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SERVICIO DE POZOS CON LINEA DE CABLE PARA CORTE DE PARAFINA -SLICK LINE
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA
TESIS “SERVICIO DE POZOS CON LINEA DE CABLE PARA CORTE DE PARAFINA Y REGISTROS DE PRESION SLICK LINE -
WIRE LINE”
FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS
ESC. PROF. DE INGENIERIA DE PETROLEO
ENERO 2013
PIURA
SERVICIO DE POZOS CON LINEA DE CABLE PARA CORTE DE PARAFINA
Y REGISTROS DE PRESION SLICK LINE - WIRE LINE
TESISTA:
WILSON ADAN QUIROGA RAMIREZ
ASESOR DE TESIS:
ING. WILMER AREVALO NIMA
DEDICATORIA
Este trabajo ha sido desarrollado en base a mi experiencia diaria y lo veo como una
forma de compartir lo experimentado en este corto tiempo en la industria petrolera
dando un pequeño aporte e invitando a mis compañeros a tomar esta iniciativa de
compartir sus experiencias con el fin de en conjunto mejorar las condiciones de
nuestra industria en el Perú marcando un precedente para las generaciones futuras
afín de que consideren estos ejemplos y los continúen.
El presente trabajo va dedicado a mi Madre, Martha Ramírez Ramírez y a mi
Padre Adán Quiroga Peña, que fueron las personas que impulsaron y apoyaron
la realización de mis estudios.
A mi hermano jean y a mi esposa Gloria Montero por el optimismo que me
transmitieron para seguir adelante.
A mis profesores de la escuela de Ing. petróleo-UNP por su comprensión y apoyo
constante.
Y a mis compañeros de trabajo, estudio y amigos que tuvieron siempre unas
palabras de aliento.
INDICE
I. INTRODUCCION
II. ANTECEDENTES
III. OBJETIVOS
3.1. OBJETIVO PRINCIPAL
3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS
IV. FUNDAMENTO TEORICO
4.1. SISTEMA DE POZOS DE BOMBEO NEUMÁTICO
4.2. MÉTODOS DE BOMBEO NEUMÁTICO
4.3. TIPOS DE INSTALACIÓN EN SISTEMAS DE BOMBEO NEUMÁTICO
4.4. EQUIPO BÁSICO USADO EN LA INSTALACIÓN DE BOMBEO
NEUMÁTICO
4.5. CLASIFICACION DE LOS HIDROCARBUROS
V. TEORICO SLICK LINE –WIRE LINE
5.1. UNIDADES DE LINEA DE CABLE (Slickline-Wire line)
5.2. OPERACIONES CON LINEA DE CABLE
5.3. EQUIPO DEL SERVICIO DE UNIDAD DE CABLE
5.4. SARTA DE HERRAMIENTAS
5.5. OPERACIONES CON LINEA DE CABLE EN PERFORACION
VI. CORTE DE PARAFINA
6.1. LA PARAFINA
6.2. COMPOSICION DE LA PARAFINA EN EL PETROLEO
6.3. PROPIEDADES FISICAS Y QUIMICAS
6.4. ESTRUCTURAS CRISTALINAS
6.5. FACTORES QUE ORIGINAN LA FORMACION Y ACOMULACION
6.6. PROBLEMAS TECNICOS EN LA INDUSTRIA PETROLEA
ASOCIADOS
6.7. CAUSAS DE LOS DEPOSITOS DE PARAFINA EN LA TUBERIA DE
PRODUCCION
6.8. TRATAMIENTOS PARA EL CONTROL DE PRECIPITACION DE
PARAFINA
6.9. PRODUCTOS QUIMICOS PARA REMOCION DE PARAFINA
6.10. CARACTERIZACION DEL RESIDUO DE PARAFINA
6.11. PROCEDIMIENTO TECNICO PARA EL CORTE DE PARAFINA
6.12. VAPORIZACION DE PARAFINA EN INSTALACIONES
6.13. PROCEDIMIENTO DE LIMPIEZA DE PARAFINA EN UN POZO
6.14. PROBLEMAS OPERACIONALES EN EL CORTE DE PARAFINA
VII. REGISTROS DE PRESION
7.1. REGISTROS DE PRESION
7.2. PRESION DE FONDO
7.3. APLICACIÓN DE PRESIONES
7.4. DISPOSITIVO ELECTRONICO
7.5. PROCEDIMIENTO TECNICO PARA PRUEBAS DE PRESION
VIII. PRESENTACION DE PRUEBA TOMADA EN EL NOROESTE PERUANO
8.1. OBJETIVO DE LA PRUEBA
8.2. PROCEDIMIENTO OPERATIVO
8.3. HERRAMIENTAS A UTILIZAR
8.4. DATOS Y CALCULOS DE LA PRUEBA
8.5. LA PRUEBA
8.6. PROCEDIMIENTOS
8.7. ANALISIS Y CONCLUSIONES DE LA PRUEBA
8.8. DATOS,GRAFICOS Y CALCULOS OBTENIDOS
IX. APLICACIÓN DE NORMAS DE SEGURIDAD EN OPERACIONES LINEAS DE CABLE
9.1. IDENTIFICACION DE ASPECTOS AMBIENTALES
9.2. PROGRAMA DE GESTION INTEGRADO
9.3. INSTRUCTIVOS DE TRABAJO
9.4. USO DE HERRAMIENTAS MANUALES
9.5. PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
9.6. PAN DE CONTINGENCIA PARA OPERACIONES EN EL NOROESTE
9.7. IDENTIFICACION DE PELIGROS Y RIESGOS (IPER)
9.8. SEGURIDAD GENERAL EN OPERACIONES DE LINEA DE CABLE
X. EVALUACION ECONOMICA DE UN EQUIPO SLICK LINE
10.1. VALUACION DE UNIDAD SLICK LINE
10.2. NOMENCLATURA
10.3. RESUMEN DE UNIDAD ,EQUIPOS Y ACCESORIOS SLICKLINE
XI. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
11.1. CONCLUSIONES
11.2. RECOMENDACIONES:
XII. ANEXOS ,
12.1. FIGURAS HERRAMIENTAS Y EQUIPO SLICKLINE-WIRELINE
XIII. BIBLIOGRAFIA
I. INTRODUCCIÓN
En la industria del petróleo s e p r e s e n t a n l a s etapas de exploración,
perforación y explotación, la etapa de explotación es la fase de preparación y
acondicionamiento del pozo para la producción de hidrocarburos. La completación de
un pozo no termina con la instalación y funcionamiento del equipo de producción, pues
siempre será necesario de servicios y técnicas adicionales los cuales son muy
importantes, cuyo objetivo específico es evitar problemas durante el proceso
productivo del pozo. Entre estos procedimientos técnicos se encuentra el Slickline
El Slickline es un servicio que realiza sus operaciones con línea de cable, esta unidad
a cable involucra una serie de procesos y abarca una serie de servicios tanto en la
etapa de perforación como en la de producción donde este servicio es de mucha
importancia para la solución de muchos problemas propios de la producción de los
pozos petroleros.
Las unidades de línea de cable, ofrecen ventajas sobre las operaciones
convencionales de terminación y rehabilitación, tubería roscada o unidades de
terminación hidráulicas. Su principal ventaja es la económica. Una unidad de línea de
cable, puede armarse en menos tiempo que el que toman otros tipos de unidades.
Puesto que puede desarrollar muchas tareas con mayor velocidad, se usa también
como un servicio de apoyo para otros equipos o unidades, para asentar empaques,
tapones, o para instalar válvulas
El Slickline abarca trabajos de pesca, registros, corte de parafina entre otros que
serán vistos en la presente tesis. Uno de los procesos operativos, considerados como
prioritarios para el logro de la adecuada explotación de los yacimientos es el que
requiere la eliminación de la parafina formada en los pozos.
La parafina que se forma en los pozos petrolíferos resulta de las actividades de
producción y debe ser extraída cada cierto tiempo, para evitar que afecte el
rendimiento productivo, lo cual causaría una disminución de los caudales de
producción.
II. ANTECEDENTES:
Las líneas de cable han estado en uso en los pozos desde los primeros años de la
perforación. Corriendo herramientas dentro de los pozos con líneas de cable, se
evita la necesidad de introducir y extraer la tubería dentro y fuera del pozo.
