms efectivo para realizar una
induccin. Consiste en bajar la tubera flexible con circulacin continua de
nitrgeno, con una velocidad de 25 m/ min., y con un gasto de 18 m 3 / min. (
en T.F. de 1 ). Estos son iniciados cuando la punta de la tubera de la
tubera esta justamente por debajo del nivel de fluido. Se contina bombeando
hasta la profundidad programada (punto mximo de inyeccin). En la zona de
inters, se incrementa el gasto mximo permisible considerando que la presin
mxima de trabajo con tubera flexible de 1 , en movimiento es de 3500 psi
y de 5000 psi con tubera esttica. La inyeccin de nitrgeno se mantiene
hasta desplazar el volumen total del pozo.
Inyeccin Intermitente.- Es similar al anterior, pero con la variante de no
bombear nitrgeno mientras se baja, hasta que se llega a la profundidad
predeterminada. En este punto la presin de inyeccin requerida debe ser
mayor que la presin hidrosttica de la columna del fluido que contiene el pozo.
El volumen de nitrgeno que se debe circular es equivalente al volumen total
del pozo en su fase liquida, multiplicado por el factor de volumen del nitrgeno
a la profundidad de operacin, considerando una presin hidrosttica en el
espacio anular. Este mtodo, tiene como limitante las presiones de manejo de
la tubera flexible.
Secuencia Operativa
9 Verificar que los datos del estado mecnico del pozo sean los correctos.
9 Verificar el diseo de la intervencin.
9 Efectuar una reunin de trabajo y seguridad, antes de iniciar la intervencin del pozo, explicando el objetivo, riesgos y cuidados que
se deben mantener durante el desarrollo de los trabajos. Asignar
responsabilidades especficas al personal involucrado.
9 Revisar las conexiones superficiales.
9 Proceder a la instalacin de las unidades que intervienen en el servicio de induccin, verificando su funcionamiento.
9 Efectuar prueba de presin al equipo y conexiones de las unidades de tubera flexible y del nitrgeno.
9 Proceder a la intervencin del pozo, bajando la flexible a la velocidad y gasto de bombeo establecido, de acuerdo al mtodo de induccin
seleccionado.
9 Al llegar a la profundidad programada, se debe bombear el volumen previamente calculado, incrementando el gasto, sin rebasar la
presin de trabajo, efectuando al mismo tiempo movimientos
ascendentes y descendentes para evitar atrapamientos de la tubera
flexible.
9 Extraer la tubera flexible, cuando se ha terminado de desplazar la capacidad del pozo, manteniendo el bombeo mientras se saca la
tubera flexible.
9 Se recomienda suspender el bombeo cuando faltan 1000 m. por sacar.
9 Se recomienda que la lnea de descarga se mantenga sin estrangulador, para evitar el efecto de contrapresin y una posible
inyeccin de fluido al intervalo abierto. Solo cuando se observa
manifestacin o aportacin del intervalo productor, se recomienda
utilizar estrangulador.
9 Desmantelar el equipo y accesorios utilizados durante la intervencin.
9 Evaluar la operacin y hacer un reporte final del servicio.
Evaluacin
Los factores que se deben considerar en determinar la efectividad de la
intervencin, son los determinados en el diseo y comparados con los
parmetros que se manejaron durante la operacin. Con apoyo de los mdulos
contenidos en el simulador numrico Coil CADE, se puede evaluar y definir el
procedimiento a seguir durante una induccin.
Medir la produccin del pozo para determinar el porcentaje de
incremento.
Hacer un anlisis de costo - beneficio
Conclusiones
La induccin al pozo es una alternativa que permite restablecer las
condiciones de produccin de los yacimientos, cuando dejan de fluir por
diferentes causas. La induccin es un elemento esencial pozos que no
producen volverlos productivos.
3. Molienda
En muchos pozos, campos, reas la acumulacin de depsitos slidos
en la tubera de produccin de cada pozo es un problema significativo.
Los depsitos de materiales slidos en la tubera, reducen el rea de
flujo y, en casos severos reducen la capacidad de produccin del pozo
Las incrustaciones y los depsitos similares tambin interfieren con las
herramientas, el funcionamiento del equipo y la herramienta de fondo.
Las incrustaciones los depsitos inorgnicos son slidos minerales
precipitados de los materiales tpicamente, pero no siempre, se precipitan
debido a las disminuciones de temperatura y presin.
La incrustacin ms comn es carbonato de calcio, se forma a
temperatura alta. Las incrustaciones pueden tambin ocurrir cuando las aguas
incompatibles se mezclan. Un ejemplo, el agua de la formacin que se mezcla
con el filtrado del fluido el agua de la inyeccin, puede crear la incrustacin es
frecuente en los pozos donde la inyeccin del agua se utiliza para mantener la
presin del yacimiento.
Existen dos formas tradicionales primarias de remover los depsitos.
Los tratamientos mecnicos que procuran moler el material en pedazos
pequeos y despus limpiando el pozo con las tcnicas de remocin de
impurezas. La segunda forma utiliza a los productos qumicos para disolver el
material. Los tratamientos qumicos en directa, las herramientas de limpieza
con registro geofsico y el reemplazo del aparejo de produccin son algunos de
los mtodos convencionales para remover las incrustaciones de los aparejos
de produccin. Los dos primeros son sobre todo ineficaces y el tratamiento
qumico en directa puede daar el intervalo de produccin.
Substituir el aparejo de produccin es el 100% ms eficaz en la
remocin de incrustaciones, pero extremadamente costoso comparado a las
tcnicas de remocin de las incrustaciones con tubera flexible por ejemplo:
Perforacin molienda con un motor de fondo Perforacin de impacto. Tratamiento qumico localizado. Difusores a alta presin.
Para planear una remocin de depsitos slidos en el aparejo de
produccin se toma en cuenta lo siguiente:
Las caractersticas del yacimiento, de las tuberas del pozo y del
depsito de la incrustacin definen la tcnica potencial del retiro de los slidos.
Sin embargo, el procedimiento de retiro apropiado de las incrustaciones es
solamente parte del problema. La disposicin del fluido del tratamiento y del
material contaminado con la incrustacin circulados del pozo es una parte
significativa del sistema de trabajo. La proteccin del personal y el ambiente de
los residuos que contienen radiacin (NORM) (material radiactivo
naturalmente). Por ejemplo los sulfatos de estroncio y de bario pueden ser
costosos.
Plan de trabajo:
Calibrar el aparejo de produccin para determinar la presencia de los
depsitos de incrustaciones y del pozo, pero no indica la causa esencial de la
reduccin de la produccin. La depositacin de la incrustacin dentro de la
matriz de la formacin puede ser la causa del dao severo que requiere un
tratamiento de estimulacin matricial para restaurar la produccin.
La siguiente informacin requerimos para continuar nuestro plan de
trabajo:
Configuracin del pozo (dimetro interior contra profundidad, ubicacin de los accesorios del aparejo de produccin)
Datos direccionales del pozo Caractersticas del fluido anular Caractersticas y volumen de la incrustacin Caractersticas del fluido de tratamiento Zona objetivo o zonas (profundidades, presiones, temperaturas,
permeabilidad, porosidad, fluidos)
Configuracin del equipo del cabezal de pozo y de superficie Disparos (ubicacin y tamao)
Caractersticas del depsito de la incrustacin. Los siguientes tipos de
depsitos inorgnicos son comunes en pozos de aceite y gas:
Incrustaciones de carbonatos (CaCO3 y FeCO3) son los tipos ms comunes de carbonatos que se encuentran en los yacimientos ricos
en calcio y carbonatos.
El cido clorhdrico (HCl) disuelve fcilmente las incrustaciones de carbonatos.
Incrustaciones de sulfatos (CaSO4. BaSO4 y SrSO4) ocurren principalmente con el yeso (CaSO4, H2O) anhidrita (CaSO4).
Las menos comunes la baritina las estrontianitas son ms difciles de
remover. El solvente reactivo no acido, puede disolver fcilmente el sulfato de
calcio, puede tambin disolver los de bario y de estroncio, si la temperatura es
lo suficiente alta y el tiempo de contacto es tambin lo suficiente.
Sin embargo debido a las lentas velocidades de reaccin, los mtodos
mecnicos de retiro son los ms eficaces en las incrustaciones de bario y de
estroncio.
Incrustaciones de cloruros. Agua dulce una solucin cida muy dbil
disuelve muy fcilmente las incrustaciones de cloruro tales como cloruro de
sodio.
Incrustaciones de hierro (FeS y Fe2O3). El cido clorhdrico disuelve las
incrustaciones de sulfuro y de xido de hierro. El tratamiento debe de incluir a
un agente secuestrante de hierro y reductor para prevenir la precipitacin de
subproductos perjudiciales.
Incrustaciones de slice. Estas las encontramos generalmente en los
depsitos muy finamente cristalizados de calcedonia como el palo amorfo. El
cido fluorhdrico (HF) disuelve fcilmente las incrustaciones del slice.
Incrustaciones de xido. Estas son Hidrxido de Magnesio (Mg(OH)2)
los Hidrxidos de calcio(CA(OH)2). El cido clorhdrico puede disolver tales
depsitos.
Los depsitos mezclados combinados. Son los que contienen una
cierta combinacin de incrustaciones y finos orgnicos depositados y/o finos de
la formacin.
El anlisis cuidadoso de la depositacin del pozo es necesario para
disear un tratamiento eficaz. Los depsitos mezclados requieren
generalmente combinaciones de los fludos del tratamiento y los solventes para
la remocin eficiente de todos los componentes del depsito. Normalmente, el
fluido base es una dispersin de solventes hidrocarburos aromticos en cido.
Los aditivos especiales controlan tratan condiciones especficas.
Consideraciones de Logstica.
En las operaciones de remocin, el problema de la logstica es
fundamental, ya que hay que tomar en cuenta la disposicin de los residuos de
fluidos y de las incrustaciones, especialmente donde estn implicados los
materiales naturalmente radioactivos (NORM). Disponibilidad de espacio,
lmites de carga y la capacidad de la gra pueden ser desafos logsticos para
las operaciones de tubera flexible en las plataformas marinas
La molienda y la perforacin de impacto a menudo producen cortes
grandes incrustaciones que pueden ser problemticas en los puntos
reducidos del pozo. Estos pueden restringir el flujo anular e incrementar la
presin de fondo del pozo causar una friccin ms alta para mover la tubera
flexible. Una pegadura de la herramienta de fondo en una acumulacin de
fragmentos de incrustaciones en un punto reducido es un riesgo serio para las
operaciones mecnicas de remocin 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 alertar al personal operativo a revisar de cerca la presin de la bomba y
el indicador de peso de la tubera flexible, cuando la herramienta de fondo se
acerque a las restricciones del pozo.
Otro problema con la remocin de las incrustaciones por dentro de la
tubera de gran dimetro es el gran volumen de material de incrustaciones
generado.
Proporcionando, el equipo de proceso adecuado de los fluidos (control
de los slidos) y los medios de disposicin del fluido gastado y el material de
desecho son aspectos importantes del proceso del planteamiento.
La capacidad de un lquido de suspender y de remover con xito
partculas de un pozo disminuye cuando el ngulo de inclinacin del hueco
aumenta. Para los pozos altamente desviados y horizontales requieren
consideraciones especiales de diseo. 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 remocin apropiada del
depsito.
Molienda con un motor de fondo es mtodo comn de remocin de
depsitos duros del pozo. Un motor de fondo con una barrena molino puede
remover las incrustaciones de un pozo abajo de la primera restriccin. Debajo
de la primera restriccin se requiere un sistema de difusores de alta presin.