Literalmente hay cientos de herramientas de trabajo dentro del pozo que se operan
con cable, y que se han diseñado para desempeñar muchas tareas específicas.
Los trabajos de Slickline o unidades de línea de cable tanto en perforación y en
producción se utiliza desde inicios de los 1980 en el noroeste su utilización más
importante es para la limpieza, remoción o corte mecánico de parafina, con el
propósito de retirar los depósitos de parafina que se acumulan en la tubería de
producción, tanto en los pozos bombeo neumático como de flujo natural.
En la actualidad esta labor se realiza en todo el noroeste y todas las
operadoras están familiarizadas con este servicio. En operaciones offshore también
se utiliza este procedimiento para el mantenimiento de válvulas de gas lift,corte de
parafina, sacar muestras de fluido, registros BHP entre otros servicios de pesca
instalación para en la etapa de perforación.
Las zonas del noroeste peruano que utilizan el sistema de producción artificial de
gas lift requieren constantemente este servicio de unidad de cable para el
mantenimiento de las válvulas. Así también las empresas operadoras programan
algunos tipos de pruebas a los pozos utilizando este tipo de unidades de cable
para realizar evaluaciones programadas.
El tipo de parafina removida de la tubería de producción puede clasificarse según
su consistencia en suave, regular y dura; aproximadamente un 85% de los pozos
producen parafina de tipo regular, acumulando unos más rápido que otros. En
época de verano, debido al aumento de temperatura de las aguas marinas, la
acumulación de parafina es menor.
III. OBJETIVOS
3.1. OBJETIVO PRINCIPAL
El objetivo principal del presente estudio consiste en difundir la técnica del
uso del SLICKLINE como una alternativa viable en el aspecto técnico y
económico, para instalar o reemplazar herramientas mecánicas en pozos
productores de petróleo-gas, entre ellas pozos producidos por Gas Lift,
limpieza, remoción o corte mecánico de parafina, toma de registros de
presión, pesca de herramientas, registros en pozos inyectores de agua en
proyectos de recuperación secundaria. Así como también establecer su
utilidad en la industria petrolera analizando su importancia en esta época.
Difundir las operaciones que se pueden realizar con unidad de cable.
3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS
Analizar y describir las dos principales operaciones que se realizan con
línea de cable en el noroeste peruano. Dentro de los dos principales
servicios están el corte de parafina y los registros con sensores
digitales.
Establecer la importancia del servicio de limpieza o corte de parafina con el
empleo de la unidad a cable en el interior de la tubería de producción de los
pozos permitiendo obtener la máxima productividad de los mismos, y a la
vez evitar que se difiera la producción de petróleo.
Establecer la importancia y los alcances de los registros por medio de
sensores digitales para las pruebas de gradientes estática y fluyente.
IV. FUNDAMENTO TEORICO
4.1. SISTEMA DE POZOS DE BOMBEO NEUMÁTICO
Un pozo cuando es perforado, libera su energía almacenada y al completar
dicho pozo, esta energía es suficiente para impulsar los fluidos del
reservorio hacia la superficie. Se dice entonces que el pozo es surgente o
fluyente ( flowing well ).
A medida que el pozo produce, dicha energía va disminuyendo hasta que
llega un momento en que ya no es suficiente para impulsar los fluidos a la
superficie, por lo que el pozo deja de fluir, y su producción decae. .En ese
momento termina la etapa del pozo surgente.
Entonces, para poder extraer los fluidos del fondo del pozo, es necesario
recurrir a algún procedimiento artificial. La extracción de petróleo de un
pozo muerto, se efectúa aplicando diversos métodos de levantamiento
Artificial, siendo el de bombeo neumático uno de los más usados.
El sistema de bombeo neumático es un método de levantamiento de fluidos
donde la presión de fluidos (250 lb/pulg2
como mínimo) es usada como un
medio de elevación a través de un proceso mecánico. Para abastecer el
gas a un pozo es necesario contar con suficiente volumen de gas de alta
presión que puede ser obtenido utilizando el gas de los pozos o
instalando en diferentes lugares un compresor o estación de compresores.
4.2 MÉTODOS DE BOMBEO NEUMÁTICO
4.2.1. FLUJO CONTINUO
Es un método por el cual un pequeño volumen continuo de gas de alta
presión es inyectado dentro de la tubería de producción ( tubing ) a fin
de aligerar la columna de fluido, en la medida que la presión de fondo
esté reducida a un punto que permitirá una diferencial suficiente
através de la superficie de la arena para producir el pozo a la capacidad
deseada de flujo. A fin de efectuar este método eficientemente es
conveniente usar una válvula de bombeo neumático que permita un
solo punto de inyección a la profundidad mayor posible para la
disponible presión de levantamiento.
4.2.2. FLUJO INTERMITENTE
En este método, es el trabajo de expansión de gas de alta presión
ascendiendo a salidas de baja presión. Se efectúa por inyección de un
volumen suficiente de gas a través de una válvula de orificio grande, en
cierto modo para levantar el fluido acumulado encima de esta válvula hacia
la superficie.
El gas ingresa a la tubería con una velocidad máxima para minimizar la
pérdida a fin de efectuar eficientemente el proceso de levantamiento. En
este proceso es necesario usar un controlador de ciclos en superficie y
es usado en pozos con volumen de fluido relativamente bajos.
4.3. TIPOS DE INSTALACIÓN EN SISTEMAS DE BOMBEO NEUMÁTICO
En los sistemas de bombeo neumático continuos e intermitentes existen varios tipos
de instalación los cuales siempre van a estar sujetos al servicio de la unidad a
cable y son los siguientes:
4.3.1. INSTALACION CONVENCIONAL
Es una instalación de empaque simple. Consiste en bajar dentro del
pozo el siguiente equipo de subsuelo:
a.- Tubería de producción de 2 7/8”
b.- Válvula de bombeo neumático recuperable tipo BK-1
c.- Válvulas de bombeo neumático no recuperables tipo J-40
d.- Mandril de bolsillo tipo KBMG
e.- Mandriles convencionales tipo B
f.- Válvula de retención (standing valve ) de 2 ½”
g.- Niple de asiento tipo A
h.- Empaque (packer).
Este diseño se aplica en pozos nuevos y para aquellos con intervalos
perforados con menos de 200 pies y producción comprendida entre 50 y
600 BPD. Se produce solamente el petróleo acumulado encima de la válvula
de bombeo neumático operativa BK1.
En una instalación de este tipo el gas es inyectado por el espacio anular
entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción empleando
una o varias válvulas con diversos valores de presión de operación, de
acuerdo a las características del pozo.
La inyección de gas puede ser continua en algunos pozos
convencionales con alto índice de productividad y alta presión de fondo, o
intermitente con ciclos de inyección determinados por el tiempo requerido
para que el fluido ingrese a la tubería de producción y llegue a la superficie.
4.3.2. INSTALACION CON SARTA PARALELA (BLT)
Este diseño al igual que el convencional es bastante usado. Consiste en
bajar dentro del pozo productivo una sarta paralela de tubería. El equipo de
subsuelo es el siguiente:
a.- Sarta de tubería de producción de 2 3/8”
b.- Sarta de tubería para inyección de gas de 1 ¼”
c.- Válvula de bombeo neumático recuperable BK1
d.- Válvula de bombeo neumático no recuperable J40
e.- Mandril de bolsillo KBMG-LT
f.- Mandril convencional BLT
g.- Válvula de retención de 2”
h.- Niple de asiento tipo A.
La tubería de 1 ¼” puede ser corrida desde la superficie y es usada para
inyectar gas directamente al mandril, evitando así la inyección por el
espacio anular de los forros de 5 ½”. Este diseño no lleva empaque, por lo
que el pozo produce por la tubería de producción y por la tubería de
revestimiento.
4.3.3. INSTALACION EMPAQUE CON CAMARA
Este diseño se aplica cuando el intervalo perforado varía entre 500 y 600
pies. Igual que la instalación anterior, pero con la adición de una cámara de
acumulación y un tubo de inmersión. En esta instalación se utiliza tubería
de 2 7/8” más un tramo concéntrico de tubería de 1 ¼”.
La válvula J-40 actúa como válvula de arranque, y la válvula BK1 como
auxiliar. Este diseño permite producir el petróleo desde el fondo del pozo y
levantar el volumen de fluido razonable mayor por cada inyección de gas,
así como reduce la contrapresión sobre la formación productiva.