Un raspador es el nico mtodo mecnico positivo para remover las
incrustaciones duras de la tubera de un dimetro ms grande por debajo de la
tubera de produccin. Una sarta de herramienta de molienda contiene un
motor de desplazamiento positivo que es relativamente largo. Esto afectara la
opcin del equipo de control de presin y el mtodo de conexin/desconexin
de la herramienta en un pozo fluyente.
Perforacin de impacto. Los taladros de impacto proporcionan medios
eficientes de remocin de depsitos duros. Son menos costosos que los
motores de desplazamiento positivo y son convenientes para el uso en
temperaturas ms altas. Sin embargo, no pueden ser utilizados con
raspadores. Los taladros de impacto proveen rotacin, impacto, y da un pulso
de presin 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 cidos Al trabajar el taladro de impacto con un solvente un cido, los
tratamientos qumicos y mecnicos se pueden combinar para mayor eficacia en
la remocin de las incrustaciones. El taladro de impacto no funciona sin
suficiente resistencia al colapso de la herramienta durante la introduccin de la
tubera flexible (RIH) y al sacar la tubera flexible (POOH) sin daar 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 almacenarn esfuerzo de torsin en inversa por algn
represionamiento. Una sarta de herramienta de taladro de impacto es
generalmente perceptiblemente ms corta, comparada con una sarta de motor
de perforacin.
Seleccin de la herramienta. La seleccin de la barrena, del molino,
del raspador tiene un impacto directo en la calidad y rapidez de la operacin
del retiro de la incrustacin. Se recomienda consultar al proveedor de la
barrena y/o los archivos de las operaciones de remocin de incrustaciones para
la eleccin de la herramienta apropiada.
Fluido para circulacin.
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 relacin
entre los gastos y la presin de la bomba para diversas condiciones de
operacin y estimar el gasto requerido para la limpieza eficiente del pozo. Un
reductor de friccin aumentara el caudal de circulacin para una presin dada
de la bomba y por lo tanto mejorar la eficacia del motor.
Fluido que circula debe de remover todos los cortes y restos slidos del
pozo. Si un solo fluido no es eficaz para la limpieza del pozo, los baches de alta
viscosidad (barredores) los baches de nitrgeno espuma pueden ser
necesarios para llevar los recortes fuera del pozo, el levantamiento artificial
con gas para aumentar el fluido que circula. Esto tiene ventaja para poder
mantener la zona de los disparos y la formacin libre de contaminacin.
Una vlvula de circulacin que permita circular sobre el motor permitir
un gasto ms alto al sacar la tubera flexible (POOH).
Tratamientos Qumicos
Son los tratamientos de las incrustaciones cuando el material de las
mismas es fcilmente soluble en el fluido de tratamiento.
El fluido no contaminado del tratamiento debe de entrar en contacto con
la incrustacin por suficiente tiempo para disolver la mayor cantidad del
material depositado. Algunas reacciones de la disolucin son absolutamente
rpidas 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 imprcticos bajo circunstancias
normales. Un ejemplo es el sulfalto de bario que puede necesitar reposo en el
solvente relativo no cido (EDTA) por 24 horas antes debilitarse bastante.
Los difusores rotatorios de difusin de multi--puertos pueden ser
necesarios para asegurar la distribucin adecuada y contacto del fluido no
contaminado del tratamiento sobre el depsito la incrustacin. La seleccin de
un tratamiento qumico conveniente depende de varios factores como son:
Composicin qumica de la incrustacin depsito Parmetros del pozo
Normalmente velocidades de reaccin y las capacidades de disolucin
aumentan cuando la temperatura aumenta.
Desafortunadamente, la corrosin potencial de los tubulares del pozo y
el equipo aumenta con el aumento de temperatura. Seleccionar el inhibidor
apropiado de la corrosin es casi tan importante como la seleccin 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 incrustacin que se
remover.
Compatibilidad del fluido de tratamiento
El fluido de tratamiento debe ser compatible con cualesquier fluido,
material, equipo que este en contacto durante la operacin.
Difusin
Es uno de los mtodos directos de remocin de incrustaciones en
tuberas del pozo.
Una herramienta de difusin de alta presin optimizada es ScaleBlaster,
requiere un sistema de trabajo dirigido para asegurar la mxima potencia en los
difusores.
La adquisicin de datos exacta y el monitoreo en tiempo real de a fatiga
son parmetros esenciales del plan de trabajo.
El alto gasto necesario para alcanzar la velocidad anular suficiente para
remover las partculas slidas de las incrustaciones puede que no se alcance.
Tomar medidas para optimizar la prdida de presin dentro de la sarta
de la T.F. con los requisitos de potencia para la herramienta es esencial.
Considerar los siguientes pasos:
9 Seleccionar la sarta con ms grande dimetro interior disponible para reducir al mnimo prdidas por friccin en la T.F.
9 Reducir la longitud de la sarta de la T.F. tanto como sea posible.
9 Uso de reductores hidrulicos de friccin.
9 Incluir una vlvula de circulacin en la herramienta de fondo.
9 Aumentar la presin de la bomba al valor mximo que permitir el complemento de la operacin de difusin sin exceder el lmite de
fatiga de la sarta de T.F.
La difusin a alta presin puede proporcionar la accin hidrulica del
impacto accin de corte para remover las incrustaciones duras.
El sistema Blaster esta diseado para utilizar perlas para aumentar la
fuerza destructiva del jet. Sin embargo, la difusin a alta presin con que se
circula y el movimiento constante de la herramienta de fondo son perjudiciales
a la vida de operacin de la sarta de T.F.
La adquisicin 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 accin de corte del jet a alta
presin.
Si esta demasiado tiempo estacionada, el jet puede daar la parte
inferior del tubular debajo de la incrustacin. Tercero, la difusin a alta presin
puede producir los cortes grandes que pueden se difciles de remover del pozo
con un gasto relativamente bajo posible con este mtodo 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
incrustacin. La herramienta avanzar solamente cuando se ha removido
suficiente incrustacin del pozo. Esto permite para que un en solo viaje termine
la remocin de la incrustacin.
El simulador JetAdvisor, genera el tiempo mximo que la T.F. puede
estar inmvil sin daar perceptiblemente los tubulares de la parte inferior de la
T.F.
Los mtodos de difusin producen a menudo cortes grandes
incrustaciones que pueden ser problemticas en los puntos reducidos en el
pozo. Estos pueden restringir el flujo anular y aumentar la presin de fondo del
pozo causar una friccin ms alta para mover la T.F. La pegadura de la
herramienta de fondo en una acumulacin de fragmentos de incrustaciones en
un punto reducido es un riesgo serio para las operaciones de difusin a alta
presin. El anillo calibrador de la herramienta Blaster se clasifica para la tubera
especfica que se est limpiando, para reducir al mnimo el riesgo de pegadura.
El recorte puede ser circulado por medio de un anillo de calibracin
correctamente clasificado.
Los sistemas de difusin rotante a alta presin requieren la presencia de
un hueco gua travs de los materiales slidos. Si el pozo est lleno de
incrustaciones el BridgeBlaster, que es una combinacin del sistema de un
motor de desplazamiento positivo y un difusor optimizado de alta presin, ser
de gran utilidad. El motor abre un hueco gua en el centro de la incrustacin, y
el sistema de perlas es utilizado para romper la incrustacin restante.
Un problema con el rompimiento de incrustaciones por dentro de
tubulares de gran dimetro es el gran volumen de material de incrustaciones
generado.
Es necesario proveer un adecuado equipo de procesamiento de fluidos
(control de los slidos) y los medios de disposicin del fluido y el material de
desecho son aspectos importantes del proceso de planeacin.
La capacidad de un lquido de suspender y de remover con xito las
partculas de un pozo disminuye mientras que el ngulo del pozo (inclinacin)
aumenta.
Los pozos altamente desviados y horizontales requieren consideraciones
especiales de diseo.
Normalmente, la velocidad anular del lquido en un pozo horizontal debe
ser por lo menos 3 veces mayor que para un pozo vertical del mismo dimetro
para alcanzar la misma eficacia de limpieza.
Fluido especial, limpiezas con fluido altamente viscoso, espuma
pueden ser necesarias para remover los restos de la seccin horizontal del
pozo.
El simulador de operaciones en el pozo puede ayudar a determinar el
mejor candidato de fluido y programa de bombeo. Tambin, 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 tubera, con un simulador
de tubera flexible es una parte importante del planteamiento de las
operaciones de remocin de las incrustaciones en pozos altamente desviados.
Simulacin para seleccionar la sarta de T.F. y la herramienta de fondo.
La remocin de las incrustaciones puede combinar operaciones mecnicas e
hidrulicas, dependiendo del mtodo escogido, usar el simulador TFM para
predecir el comportamiento mecnico 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 mecnico para el personal de las
operaciones, se deben tener:
Peso de la TF contra la profundidad para introducir y sacar TF Mximo peso sobre el molino contra profundidad
Sobretensin mxima 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 relacin
entre los gastos y presin de bomba para diversas condiciones de operacin y
estimar el gasto requerido para la limpieza eficiente del pozo:
La presin de la bomba requerida para los requisitos mnimos del fluido basados en la sarta de la herramienta de fondo.
El gasto a la presin mxima permitida de la bomba para las capacidades de la limpieza del pozo
La velocidad mnima del anular necesaria para la limpieza eficazmente del pozo en cada seccin del mismo.
Los slidos mximos que cargan (fraccin total) en el anular antes de exceder el mximo gasto permitido dado.
Resultados del Plan de Trabajo.- es un plan de trabajo bsico para la
remocin de incrustaciones que incluye lo siguiente:
Gasto mnimo. Gasto mximo para una velocidad de penetracin dada. Velocidad de penetracin ptima para un gasto dado. Preparar los planes de contingencia para las siguientes situaciones: El gasto mximo alcanzable no es suficiente para la limpieza eficaz
del pozo en ciertas secciones del mismo.
El mximo permitido para un gasto dado (ECD), excede la presin del yacimiento y el fluido en el anular se incorpora a la formacin.
El equipo de control de slidos el equipo de superficie no puede manejar el volumen de material de escamas entregado a la
superficie.
La herramienta tiene pegadura al introducirse al sacarla.
Contingencias operacionales para la herramienta:
Las aletas (molino raspador) no pueden extenderse completamente en la presin de operacin.
Las aletas (/molino raspador) no pueden contraerse al desfogar la presin.
El motor se atasca con frecuencia. El molino el raspador pierde una aleta. La herramienta del impacto no completar un ciclo. La difusin no puede cortar la escama. Seleccin del Equipo para la remocin de Depsitos Slidos.
Cualquier sarta de TF es conveniente para un trabajo de remocin de
depsitos slidos.
Seleccionar el dimetro factible ms grande de la sarta de trabajo para
permitir gastos ms altos de circulacin y una velocidad anular ms alta. Las
operaciones de remocin de los slidos pueden inducir niveles significativos de
fatiga al completar un ciclo repetido la sarta de la herramienta sobre una
longitud corta, mientras se tiene la difusin a alta presin.
Asegurarse de que los efectos predichos de la fatiga sobre la sarta de
trabajo estn dentro de los lmites. 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 Presin
Configurar el equipo para evitar circular fluido corrosivo slidos
suspendidos en el fluido del anular a travs de los preventores. Instalar una T
de flujo hacia la bomba entre el rbol de vlvulas y los preventores para el
retorno del fluido. Si los 0reventores auxiliares son de corte/sello se requieren
que estn por encima de la vlvula de de sondeo, despus la T de flujo.
Hacia la bomba debe estar arriba de este preventor. Como ultimo caso
de retornar el fluido a travs de los preventores.
Equipo de Bombeo.