4.4. EQUIPO BÁSICO USADO EN LA INSTALACIÓN DE BOMBEO NEUMÁTICO
De acuerdo a lo anteriormente tratado, el equipo necesario para instalar el
sistema de bombeo neumático a un pozo se puede dividir en:
4.4.1 EQUIPO DE SUBSUELO
a) Válvula ecualizadora de retención. b) Válvula de bombeo neumático: En la industria del petróleo existen varios tipos de válvulas, siendo los que se usan en la zona:
b.1) Válvula de bombeo neumático recuperable.
b.2) Válvula de bombeo neumático convencional no recuperable.
b.3) Válvula ciega de ecualización recuperable.
c) Mandriles.- Existen diferentes tipos de mandriles, siendo los
usados en nuestras operaciones los siguientes:
c.1) Mandriles con bolsillo
c.2) Mandriles convencionales
4.4.2 EQUIPO DE SUPERFICIE:
En una instalación de bombeo neumático a un pozo productivo, el
equipo de superficie nos permite:
- Inyectar en el pozo productivo, un número determinado de veces al día,
o un número de ciclos por día.
- Controlar la duración de cada ciclo ( tiempo ) de inyección, lo cual
nos permitirá inyectar una cantidad de gas más o menos fija cada
vez que se abra la válvula. Este equipo comprende:
a) Válvula Motora
b) Controlador de ciclos
4.5 CLASIFICACION DE LOS HIDROCARBUROS
El petróleo es una mezcla de varias sustancias, compuestas principalmente por
dos elementos: carbono e hidrógeno, llamados hidrocarburos. Por medio de
procesos de separación física se obtienen del petróleo productos como el gas
licuado, gasolina, kerosene, lubricantes, etc.
Existen cuatro grupos principales presentes en el crudo de petróleo: los
compuestos puros constituidos por las parafinas, naftenos y aromáticos, y los
compuestos mixtos ( resinas y asfáltenos ).
4.5.1. LAS PARAFINAS Denominados también alcanos, tienen la fórmula general CnH2n+2; la
Molécula más simple es el metano CH4. Las parafinas con números de
átomos de carbono menor a cinco se encuentran en estado gaseoso a
condiciones normales de temperatura y presión. En adición al metano
(principal componente del gas natural), las parafinas en estado gaseoso
incluyen etano, propano y butano (por simplicidad son llamados
parafinas con número de carbonos C1 a C4 )
De C5 a C15, las parafinas se presentan en estado líquido a temperatura
y presión normales y las moléculas con números de carbono mayor a C16
son extremadamente viscosas y pueden encontrarse como cera
sólida. Existen dos tipos básicos de moléculas de parafina en la serie.
Estos tienen la misma composición química, una consiste de
moléculas de cadenas lineales y la otra de moléculas ramificadas,
llamadas isoparafinas.
4.5.2 LOS NAFTENOS
Es el segundo grupo de hidrocarburos importantes encontrados en el
crudo, conocidos como cicloalcanos. Son hidrocarburos saturados y
presentan estructuras de moléculas con anillo cerrado con la fórmula
general CnH2n. Los naftenos se reportan como átomos de carbono de
tres a más de treinta átomos de carbono en los anillos.
El ciclopentano ( C5H10 ) con anillo de cinco átomos de carbono y el
ciclohexano ( C6H12 ) con un anillo de seis átomos de carbono son los
naftenos predominantes en los petróleos.
La mayoría de los crudos contienen cantidades similares de naftenos y
parafinas. Juntos hacen más del 60% en la mayoría de los crudos.
4.5.3. LOS AROMÁTICOS
Representan el tercer grupo de compuestos de hidrocarburos
encontrados en el crudo de petróleo. Son insaturados con respecto al
hidrógeno. Su estructura está basada en un anillo de seis átomos de
carbono, llamado anillo bencénico; el miembro más simple es el benceno
C6H6.Son líquidos a temperatura y presión normal, y se presentan en
cantidades relativamente menores en crudos livianos, incrementando
con la disminución de la gravedad API a más de 30% en crudos
pesados.
4.5.4 RESINAS Y ASFÁLTENOS
No son hidrocarburos puros, incluyen otros elementos como el oxígeno,
nitrógeno y azufre; generalmente se presentan en crudos de tipo
aromático pesado, donde el contenido de la combinación de resinas y
asfáltenos contienen rangos de 25 a 60 por ciento.
V. SLICKLINE- WIRELINE
El Slickline (o “Alambre” como suele llamarse en el campo) es un servicio que se
presta a las compañías operadoras de yacimientos petrolíferos. Básicamente
estas dos palabras agrupan una amplia gama de actividades, comúnmente
denominadas “intervenciones”, dentro de los pozos petroleros.
Fundamentalmente el trabajo consiste en introducir herramientas y/o dispositivos
en los pozos petroleros por medio de un alambre especialmente diseñado para
soportar altas presiones, temperaturas y esfuerzos (tanto tensión como torsión).
El diámetro del alambre puede variar desde 0,092″ hasta 0,125″, utilizando cada
tipo de acuerdo a los requerimientos del cliente o el tipo de operación a realizar.
Si bien los equipos (Unidades de Slick Line) solamente tienen un tambor o
carretel de alambre y no es viable reemplazar el alambre a diario, algunas
unidades cuentan con 2 tambores de alambre con lo que se pretende ampliar el
margen de operaciones a realizar.
En un principio, el Slickline se utilizaba simplemente para verificar el fondo del
pozo. Sin embargo, hoy en día gracias a las nuevas tecnologías es posible
realizar mediciones de presión y temperatura en el pozo, verificar las
dimensiones del tubing, detectar depósitos de basura o arena y retirar la misma
del pozo, y una larga gama de herramientas y dispositivos pueden ser
colocados, retirados o manipulados gracias al Slickline.
Las operaciones de Slickline realizadas en forma correcta y precisa por personal
altamente capacitado resultan en un gran ahorro de tiempo y dinero para las
empresas operadoras.
Estas operaciones básicamente consisten en introducir “Run” o retirar “Pull”
herramientas en los pozos. Para poder realizar estas operaciones se debe
contar con un equipo de presión “Básico” compuesto por los siguientes
elementos:
Stuffing Box.
Lubricadores.
Válvula de Purga o Alivio.
B.O.P.
Poleas.
Indicador de Tensión.
5.1 UNIDADES DE LINEA DE CABLE (Slickline - Wire line)
Una unidad de línea de cable, puede ser un simple tambor rotatorio en el cual se
halla envuelta una línea pulida, o puede ser tan complicada como una unidad
eléctrica, auto-contenida y auto-propulsada. La mayor parte de las unidades de
línea de cable, son compactas y altamente portátiles, usualmente montadas en
un camión, remolque o patín. La unidad típica de línea pulida contiene una
fuente de poder para darle fuerza motriz a un carrete de alambre, un alambre
largo y delgado y un lubricador para resistir la presión del pozo, y varias
herramientas. Un gran número de operaciones de terminación y rehabilitación
pueden lograrse con esta unidad, no obstante sus desventajas de la circulación
limitada, la incapacitada de rotar y la falta de fuerza. La unidad de línea de
cable típica, incluye instrumentación electrónica sofisticada, que requiere de una
consola mayor, que opera en ambiente cerrado
Las líneas de cable eléctricas se usan en todas las fases de la vida del pozo,
mientras que la mayor parte de las operaciones con línea pulida se efectúan a
través de la línea de cable, pueden armarse encima del arbolito de navidad,
cabezales de pozo, preventores de reventones, tubería de revestimiento y sobre
pozo abierto.
Al usar una de cientos de herramientas, podemos controlar el flujo, controlar la
presión, regular, taponar, restringir, tomar presiones, recuperar muestras, aislar
tramos o colocar materiales puntualmente, pescar, limpiar, perforar, tomar
registros, correr válvulas de elevación por gas (gas-lift),correlacionar
profundidades, efectuar trabajos de calibración, correr herramientas especiales,
cortar parafina, cortar tubería, hacer tratamientos, retirar tapones de arena,
posicionar elementos direccionalmente y la línea sigue adelante. Con una línea
de cable se pueden inclusive lograr trabajos de rehabilitación, con solamente la
adición de un camión de bombas.