Todo equipo de mezcla del fluido, bombeo y almacenaje debe estar limpio y
configurado para evitar la contaminacin dilusin de los fluidos del
tratamiento. Las bombas se deben clasificar para proporcinar el poder
hidrulico requerido para las operaciones de difusin a alta presin.
Herramientas de Fondo
Configurar las herramientas que generen chorro para maximizar el gasto
de fluido y presin.
Un alto gasto y presin maximizarn el gasto de circulacin para ayudar
al retiro de slidos del pozo y para mejorar la eficacia del retiro de las
incrustaciones.
La herramienta de fondo de fondo usada para el retiro de la incrustacin
debe incluir los siguientes componentes, de arriba hacia abajo:
Conector roscado de TF-tipo de cuas debido al alto esfuerzo de torque.
Vlvulas de contrapresin duales- estilo de charnela para permitir que una canica pase.
Desconectador mecnico hidrulico Vlvula de circulacin
Barra Rgida (opcional) Motor de fondo taladro de fondo. Molino, barrena, raspador.
Una sarta de herramienta de fondo de alta presin de difusin consiste
en:
Conector el torque y los requisitos de tensin son bajos. Un conector tipo roll on es adecuado
Vlvulas contrapresin Ningn requisito especial. Desconector mecnico hidrulico Vlvula de circulacin.
Herramienta Blaster
El uso de un cabezal de seguridad combina al conector, las vlvulas de
contrapresin, el desconector y la vlvula de circulacin en un montaje solo,
ms corto que la herramienta convencional. Esto puede ser til 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 rotacin. 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 mnimo la
contaminacin cruzada de las etapas de los fluidos. Para las operaciones en
pozos productores, utilizar un mltiple de estrangulacin para controlar el
retorno en el anular. Asegurarse de que la unidad de T.F., la bomba, y los
operadores del mltiple de estrangulacin tengan toda una lnea clara de la
comunicacin.
Monitoreo y equipo de grabacin.
La unidad de TF., debe de incluir un sistema de adquisicin de datos
capaz monitorearla presin de bomba, la presin de fondo de pozo, la
profundidad de la TF, el peso de la TF y los gastos de los fluidos. El programa
de adquisicin de de datos debe proveer al operador una exhibicin en tiempo
real de las fuerzas de las tubera, de los lmites de funcionamiento, de la vida
laboral restante y de los gastos de los fluidos.
Procedimiento genrico para remover los slidos del pozo. Los pasos
requeridos para terminar con xito una operacin de remocin de slidos 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 histricos anteriores
para usos similares.
Consideraciones Operacionales.
El parar perder la circulacin mientras que el fluido en el anular
arrastra con los slidos, puede tener consecuencias severas.
Planear cuidadosamente las operaciones que implican la circulacin del
material de partculas del pozo. Entonces, se deben tomar precauciones para
asegurarse de que proceda la operacin tal como se a previsto.
Velocidad de penetracin Incrustaciones Duras. Puede requerir el
movimiento recproco de la sarta de TF (aumento en la fatiga de la sarta de
TF). Controlar la velocidad de penetracin 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 slidos. La produccin de los fluidos del yacimiento
puede ayudar a el transporte de los slidos; sin embargo, si el fluido del
yacimiento puede ser reducido a los niveles que son incapaces del transporte y
suspensin del material.
Preparacin del pozo.
Recuperar las muestras de la incrustacin del pozo para el anlisis.
Determinar el tamao ms grande que pasa a travs de la tubera.
Se puede tambin analizar muestras de agua producidas para
determinar la naturaleza de la incrustacin.
En caso de necesidad, remover los componentes del equipo
complementario tales como vlvulas de gas lift vlvulas de seguridad.
Puesto que la incrustacin obstaculizar a menudo la recuperacin,
utilizar los mtodos de transporte con TF, en vez de registro elctrico. Con TF,
se puede circular el fluido de tratamiento y ejercer ms fuerza
Controlar el pozo, si es requerido por seguridad, compatibilidad del fluido
por razones de produccin.
En la mayora de los casos el riesgo de daar el rea cercana del pozo
por medio de bombeo en directo de los fluidos del pozo es inaceptable. Por lo
tanto, la operacin de controlar el pozo puede ser una parte de la preparacin
del pozo conducido a travs de la TF:
Realizar cualquier trabajo de lnea de acero registro geofsico
necesarios, como por ejemplo, retiro de la de la vlvula de gas lift calibracin
de la restriccin por la incrustacin.
Eliminar asegurar la vlvula de seguridad subsuperficial. Si se asegura
aislarlo hidrulicamente en la posicin abierta, e instalar una camisa protectora.
Preparacin del equipo:
Preparar el cabezal del pozo y las instalaciones superficiales para la
circulacin, la separacin, y la disposicin de fluidos de circulacin y los
slidos. Si la incrustacin es material radioactivo, tomar las precauciones
apropiadas y proporcionar el equipo protector:
9 Armar TF y equipo superficial de control de presin. 9 Probar con presin toda la tubera superficial. 9 Prueba de presin al equipo de control de presin. 9 Montar la herramienta de fondo y conectarlo a la TF.
Preparacin de fluidos.
En cualquier recirculador puede tener lista la mezcla, la mezcla se
puede realizar en la marcha mientras se procede con la operacin. Dar un
plazo de tiempo suficiente para permitir que las caractersticas del fluido se
conviertan (y deben ser probadas y ser revisadas). Sin importar el
procedimiento de mezcla del fluid, preparar los volmenes adecuados, una vez
que la operacin haya comenzado, cualquier interrupcin a la circulacin es
indeseable.
Remocin de slidos del pozo utilizando un Motor de fondo y molino:
Mientras se introduce la TF. Bombear fluido a travs de la TF. Lentamente suficiente para que el motor no gire y las cuchillas del
raspador permanezcan cerradas.
Marcar suavemente la profundidad de obstruccin. No marcar la depositacin sin circulacin de fluido. Levantar la herramienta cerca de diez metros y aumentar el gasto de
bombeo hasta el gasto ptimo determinado en el plan de trabajo.
Si usa fluidos gelificados, esperar hasta que fluido apropiado est en la herramienta del fondo.
Despus de que la presin de la bomba se estabilice, bajar la herramienta de fondo lentamente sobre la obstruccin.
El peso debe disminuir. Observar la presin. Un incremento exagerado de presin indica el represionamiento del
motor.
Los aumentos relativamente constantes de la presin indican que el molino esta moliendo.
Aumentar peso sobre el molino (disminuye el peso de la TF), segn 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 sera 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 penetracin disminuye a un nivel inaceptable, la TF,
entre el carrete y el stripper est 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. Despus de que la obstruccin se haya molido realizar un viaje de la
limpieza, levantar hasta una profundidad sobre el inicio original de la
obstruccin. Realizar un viaje de limpieza con el motor de fondo
operando sobre el intervalo de la obstruccin.
Despus de que el viaje de limpieza se realice, active la vlvula de circulacin 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 ms 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 depsito de la incrustacin 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 depsito de incrustaciones. No
exceder el periodo de tiempo esttico de la herramienta.
Peridicamente levantar la herramienta a la profundidad original del
depsito de incrustaciones para asegurarse de que la sarta de TF pueda
moverse libremente.
Realizar viajes de limpieza segn lo diseado (o requerido. En pozos
desviados, realizar los viajes de limpieza frecuentemente para prevenir la
acumulacin excesiva del material en la transicin entre las secciones
verticales y horizontales. Determinar el nmero de los viajes limpiadores
necesarios por medio de monitoreo del volumen de material removido contra el
volumen estimado del depsito de las incrustaciones.
Bombear los baches de fluidos de alta viscosidad en caso de necesidad
para suspender partculas abrasivas e incrustaciones.
Continuar bombeando a un alto gasto.
En fondo del intervalo objetivo, continuar bombeando ael gasto ms alto
posible hasta que los slidos 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 ms alto posible.
Si no fluye el pozo naturalmente ayudarlo por levantamiento artificial de
gas prepararse para realizar operaciones de induccin con nitrgeno.
Monitoreo de la remocin de los slidos del pozo. Cuales parmetros se
deben de monitorear durante las operaciones de remocin slidos
incrustaciones depende de la complejidad de la operacin. Para todas las
operaciones, supervisar lo siguiente:
Parmetros de los fluidos.-Monitorear los gastos y la presin de bombeo.
Tambin supervisar las presiones de salida del pozo cuando se trabaje en un
yacimiento con baja presin.
Movimiento de la tubera no penetrar el depsito de incrustaciones
demasiado rpido, la sarta de TF, puede pegarse. Optimizar la velocidad de
penetracin para asegurar la limpieza adecuada del pozo.
Salida de los slidos.
Monitorear el volumen y composicin de los slidos en superficie. En
caso de ser necesario modificar el diseo para mejorar la eficacia de la
remocin de incrustaciones.
4. Pesca
Objetivo
Ofrecer una alternativa viable de solucin en la recuperacin de
pescados mediante la aplicacin de la tecnologa de la tubera flexible,
aprovechando sus cualidades de alta tensin, empuje, impacto hidrulico y
circulacin de fluidos.
reas de oportunidad
En los pozos donde representan un alto riesgo las operaciones con lnea
de acero, as mismo en pozos fluyentes, en pozos sin equipo convencional,
localizaciones pequeas y pozos desviados u horizontales.
Ventajas
La seleccin apropiada de las tcnicas y sarta de pesca, depende de la
naturaleza y configuracin del pez, estado mecnico del pozo, condiciones de
flujo y equipo superficial. Por lo que cada uno de los trabajos son nicos en su
gnero y que requieren un anlisis de:
9 Mayor resistencia a la tensin en comparacin con equipos de lnea y cable de acero.
9 La rigidez de la tubera permite el acceso en pozos de alto grado de desviacin u horizontales.
9 Permite circular o lavar el pez mientras se opera.
9 Se aprovecha la fuerza hidrulica para operar herramientas especializadas.
9 Permite la utilizacin de herramientas de molienda.
9 Reduccin del tiempo de intervencin.
Capacidad de carga de la tubera flexible
El xito 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 jaln de la T.F. es muy grande comparada con equipos de lnea
de acero y cable, lo cual depende de dos factores:
Capacidad de carga de la tubera.- La capacidad de carga axial de la
tubera 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 dimetro exterior de la T.F. resulta en un incremento en la capacidad de
carga. Para algunos dimetros exteriores, en un incremento en el espesor de
pared tambin resulta un incremento en la capacidad de carga, como se
muestra en el anexo de especificaciones de la tubera.
Capacidad de jaln de la cabeza inyectora.- Determina la fuerza mxima
de jaln de la T.F. (tensin), esta dada por la capacidad de extraccin de la
cabeza inyectora. Generalmente las unidades para dimetros pequeos est
limitado en la capacidad de carga de la tubera, mientras las unidades de
dimetros grandes su capacidad de jaln es mayor.
Consideraciones de diseo para el uso de la tubera flexible
Las tcnicas de pesca pueden ser clasificadas en dos tipos, ligeras y
pesadas, en la siguiente tabla se muestra la clasificacin de las mismas y sus
ventajas para la seleccin adecuada del equipo para una pesca:
Software utilizado para el diseo de las operaciones de pesca
COIL LIFE.- Mdulo para el control de la vida til de la tubera flexible en tiempo real, en este se determina la fatiga desarrollada por las
operaciones realizadas con la tubera, minimizando los riesgos de
falla durante la operacin.
COIL LIMIT.- Se emplea para determinar los lmites de presin y tensin de la sarta sometida a condiciones de pozo y se basa en el
modelo de cedencia Von Misses que determina los lmites de
cedencia de la tubera flexible
Tcnicas y aplicaciones de pesca
Ligeras Pesadas
Cable de acero T. F. Unidad snubbing Equipo de reparacin
Pozo vivo X X X
Pozo desviado X X X
Circulacin X X X
Rpida Movilizacin X X
Rotacin X X X
El equipo de cable de acero o lnea es menos costoso comparado con el
equipo de tubera flexible, pero no tienen la capacidad de circular o rotar
herramientas.