No se requiere aparejo o torre y a veces, aun se corren sartas cortas de tubería
delgada dentro de un pozo usando la línea de cable, para vaciar cemento o
materiales de tratamientos y parar trabajos de mantenimiento y limpieza.
5.2 OPERACIONES COMUNES CON LINEA DE CABLE
Es un procedimiento mediante el cual varias funciones de mantenimiento,
reparación, control y seguridad son realizadas bajo presión en el fondo de un
pozo. Dichas funciones se efectúan instalando y recuperando las
herramientas y equipos dentro y fuera del pozo, empleando una línea de cable
de diámetro pequeño, el cual va montado sobre un tambor ( drum ) de
potencia en la superficie.
La unidad de línea de cable, es uno de los tipos de unidad mas ampliamente
usados en el trabajo de remediación o rehabilitación. Se han desarrollado
cientos de herramientas para efectuar incontables tareas. Deberá enfatizarse
continuamente el cuidado en el armado del equipo, observar la seguridad en la
operación y el control durante cada tarea que se efectué.
Las unidades de línea de cable, ofrecen ventajas sobre las operaciones
convencionales de terminación y rehabilitación, tubería roscada o unidades de
terminación hidráulicas. Su principal ventaja es la económica. Una unidad de
línea de cable, puede armarse en menos tiempo que el que toman otros tipos
de unidades. Puede desarrollar muchas tareas con mayor velocidad, asentar
empaques, tapones, o para instalar válvulas Bajado y sentado o recuperación
de equipo válvulas de extracción por gas (gas-lift), válvulas de seguridad sub-
superficie, estranguladores y tapones pueden colocarse en niples de descanso
y mandriles en la sarta. Además pueden colocarse empaques permanentes y
tapones en la tubería de revestimiento, mediante la línea de cable.
Corte de parafina: Esta tarea se logra corriendo una herramienta con forma de
cuchillo en un cable, para cortar la parafina de las paredes interiores de la
tubería.
Pesca: Recuperación de herramientas trabadas o perdidas, cable, etc. A
menudo, se corre primero una zapata de impresión para determinar el perfil
superior de un objeto dentro del pozo. Sobre la base del perfil impreso de la
pesca, se pueden seleccionar las herramientas de pesca
Registros de pozo: todas las formas de registros se hacen con línea de cable
slickline o Wire Line. (Eléctricos, de Rayos Gamma, temperatura, sonido,
adherencia del cemento (concreto), calibre, densidad, prueba de neutrones,
registros de diámetro y perfil).
Perforación: La mayor parte de la perforación se logra corriendo dentro del
pozo mediante línea de cable, un cañón equipado, ya sea con cargas de
formas específicas o balas.
Achique de arena: cuando se encuentra arena en el pozo, se trata
normalmente de un puente. Este puede usualmente extraerse con unas
cuantas carreras con un achicador, consisten en un pistón dentro de un cilindro,
y una válvula de retención. Moviendo el pistón arriba y abajo, se crea una
succión y el cilindro se llena. Una vez lleno el achicador se extrae a la
superficie, se retira la zapata y se saca la arena golpeando el cilindro con un
martillo.
Tratamiento puntual o cementerio en punto: Una canasta de línea de cable
diseñada para abrirse apoyándola sobre el fondo o por un impulso eléctrico,
puedo usarse para colocar con precisión a cualquier profundidad dada del
pozo, productos químicos de estimulación o de tratamiento. (A menudo
opuestos al intervalo perforado). Podría usarse para colocar un tapón de
cemento encima de un empaque u otro tapón si así se desea.
Abrir y cerrar mangas y puertos: las mangas deslizantes o puertos de
circulación de una sarta de una tubería de producción, están diseñados para
que se puedan mover hacia arriba o hacia abajo por medio de una línea de
cable. Esto permite la comunicación entre sartas de tubería o entre la tubería y
los espacios anulares
Medición de la profundidad de un pozo: La cantidad de línea de cable
corrida dentro de un pozo, puede medirse corregirse por la elongación, para
dar la profundidad de una herramienta de una herramienta corrida dentro del
pozo.
• Instalación y recuperación de equipos de control de subsuelo de
las instalaciones de bombeo neumático tales como: válvulas de bombeo
neumático, válvula estacionaria, válvulas de seguridad, tapones
y reguladores de presión.
• Corrida de instrumentos ( ameradas y memory gauge ) para
tomar registros de presión y de temperatura.
• Corrida de sarta de herramientas para determinar el nivel de fluido y
tope de arena.
• Instalación y recuperación de sistemas mecánicos de remoción de
parafina tal como los paquetes de plunger lift; y
• Limpieza mecánica (remoción) de arena, carbonatos y parafina que
se encuentran adheridos a las paredes de las tuberías de producción
dentro del pozo.
5.3 EQUIPO DEL SERVICIO DE UNIDAD A CABLE
El equipo requerido para realizar las operaciones con unidad a cable
depende grandemente de la presión del pozo y del diámetro de la tubería.
Se detallan los componentes estándares usados en una operación con
unidad a cable normal para un pozo de menos de 5000 lb/pulg2
de presión
en superficie y una tubería de 2 ½” de diámetro interno:
5.3.1 ALAMBRE
Generalmente el alambre más usado para las operaciones es el fabricado con
acero al carbón (carbon steel). Estos se hallan disponibles en longitudes
variadas de 10,000 hasta 30,000 pies, en diferentes diámetros tal como .066,
.072, .082, .092, .105 y .108 pulgadas. con diversos valores de
resistencia a la ruptura. El alambre usado para el servicio en nuestra zona
petrolera es el pulido estándar de acero al carbón (standard bright carbon
steel) de 0.092”, según las especificaciones API-9A para alambre y están
disponibles en tambores de 25,000 pies.
ESPECIFICACIONES TECNICAS DEL ALAMBRE
Material
Acero al carbón.
Diámetro 0.092 ± 0.001 pulgadas
Resistencia de ruptura
(breaking strength) Mínima: 1,547 lbs. Máxima: 1,877 lbs
Torsión 23 (número mínimo de vueltas en 8
pulgadas)
Peso 22.58 lbs. (por 1000 pies)
Elongación 0.615 pulgadas (por 100 pies por 100 lbs)
Diámetro relativo de la polea
16 pulg.
Especificación técnica API – 9 A
5.3.2 UNIDAD MECANICA
Las unidades usadas en este tipo de operaciones son generalmente
accionadas por sistemas de transmisión a control hidráulico o mecánico.
El alambre es instalado sobre un tambor, el cual es normalmente
accionado por un motor a diesel. La fuerza motriz es transmitida desde
el motor hacia el tambor hidráulicamente o a través de una caja de
cambios y fajas de tipo “V” o cadena, dependiendo del tipo de unidad a
ser usada.
Estas unidades están montadas sobre una estructura metálica que es el
patín. Realizan trabajos livianos y pesados, y constan de un guiador de
alambre con su respectivo contómetro para saber a qué profundidad se
está bajando, y todos los repuestos necesarios, los cuales pueden ser
transportados en embarcaciones marítimas hacia las plataformas del
zócalo continental mediante lanchas para luego ser levantados por una
grúa o winche a gas, o en camiones con winche de cable que permitan
manipular cualquier operación en los pozos del campo.
5.3.3 DISPOSITIVO DE MEDICION
Es una de las partes más importantes del equipo. Es necesario desde
una simple operación en pozos superficiales, ya sea bajando un peso
muerto en un delicado registro de presión hasta una complicada
instalación y/o recuperación de la variedad de herramientas especiales
de pozos con profundidades conocidas.
A fin de realizar eficientemente y con seguridad cualquier tipo de
operación con unidad a cable, el operador debe conocer la profundidad
de la herramienta con relación a la cabeza del pozo u otro punto de
referencia para que pueda controlar su velocidad y lograr parar antes de
que golpee la sarta con la cabeza del pozo o la caja prensa estopa
(“stuffing box”). Esto ayudará a prevenir una operación de pesca o daño
a la herramienta.
Este dispositivo mecánico mantiene en contacto el alambre que se
deslizará libremente con un apoyo fijo y seguro mediante una polea
medida accionando un contómetro para registrar las unidades lineales
en metros o pies del contacto del alambre con dicha polea. Es
generalmente montado en un soporte movible que le permita libertad
para moverse.