En la siguiente tabla se muestran los datos requeridos para el diseo, de
una sarta y ejecucin de un programa de pesca.
Datos para el diseo de los trabajos de pesca
Pez
Profundidad de la boca del pez. Dimetro interior y exterior del pez. Longitud del pescado. El pez se encuentra libre o pegado. Se puede circular a travs del pez
Estado mecnico del pozo
Obtencin del diagrama del estado mecnico del pozo. Localizacin de restricciones. Detalle de las desviaciones del pozo.
Equipo superficial El dimetro interior y longitud del equipo de control de presin deber ser compatible con el dimetro exterior de la sarta de pesca y pescado.
Sarta de pesca
Elaboracin de un diagrama completo de la sarta de pesca con el pez. El dimetro interior y exterior de la sarta de pesca deber ser compatible con el dimetro interior del equipo superficial, y el dimetro interior, exterior del pescado.
Caractersticas 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 tamao limitado (dimetro ext. e int.) que
tienen que prepararse.
Un diagrama exacto de las dimensiones del pez y la localizacin de
niples y restricciones, ahora bien, intervienen varios puntos en la seleccin de
herramientas de pesca como:
Condiciones del pez .- (si est libre o empacado) generalmente el pez
pegado para su recuperacin se requiere de herramientas ms fuertes y
complejas, en cambio el que se encuentra libre es menos complicado su
recuperacin.
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 formacin y
materiales finos.
Propiedades del material del pez.- Las propiedades del material de las
herramientas pueden tener alguna relacin con el material del pez, como
ejemplo de pequeos objetos ferrosos que pueden ser recuperados por equipo magntico.
Estado mecnico del pozo
Las mnimas restricciones contenidas en el pozo, obviamente
determinarn los mximos dimetros exteriores de la sarta de pesca que
podrn ser usados. La remocin de los finos pueden tambin ser considerados
para valorar el espacio (drift) existente.
La geometra del agujero puede ser considerado para determinar el
sobre jaln disponible en el pez.
Tal informacin es requerida por la seleccin de un ensamble apropiado
como martillos o aceleradores.
Equipos de control de presin
En general las operaciones de pesca complejas requerirn ms equipo.
La longitud total del dimetro del pez por recuperar y la sarta de
herramientas determinarn la longitud mnima del lubricador que ser
requerido.
Ejecucin de los trabajos
El equipo de tubera flexible deber reunir las caractersticas de
capacidad de tensin necesaria en la cabeza inyectora y en la tubera que se
espera a usar durante las operaciones para determinar la factibilidad del
empleo de este mtodo.
Los parmetros de profundidad y peso son crticos que pueden ser
adecuadamente monitoreados y registrados durante toda la operacin de
pesca.
El control preciso de la cabeza inyectora es necesario para obtener una
buena operacin de las herramientas de fondo.
Preparacin del pozo
Antes de iniciar las operaciones de pesca, se realizarn algunas
actividades como parte de los procedimientos, que tiene como finalidad la
revisin del cuello de pesca, profundidad, posicionamiento en el pozo y llevar a
cabo los trabajos de rehabilitacin necesarias para incrementar el grado de
xito en la recuperacin del pez como pueden ser: la conformacin de la boca
del pez, limpieza superficial del cuello, zapateado del pescado, colocacin de
cuello de pesca conocido sobre el pez etc. as como la utilizacin de los
accesorios adecuado para cada trabajo en particular.
Tipo de pesca
La clave para las operaciones de pescas es la informacin 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 informacin.
Tipo del pescante
En las operaciones cuando no se tiene disponible la informacin de la
descripcin exacta del pez o se tiene una boca o cuello de pez irregular o
desconocido, se puede intentar la operacin con la ayuda de algunas
herramientas con un determinado rango de agarre, seleccionndolo de acuerdo
a la experiencia y escasa informacin disponible. En algunos de estos trabajos
de pescas, normalmente se modifican las herramientas a las necesidades
especficas para la ejecucin del trabajo, por ser materialmente imposible la
disponibilidad de herramientas especialmente para cada tipo de pescado.
Sarta de pesca
Nuevamente, la disponibilidad de la informacin e historial del origen del
pescado, determinar el pescante y herramientas de apoyo para la ejecucin
de la operacin.
Normalmente, un ensamble de pesca se compone de las siguientes
herramientas:
Pescante Centrador, en caso necesario. Desconectador hidrulico. Junta de seguridad. Vlvula check.
Martillo. Acelerador. Conector de extremo de tubera. Junta de rodilla, en caso necesario.
Una prctica 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, dimetros
interiores y exteriores as como la aplicacin del torque ptimo para cada
accesorio de la sarta de pesca, y la disponibilidad en la localizacin 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 diseo o ejecucin de operaciones
con T.F. para pescas, debe familiarizarse con requerimientos detallados en lo
relevante con la seguridad.
El control de la presin y los fluidos deben cumplir con los
requerimientos de las normas aplicables por la compaa de servicio y
regulaciones locales.
Procedimiento general de operacin
Una vez seleccionada la unidad de tubera flexible y las herramientas de
fondo a utilizar, debern seguir con los siguientes puntos:
Instalar conector en el extremo de la tubera flexible y probar con la mxima tensin permitida a la tubera.
Instalar sarta de pesca al conector de tubera. Instalar equipo de tubera flexible y probar conexiones segn
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 tubera y pescante. En caso de que haya sido exitosa la operacin de pesca desmantelar
equipo, en caso contrario repetir operacin de pesca.
Evaluacin
Durante el proceso de evaluacin de una operacin de pesca, parecera
ser muy sencillo.