5.3.4 EQUIPO DE SUPERFICIE
Comprende a todas aquellas herramientas instaladas sobre el cabezal
de los pozos, para conectarlo con la unidad a cable y permitir la bajada
de las herramientas de subsuelo al fondo de estos.
a) Juego de Lubricadores.-
El termino general lubricadores, denota cuatro componentes básicos:
cabezal de control, tuvo elevador, válvulas y uniones. Se obtiene un
sellado de la presión proveniente del fluido del pozo, mediante un
prensaestopas, inyector de aceite / grasa, o cabezal de control. A
menudo, se llama cabezal de control, a la caja prensaestopas en el
trabajo de líneas pulidas, o simplemente cabezal de control en los
trabajos con cable y las líneas eléctricas. La caja prensaestopas es
suficiente para la mayor parte de trabajos con línea pulida, y logra el
sellado usando un empaque o membrana que puede ser ajustada
atornillando una tuerca o presurizando el conjunto. Las línea de
alambre trenzado o cable y las líneas eléctricas, requieren cabezales
de control o inyectores de grasa / aceite para sellar contra la presión
del pozo.
Las uniones de tubo elevador, son longitudes de tubería con una
previsión de trabajo especificada mayor que la presión del cabezal de
pozo, y con un tamaño y longitud para acomodar todas las
herramientas que se usen (y las de pesca, cuando se esté pescando ),
en los trabajos de rehabilitación y terminación. Las válvulas, que
deberá cerrar rápidamente y sellar el rededor de la línea de cable,
están incluidas en el conjunto del lubricador. Se usan conexiones
apropiadas para armar el conjunto del lubricador y para instalar el
lubricador sobre el cabezal de pozo, el arbolito de navidad o para
ajustar en el accesorio sobre el cual se armara el conjunto. Los
lubricadores se instalan encima del arbolito, por sobre la válvula de
limpieza con válvulas de cable como el primer componente y rentones
en los casos de pozos bajo presión.
Al instalar una sarta de herramientas en el lubricador con el cable
conectado , el lubricador puede instalarse sobre el cabezal del pozo
con la válvula de la limpieza cerrada. Enseguida, se presuriza el
lubricador a la presión del pozo. Cuando se abre la válvula de muestra,
las herramientas pueden bajarse dentro del pozo para efectuar el
trabajo necesario. El lubricador puede tener también una trampa de
herramientas, la cual atrapara las herramientas en caso de que el cable
ser rompiera o se arrancara del encastre de soga en la parte superior
del lubricador.
Consiste de tres secciones de tubería, generalmente de 3" de
diámetro y con una longitud aproximada de ocho pies cada una, y
que encajan a manera de telescopio por medio de uniones rápidas.
esto se hace para facilitar su manejo.
Un lubricador común tiene generalmente 10000 lb / pulg2
de presión
de prueba y 5000 lb / pulg2
de presión de trabajo. Una grampa
ajustable de levante es colocada en la sección central para levantar
el lubricador con una polea ( tecle ). Si se añaden secciones extra, se
ajusta la grampa para balancear el lubricador y poder facilitar el
levantamiento de todo el conjunto. La medida y longitud de estos
lubricadores usados en esta zona petrolera son de 2” y 2 ½”. En la
sección inferior cuenta con una válvula de desfogue para liberar la
presión contenida en el lubricador luego de cerrar el pozo.
Son generalmente fabricados con baja aleación de acero, tratamiento
al calor y ablandado para cumplir con la norma estándar Revisión MR-
01-75, 1978, Sección 11.9.5. Lubricator de la National Association of
Corrosion Engineers ( N.A.C.E. ) .
PRUEBA DEL LUBRICADOR EN EL TALLER
Algunas empresas de operación requieren que el lubricador se pruebe a presión
periódicamente en el taller, por parte de la compañía de servicio, a una presión de
1.5 Veces la presión de trabajo. La prueba de taller, generalmente se efectúa
llenando el lubricador con agua y presurizando con una bomba de mano. En las
compañías de servicio más confiables, en la actualidad se inspeccionan cada
lubricador cuando regresa al taller, de la siguiente manera:
PRUEBA DEL LUBRICADOR DEL CAMPO
Sin importar cuánto se probó el lubricador, deberá ser probado en campo una vez
más, antes de usarlo en el pozo. Cuando más pueda hacerse antes de armarlo en
la superficie, más se podrán evitar problemas al correr la línea de cable. Deberá
considerarse instalar tubos de flujo y gomas de empaques nuevas. Llenar todos
los receptáculos de grasa, con grasa o aceite pesado, antes de iniciar la prueba.
La empresa de servicio, normalmente será la que provea la bomba de pruebas.
El procedimiento de prueba es el siguiente:
1. Registren la presión de la tubería.
2. Todas las válvulas del pozo deben hallarse cerradas.
3. Coloque el preventor de reventones de la línea de cable con el adaptador,
sobre el árbol de navidad.
4. Eleve la presión debajo del preventor, a la presión de trabajo del lubricador o
del arbolito de navidad. No exceda la presión inferior de trabajo. Mantenga la
presión durante 15 minutos. Si la prueba es válida (no hay fuga), purgue la
presión.
5. Instale la caja del prensaestopas y el lubricador, con las líneas y las
herramientas de línea de cable, encima del preventor de reventones. Llénela
con fluido y purgue el aire. Si la prueba es buena, purgue la presión.
6. Proceda con las operaciones con línea de cable se dan a continuación otras
prácticas de lubricadores:
*El lubricador debe estar asegurado en todo momento.
*El lubricador debe cubrir la sarta entera de herramientas y de pesca.
*El soporte del lubricador debe estar en posición, antes de que se retiren las
herramientas de línea de cable.
*Donde sea posible, debe proveerse una plataforma para evitar que el
personal se pare encima de las conexiones del cabezal de pozo.
*Al purgar el lubricador, abra y cierre la válvula varias veces, para evitar el
congelamiento de la válvula.
b) Caja Prensa Estopas.- Viene a ser un empaque de alta presión
usado en presiones de pozo de hasta 10000 lb / pulg2. La polea de
diámetro grande se usa como un preventor de fatiga donde un trabajo
constante de la línea sobre un tramo corto es realizado por un tiempo
largo. Debajo de la tuerca de empaque son colocados 05 cauchos de
neopreno para aprisionar la línea de alambre y evitar fugas de
presión, luego se ajustará convenientemente y se aceitará el alambre
antes de levantar el lubricador sobre el pozo.
Estos dispositivos de prevención de reventones se halla típicamente
ubicaciones en el fondo del conjunto de presión de la línea de cable, y se
usan para dar un sello positivo del pozo donde se efectúa el trabajo bajo
presión, o donde existe el peligro de un reventón Típicamente, se los usa
con otros componentes de lubricadores, tales como cabezales de control,
inyectores de grasa, limpiadores de línea, tubos de elevación, trampas de
herramientas, uniones y cajas de lubricantes.
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
CAJA PRENSA ESTOPA “STUFFING BOX”
Medida
2 pulg.
Presión de prueba
10,000 lbs.
Presión de trabajo
5,000 lbs.
Diámetro cable
0.092 pulg.
Diámetro polea
10 pulg.
Dimensiones
30 pulg x 13 pulg x 4.5 pulg
Medida de empaques
1/2” x 1 ½”
c) Indicador de peso.- Utiliza un convertidor para recibir y transmitir la
tensión de la línea a través de un cable conductor especial a un
medidor, el cual indica la carga sobre la línea mediante una aguja y
una carátula. El convertidor es colocado a un ángulo de 45° del
lubricador y un indicador de carátula es colocado cerca del operador
para facilitar la lectura, ambos unidos por el cable conductor.
La tensión de la línea actúa contra un fluido incompresible dentro del
convertidor, el cual a su vez actúa a un potenciómetro para transmitir
la tensión al medidor. La carátula está marcada para leer cargas
sobre la línea de 0 hasta 2000 libras. Las conexiones del cable deben
estar siempre limpias para asegurar un comportamiento correcto del
indicador.
d) Válvula de seguridad.- También llamado preventor ( BOP ), es la
herramienta principal de precaución y seguridad; se encuentra fijado
a una conexión de cabeza de pozo debajo del lubricador. Su uso es
recomendado en todos los pozos durante las operaciones con
alambre cuando haya cualquier indicación de que pueda existir
presión.
Se realiza presionando juntos un juego de sellos manual o
hidráulicamente hechos de una empaquetadura elástica para formar
un sello. Una vez que la válvula es cerrada, el lubricador puede ser
desfogado. Después de sacar y cambiar las herramientas del servicio,
el lubricador debe ser nuevamente presurizado antes de abrir los
sellos. Esto se hace abriendo una válvula ecualizadora especial al
costado de la válvula de seguridad.
ESPECIFICACIONES TECNICAS
PREVENTOR MANUAL B.O.P. “BOWEN”
Tipo Simple
Diámetro Interno 2 ½” pulg.
Presión de trabajo 10,000 psi
Tipo de conexión Standard 3 1/2” pulg. OD,
L.P. PIN
Peso 91 lbs
e) Polea de 90°.- Se encuentra fijada en la cabeza del pozo y se usa
para permitir una tracción paralela de la línea con respecto al
lubricador. La polea debe ser fijada lo más cerca posible a la cabeza
del pozo para prevenir torsión del lubricador cuando se manejan
cargas pesadas.
Se aconseja una frecuente inspección de rodamientos y conexiones
para evitar una rotura con el consiguiente daño al lubricador.
f) Uniones rápidas.- Estas uniones son conectores los cuales van
roscados o soldados en cada sección de los lubricadores, y están
diseñados con un o’ring tipo sello para sostener la presión del pozo.
g) Válvula de desfogue.- Permite desfogar la presión existente en el
lubricador cuando se le aísla de la presión del pozo, con el fin de
retirar o cambiar las herramientas que se encuentran en su interior.
h) Sujetador.- Permite sujetar por medio del alambre el peso que
soporta el mismo; se acciona luego de detener la operación de subida
o bajada de herramientas por alguna circunstancia propia de la
operación.
i) Carretes o tambores.- Los carretes o tambores hacen posible poder
manipular grandes longitudes de línea de cable en una sola pieza, con
seguridad y conveniencia. Típicamente, están provistas de un freno y
un embrague para controlar la velocidad de un cable que vaya cayendo
dentro del pozo.
j) Bloques de piso / poleas / poste grúa.- Usualmente es necesario
cambiar la dirección de la línea varias veces para pasar del carrete al
cabezal del pozo. Se usan para este propósito, roldanas diseñadas con
tamaños que no permitan la sobrecarga de esfuerzos de doblados en la
línea, y para re-dirigir la tensiones de carga sobre el lubricador se usa
un poste- grúa telescópico, para elevar el lubricador a la parte alta de la
válvula de la línea de cable y para mantener esta posición para el
incorporado o desarmado de herramientas.
k) Cajas de lubricación / cabezal de control / limpiadores de línea.-Se
usan estos dispositivos para lograr un sello entre la línea de cable y el
pozo y para limpiar la línea del cable a medida que se extraer del pozo.
Una cámara, que contiene un empaque, sella la presión y minimiza las
fugas alrededor de la línea. Vienen en diferentes tamaños y
especificaciones de presión, y tienen dispositivos de tensión manual,
hidráulica y manual o hidráulica. Muchos tipos incluyen un pistón
interno que automáticamente sella la presión del pozo en caso de que
el cable se rompa.
l) Indicadores de velocidad de línea.-En ocasiones es necesario correr una
herramienta de línea de cable a una velocidad predeterminada, como cuando se
toman registros o se corre una prueba de temperaturas. El indicador de velocidad
de la línea, controla la velocidad y muestra las lecturas en pies o metros por
minuto.
m) Dispositivos de medición.-Es importante conocer las profundidades
a las que se corren las herramientas con línea de cable dentro del
pozo. Estos dispositivos, mantienen la línea en contacto sin
resbalamiento, con una rueda de medición de precisión, que activan un
contador u contometro, que registra los pies o metros.
5.4 SARTA DE HERRAMIENTAS
A fin de realizar operaciones con la unidad a cable en el fondo de los pozos, se
tiene una sarta típica de herramientas que va unido al cable para realizar el
trabajo según el requerimiento operacional.
Muchas herramientas se utilizan con línea de cable, para operaciones dentro del
pozo. Existen herramientas comunes, tales como el casquillo sujeta – cables o
zoquete de enganche de cable de línea, barras de lastre, percutores de cable, y
juntas articuladas. Otras herramientas, dependerán de la tarea, tales como
herramientas para tirar hacia fuera o para correr herramientas. Debajo, se
muestran algunos tipos corrientes de herramientas y sus funciones
a) Casquillo.- También llamado "pepa", consiste de un cuerpo, carrete, dedal y
resorte que se emplean para conectar el cable de 0.092" al conjunto de
herramientas. Cuando no se espera trabajar con elevadas tensiones, se da
una sola vuelta alrededor del carrete, con unas diez o más vueltas alrededor
del cable.
El casquillo de sujeción de cable o línea pulida, provee un método de asegurar
la línea pulida, provee un método de asegurar la línea de cable con línea otras
herramientas o unir línea de cable con línea de cable. Existen diferentes tipos
de mecanismos de casquillos para asegurar la línea de cable a la herramienta.
Un casquillo de cable de resorte o carrete, consiste en un cuerpo, resorte,
soporte y disco. La línea se enhebra a través del cuerpo, alrededor del cable. El
resorte actúa como un amortiguador de golpes para evitar que el nudo del cable
falle bajo condiciones normales.
El casquillo de cabo ramal o de cuña, consiste en un cuerpo y una traba
ranurada de bronce al manganeso. La línea se enhebra alrededor del cuerpo,
se envuelven alrededor de la traba y se tesa ajustadamente dentro del cuerpo
que es cónico. La presión del pasador en la herramienta, conectado al
casquillo, ayuda a ajustar la traba dentro del cuerpo, mientras que la tensión
sobre la línea mantiene la traba ajustada en el cuerpo.
El casquillo de cuña o de grapa, consiste de cuerpo, una unión, un porta –
cuñas, cuñas y un tornillo de fijación. Es útil en las operaciones de pesca con
línea de cable, porque las cuñas están disponibles en diferentes resistencias de
rotura (50, 60, 70,80 y 90 por ciento de la resistencia de la línea). La línea se
enhebra a través del casquillo y el extremo de diámetro interno menor del
cuerpo cónico. El casquillo se arma sobre el cuerpo. El porta – cuñas esta
roscado en la línea y el tornillo de fijación, está sujeto firmemente. Se colocan
entonces las cuñas en ranura del porta – cuñas y esta porción de la
herramienta se inserta en el cuerpo ajustada firmemente, de manera que las
cuñas trepen sobre la parte cónica del cuerpo y muerdan la línea de cable. Se
atornilla una unión al fondo, para completar el conjunto.
Para la operación, el cuerpo se introduce en el cable seguido por el resorte y
el dedal, luego se amarra el cable en el carrete . Las vueltas deben
hacerse juntas y firmes; en la última vuelta se rompe la punta.
Este casquillo tiene un cuerpo de pesca de 1 3/8
" y una caja con rosca
estándar de 15/16" que sirve para conectarlo a las herramientas.
DIMENSIONES CRITICAS
CASQUILLO
TAMAÑO DE HERRAMIENTA 1 1/4" 1 1/2"
Tipo de pescante necesario CAMCO 2" JDC
Longitud Total 6 /16" 6 /16"
Diámetro Exterior cuello de pesca 1 3/16" 1 3/8"
Rosca hembra interior de la caja 15/16" 15/16"
Diámetro Exterior Máximo 1 3/16" 1 1/2"
b) Barras.- Comúnmente llamados "pesos", se usan para dar peso al conjunto y
efectividad a las tijeras cuando se requiere instalar o recuperar los diversos
dispositivos de subsuelo del pozo. En pozos donde la presión es alta a veces es
necesario colocar peso adicional para vencer la fuerza de la presión actuando
sobre el área de la sección transversal del cable el cual es sellado por la caja
prensa estopas.
Las barras estándar de 11/2
" de diámetro exterior vienen en longitudes de 3'
y 5', con un peso aproximado de 6 lbs / pie y conexiones de 15/16".
DIMENSIONES CRITICAS BARRAS
c) Martillo mecánico.- Llamado también " tijera ", es utilizado para efectuar
golpes hacia arriba o hacia abajo a las herramientas que se encuentran en el
interior del pozo, según sea el trabajo a efectuar. Hay tijeras de carrera, tubulares
e hidráulicas disponibles en varias medidas y carreras.