Sin embargo, hay varias posibilidades de consecuencias que pueden
influir en las operaciones subsecuentes o el retorno a la produccin.
En el caso de que un pez no sea posible recuperarlo, se debe hacer un
anlisis operativo y econmico 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 diseo y operaciones de pesca.
Conclusiones
La tubera flexible es una alternativa viable para operaciones de pesca
dadas sus cualidades de rigidez y de empuje en posiciones de desviacin,
circulacin de fluidos al tiempo de operar la herramienta y otras ya
mencionadas, en la medida de que se aplique dicha tecnologa el costo de las
intervenciones ser menor.
5. Colocacin de tapones.
Tapones mecnicos.
Objetivo
Es un servicio que ofrece la tubera flexible, al introducir por medio de
ella tapones mecnicos para servir de puente, o para aislar algunas zonas
productoras para colocarlo en alguna lugar superficial y as efectuar
operaciones en la superficie con mayor seguridad como por ejemplo: cambio
de cabezal, vlvulas maestras y laterales.
reas de oportunidad
Para este tipo de servicios es la aplicacin a pozos en perforacin,
mantenimiento, en pozos fluyentes, en donde se requiera la reparacin
cambio del sistema de control superficial. Tambin en la colocacin de
empacadores inflables, permanentes, recuperables, y retenedores de
cemento.
Procedimiento Operativo para la colocacin de Tapones Mecnicos:
1) Realizar junta de seguridad, cuidados ecolgicos y acuerdos
operativos entre personal de PEMEX y dems compaas
involucradas (PM-MX-HES-CT-400).
2) Llenar documentacin previa de inicio de trabajo.
3) Instalar lnea al carrete y lnea de matar al preventor de unidad de
alta presin, tubera flexible, unidades auxiliares de bombeo y equipo
de apoyo (PM-MX-HES-CT-400).
4) Definir la colocacin final de los equipos de acuerdo a la evaluacin
de las condiciones climticas viento y topogrficas. De acuerdo al
estado mecnico del pozo y la operacin a realizar sern los
dimetros de las herramientas y los volmenes a utilizar.
5) Probar arietes del preventor ciego y anular represionando a 10000
psi.
6) Instalar conector interno para tubera flexible y probar el mismo con
tensin. Debe ser registrado en el sistema grfico de registro de
informacin en tiempo real.
7) Llenar carrete de tubera flexible con agua.
8) Antes de iniciar a bajar y efectuar la corrida del tapn mecnico se
debi haber dejado el pozo limpio y calibrado de acuerdo al dimetro
y largo de la herramienta a bajar a la profundidad de asentamiento.
La operacin de limpieza y calibracin ser efectuada con motor de
fondo de alto torque y ambiente hostil y molino.
9) Instalar sarta de herramientas formada por vlvula de contra presin
de doble charnela, desconector hidrulico, desconector secundario
(canica), localizador de coples, vlvula de llenado, soltador y tapn
mecnico.
10) Instalar cabeza inyectora sobre el pozo.
11) Probar vlvula de contra presin 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 electrnicos y mecnicos en cerro.
15) Abrir vlvula 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 precaucin frente a las zonas donde
presenta restricciones.
16) Considerar que si fuera necesario durante la introduccin bombear
agua para establecer circulacin, esto se har de acuerdo a ls
recomendaciones del operador de la herramienta, al mnimo gasto
posible.
17) Una vez ubicado en la profundidad a la cual se fijar el tapn
mecnico se comenzar la operacin de fijacin del tapn mecnico.
18) Proceder a lanzar la canica y bombear agua para cerrar la vlvula de
circulacin y activar el mecanismo de anclaje del tapn mecnico.
19) Una vez fijado el tapn, proceder a verificar, que el tapn est, bien
anclado y empacado aplicndole peso.
20) Levantar la tubera flexible verificando el peso de la sarta.
21) Sacar y recuperar tubera flexible a superficie.
22) Desmantelar conjunto de la herramienta e inyector de la unidad de
tubera flexible.
23) Desmantelar lneas de la unidad de alta presin, unidad de tubera
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 Tubera Flexible, es la capacidad de bombear
cemento a travs de ella para efectuar diferentes operaciones de reparacin de
pozos tales como:
9 Aislamiento de zonas productoras de agua. 9 Aislamiento de zonas depresionadas. 9 Correccin de adherencia en cementaciones primarias. 9 Aislado temporal de zonas productoras. 9 Tapn de cemento para desvo. 9 Abandono de pozos.
Esta tcnica de cementacin no es estrictamente nueva. La Ca. Arco en
Alaska fue pionera en el uso de la Tubera Flexible para operaciones de
cementacin forzada durante la reparacin de un pozo en un campo de
Prudhoe Bay en 1983.
El objetivo de la operacin fue la economa en la reduccin de costos de
reparacin en ambientes donde la movilizacin de equipos convencionales y
costos de operacin son altos.
reas de oportunidad
Los resultados ms impactantes para este tipo de servicios es la
aplicacin a pozos sin equipos, donde la reparacin del pozo seleccionado, es
en su totalidad con la unidad de Tubera Flexible por su capacidad de precisin
en la colocacin de tapones de cemento en el pozo utilizando pequeos
volmenes de lechada.
Ventajas
Ventajas que se obtiene con el uso de la Tubera Flexible para la
colocacin de tapones de cemento son las siguientes:
Se utilizan pequeos volmenes de fluidos para el control del pozo. No se requiere la movilizacin de equipo convencional. Precisin en la colocacin de pequeos volmenes de cemento. Menores posibilidades de contaminacin de la lechada durante la
colocacin.
Tubera continua (la T.F. se mantiene en movimiento reduciendo los riesgos de pegaduras).
En las cementaciones forzadas se puede desplazar el exceso de cemento contaminndolo con boratos.
Consideraciones para el diseo
Antes de efectuar un trabajo de cementacin con Tubera Flexible se
debern tomar las siguientes consideraciones:
Objeti