Los percutores o martillos son dispositivos utilizados para controlar o acelerar la
fuerza hacia arriba o para transmitir una fuerza de impacto hacia abajo. Los
percutores hidráulicos consisten en un mandril deslizante sin cámara hidráulica.
TAMAÑO DE HERRAMIENTA 1 1/4" x 3" 1 1/2" x 5"
Tipo de pescante OTIS 1 1/2" SS 2" JDS
Longitud Total 36" 60"
Conexión hembra 15/16" 15/16"
Diámetro Exterior cuello de pesca 1 3/16" 1 3/8"
Diámetro Exterior máximo 1 3/16" 1 1/2"
Desde la posición cerrada del percutor, cuando se ejerce tracción sobre la línea, las
uniones substitutas superiores y el mandril se impulsan hacia arriba, mientras que el
pistón es impedido por el fluido hidráulico. Los angostos pasajes restringen el flujo
del fluido entre el pistón y la pared del cilindro dando por resultado una acción
demorada hasta que haya suficiente tensión en la línea para dar un golpe de la
intensidad requerida. Cuando el pistón pasa del cilindro restringido hasta la porción
interna agrandada, la resistencia del fluido cesa. La unión sustituta y el mandril
viajan hacia con gran velocidad hasta arriba con gran velocidad hasta que la parte
superior del pistón golpea una inserción, transmitiendo la fuerza de percusión o
martillo. El percutor se cierra aflojando la línea y el proceso se repite si se desea
hacerlo.
Se usan percutores tubulares para transmitir impacto hacia abajo. Para martillar
hacia abajo, el percutor se acciona ya sea manualmente o mediantemente el uso de
un carrete de línea de cable. Se pone el percutor en posición abierta mediante
devanado del cable. Una suelta repentina o un rápido desenrollado hace que el
peso del percutor, el cual transmite la fuerza cuando el cuerpo golpe la unión
substituta del fondo.
Son hechos de acero resistente con recorridos de 20" hasta 30" y conexiones
de 15/16".
DIMENSIONES CRITICAS
MARTILLO MECÁNICO
TAMAÑO DE HERRAMIENTA 1 1/4" x 3" 1 1/2" x 5"
Tipo de pescante OTIS 1 1/2" SS 2" JDS
Longitud Total 36" 60"
Conexión hembra 15/16" 15/16"
Diámetro Exterior cuello de pesca 1 3/16" 1 3/8"
Diámetro Exterior máximo 1 3/16" 1 1/2"
d) Junta articulada.- Este conjunto permite una acción angular y giratoria
entre la tijera y la herramienta o dispositivo de control de subsuelo del pozo.
Permite a una herramienta larga alinear y centralizar en el diámetro interior de
la tubería especialmente si está curvado
Las juntas articuladas proveen una junta fuerte y flexible para permitir el
movimiento angular de la sarta de herramientas en un pozo dirigido, desviado o
torcido. La junta articulada consiste en una sección de espiga con extremo
esférico y una sección de caja con alojamientos esférico, la barra tiene la esfera
encajada en el alojamiento para formar una unidad integrada y flexible.
e) Cortador de parafina.- Conocido como " cuchilla ", consta de una varilla de
5/8" de diámetro, con agujeros dispuestos de tal manera que los alambres
pueda insertarse horizontalmente. La longitud de estos se va aumentando
según el avance progresivo de la limpieza de parafina, hasta llegar al diámetro
interior de la tubería de producción.
Si la parafina está muy dura es necesario subir b ajar continuamente el cortador,
para mantener las herramientas limpias. Asimismo, para evitar obstrucciones
debe cortarse lentamente y asegurar que exista suficiente flujo para sacar la
parafina del pozo.
DIMENSIONES CRITICAS
CORTADOR DE PARAFINA
TAMAÑO DE HERRAMIENTA 1 1/2" 2 " 2 1/2"
Tipo de pescante OTIS 1 1/2" 2"SS 2" SS
Longitud Total -- 9 1/2" 9 1/2"
Rosca hembra -- 15/16" 15/16"
Diámetro Ext. cuello de pesca 1 3/16" 1 3/8" 1 3/8"
Diámetro Exterior máximo -- 1 29/32" 2 5/16"
f) Calibrador.- Conocido también como " copa ", es empleado para limpiar las
paredes de la tubería. Esta herramienta es circular en su base, con una camisa
delgada y un orificio amplio que permite el flujo de la parafina a la superficie.
El diámetro mínimo interior es de 25/16" para bajar en tubería de 2
7/8" O.D. y
de 1 7/8
” para bajar en tubería de 2 3/8
” O.D.
El calibrador se coloca debajo de la tijera y las barras a través del lubricador, y
deberá ser corrida previamente para pescar o instalar un dispositivo de control
de subsuelo en el pozo. Esta maniobra da seguridad al operador que la tubería no
tiene restricciones.
g) Vástago / barra de lastre.-El vástago (o casquillo) en la herramienta y las
barras de lastre se usan para promover peso adicional a las herramientas. El
peso es necesario para vencer a la fuerza creada por la presión de pozo y es
también necesaria para dar el impacto hacia abajo para las operaciones de
percusión.
h) Diablo o chanchito.-Un diablo o chanchito es un dispositivo que se lanza al
pozo para cortar la línea de cable al fondo. Esta es una forma alternativa de cortar
la línea en lugar de ejercer tracción en la línea para romperla cuando una línea se
traba o es necesario cortar la línea. Debe tenerse cuidado cuando no se tiene
fluido en la tubería. Si se suelta el diablo sin el amortiguamiento del fluido, podría
romperse el cable, y luego pasar por la tubería o la sarta de revestimiento, debido
a la velocidad y la fuerza de impacto.
i) Arpón de línea de cable / gancho de pesca / recuperadores.-El arpón de línea
de cable o de gancho de pesca, se usa para recuperar línea de cable cortada o
que se haya roto dentro del pozo. Se lo corre en el pozo hasta la línea cortada,
donde un mecanismo de pesca asegura la línea de cable cortada.
El cable que se queda en el pozo, descansa en vueltas sueltas dentro la tubería o
el orificio del pozo con la parte superior erguida hacia arriba. Resulta deseable
atrapar el cable justamente debajo de la rotura para no dañarlo ni dañar el pozo.
Cuando la herramienta entra en contacto con la línea rota, habrá una pérdida de
peso, o una disminución en la velocidad de descenso. Una vez que se engancha
la pesca, puede ser extraída del pozo. Podrían necesitarse varios intentos de
pesca, si es que la línea continua partiéndose por encima de la herramienta de
pesca.
j) Enchufes de pesca.-Los enchufes de pesca son herramientas especialmente
diseñadas para recuperar herramientas sub- superficiales de línea de cable.
Incluyen un cabezal de cable, gancho de pesca y enchufes de puerta lateral. Los
ganchos de pesca del cabezal, consisten en un tazón o cavidad, un arpón y guía.
El enchufe de pesca se utiliza para la recuperación de herramientas en pozo
abierto, incluyendo herramientas eléctricas, de inducción, sónicas y sondas de
calibración.
Los ganchos de pesca se utilizan para atravesar o cruzar y pescar casquillos de
arpones de tipo cerrojo, pivote y resorte de cerrojo. Es preferible usar el enchufe
de pesca de puerta lateral, si es que el cable no se ha partido. La herramienta, que
se corre dentro de la tubería tiene un rebaje o ventana, atreves de la cual se
enhebra la línea de cable. Esto guiara la sarta a la pesca, donde luego el
mecanismo de pesca se engancha.
k) Bloque de impresión.-A menudo, una obstrucción, o pesca, es un objeto
desconocido. Un bloque de impresión, es un alojamiento, con una inserción de
plomo blando. Cuando toma contacto con el objeto en el interior del pozo, la fuerza
del golpe, produce la deformación del bloque de impresión, el mismo que adopta
la forma de la parte superior del objeto. A partir de la impresión, se puede
determinar el tipo de objeto y la selección de la herramienta apropiada para
pescarla y extraerla del pozo.
l) Caja ciega.-La caja ciega consiste en una barra solida con un cuello de pesca, una
conexión de pasador roscado en el extremo superior y un fondo plano. Se usa
para dar golpes de impacto de martillo sobre piezas de equipo o desperdicios en el
interior del pozo.
ll) Achicador de arena hidrostático.-Los achicadores de arena o cucharas,
generalmente se usan para remover la arena y otros desperdicios del interior de la
tubería. Consisten en un pistón partido o dividido, un tubo achicador, un reten de
esfera y una válvula de retención a bola, con una zapata guía en el extremo
inferior. El movimiento de embolo del pistón se logra levantado y bajando la línea
de cable, en la longitud del pistón, por lo tanto se aspira o chupa el fluido del pozo
y los desperdicios a través de la válvula de retención a bola, dentro del tubo del
achicador. La válvula de retención de bola retiene los desperdicios en el tubo del
achicador través del pistón con puerto y fuera del cilíndrico del pistón. El achicador
hidrostático se utiliza cuando se requiere una fuerte succión para remover para
remover desperdicios directamente alrededor y encima del equipo sub- superficial.
Consiste en una cámara atmosférica, un pistón asegurado con un pasador de
corte a un alojamiento en la parte inferior de la cámara atmosférica, un tubo
achicador, un reten de bola y válvula de retención, y una zapata guía al extremo
inferior. El impacto del golpe hacia abajo sobre el achicador hidrostático, corta el
pasador del corte del pistón y la presión del pozo empuja forzadamente el pistón
hacia arriba. La succión creada por la cámara atmosférica, chupa el fluido del pozo
y los desperdicios a través de la válvula de retención a bola, dentro de tubo del
achicador. Cuando la presión en la cámara atmosférica se iguala con la del pozo,
la válvula de retención de bola se cierra y retiene cualquier desperdicio que puede
haber sido absorbido dentro del tubo.
m) Ubicadores de extremos de tubería.- Existen disponibles, varios tipos de
ubicadores de extremo de tubería. El ubicador extremo de tubería se utiliza para
determinar la profundidad del fondo de la tubería o una rotura de la sarta de
tubería. Cuando esta herramienta pasa atreves del extremo de la tubería, parte de
la herramientas se expande a un dimétrico mayor que el diámetro interno de la
tubería. Al recoger el cable, la herramienta se traba en el diámetro interno de la
tubería, lo cual se mostrara como un aumento del peso de la sarta o aumento de
tensión. Aumentado la tracción hacia arriba, se corta un pasador que suelta el
dispositivo de la extrusión de la herramienta, de manera que la pueda extraer a la
superficie.
n) Herramienta de línea de cable para extracción-pesca.-Las herramientas de
extracción con línea de cable proveen un método de colocar o retirar varios
equipos tales como válvulas de elevación por gas (gas – lift), tapones,
estranguladores, etc. Existen muchos tipos de herramientas y métodos de colocar
y remover equipo dentro del pozo. Algunos se colocan directamente en perfiles
cónicos dentro de la tubería, mientras que otras incluyen la colocación de kickover
y mecanismos de rescate para mandriles de bolsillo o cavidad lateral. Los
mecanismos de colocado / suelta, varían ampliamente, dependiendo del tipo,
modelo y fabricante. Algunos de los tipos de mecanismos de asentado / suelta son
la tracción hacia arriba, peso hacia abajo, fuerza cortante, etc.
ñ) Instalación del equipo para válvulas de bolsillo o cavidad lateral para
elevación de gas lift.-La herramienta de posicionamiento tiene tres funciones
importantes para dar asistencia principalmente en pozos dirigidos:
localizar el mandril (selectivamente, cuando en un pozo se hallan
instalados dos mas o mandriles)
orientar la herramienta en la herramienta en la posición apropiada
desplazar la válvula (o herramienta de extracción) a su posición encima
del bolsillo o cavidad para asentar o rescatar la válvula.
O) Herramientas de cambio / trabado.-Las herramientas de cambio se usan para
abrir y cerrar mangas deslizantes o puertos de circulación en la sarta de
perforación. Las herramientas de trabado recuperables o permanentes, pueden
correrse para mantener el puerto o manga abierta.
5.5 OPERACIONES CON LINEA DE CABLE EN PERFORACION:
Una de los procedimientos mas resaltantes con línea de cable en la etapa de
perforación es el tema de acondicionamiento y monitoreo.
5.5.1 Cierre sobre cable de perfilaje.-Las operaciones con línea de cable,
emplean generalmente un lubricador, si es que hay la posibilidad de
presión en la superficie durante esta operación. El arreglo típico del
lubricador, consiste en una caja de engrasado, inyectores de grasa,
uniones de lubricador o cuerpo de cañería, preventores de reventones y
una válvula para purga o bombeo interno alta presión y baja torsión. El
equipo puede ser conectado con niples de diferentes formas, dependiendo
de la aplicación.
El equipo puede ser:
Sujeto por una brida a un preventor anular.
Asegurado dentro del preventor anular o los arietes.
Conectado o roscado a una brida de calibración (válvula de corona) sobre
el árbol de producción.
Se requiere una estrecha colaboración entre los equipos de perforación y de manejo de
línea de cable, para detectar los golpes de presión y su manejo apropiado. Se da a
continuación, una sugerencia de secuencia de cierre:
1. Notifique al operador de línea de cable para que cese las operaciones.
2. El perforador cierra la válvula de purga o de bombeo interno.
3. Los preventores de reventones se cierran manualmente o mediante una
bomba hidráulica manual. El perforador debe designar las personas que
efectuaran esta tarea.
Cabe hacer notar que pueden usarse dos preventores de reventones de
ariete para línea de cable, siendo que el preventor del fondo debe
colocarse invertido. Se utiliza el preventor de fondo en esta situación,
como un sello de alta presión contra la grasa que se inyectara entre los
dos arietes cerrados para proveer un sello de grasa viscosa contra la línea
del cable trenzado notifique a los supervisores que el pozo está cerrado.
4. Debe tenerse un medio de cortar la línea de cable si surgiera la necesidad
de hacerlo. Esto puede lograrse con arietes de cizalla cortacables y una
bomba hidráulica de mano (en la plataforma del equipo de perforación o
un juego de arietes de corte o arietes ciegos/ de corte en los preventores
contra reventones. No debe usarse válvulas de seguridad (las de apertura
total (FOSV) ni Master), puesto que no están diseñadas para este tipo de
servicio.
5.5.2 Sugerencias mientras se perfila o se opera con unidades de cable
Las sugerencias de pozos que ocurren mientras se perfila y durante las operaciones
con unidades a cable son el resultado de:
La acción de pistoneo de las herramientas que están siendo extraídas en
las sesiones hinchadas del pozo.
El efecto de pistoneo de las herramientas que son extraídas con mucha
velocidad
Descuido a no mantener el pozo lleno durante tales actividades.
Debe considerarse siempre la posibilidad de utilizar un lubricador para cable. Un
lubricador lo suficientemente largo para abarcar todas las herramientas que han sido
bajadas con el cable, permitirá que este conjunto sea sacado del pozo en caso de
una surgencia, sin tener que cortar el cable para cerrar el pozo.
VI. CORTE DE PARAFINA
6.1 LA PARAFINA:
Generalmente se asume que la parafina se halla en solución en el petróleo bajo
condiciones del yacimiento. Sin embargo, si estas condiciones son alteradas la
parafina puede precipitarse del petróleo y adherirse a las paredes de la tubería
de producción.
Constituyen del 60 al 90% del depósito formado en el crudo, y contienen
cadenas de hidrocarburos lineales y ramificados de tamaños variables.
Los depósitos que tienen consistencia suave están compuestos de moléculas
generalmente de 18 a 36 átomos de carbono. El punto de fusión está por
debajo de 150°F y el peso molecular es menor a 450. Cuando estas parafinas
se vuelven sólidas forman cristales largos, bien formados, los cuales están
aglomerados formando unidades grandes.
Estos tienen la apariencia de placas o agujas largas, siendo esta última la
forma predominante para moléculas de alto peso molecular.
De acuerdo a los resultados de propiedades físicas y análisis de composición
del petróleo, es a este tipo de parafina al que nos referiremos.
6.2 COMPOSICION DE LA PARAFINA EN EL PETROLEO
En la industria del petróleo, la denominación parafina es aplicada para definir a
una porción orgánica pesada de petróleo crudo la cual, si se le dan las
condiciones apropiadas, puede precipitarse para formar sedimentos o
depósitos.
La apariencia del depósito de parafina puede variar desde blanca y cristalina
hasta una sustancia casi totalmente asfáltica, resinosa y amorfa.
Todos los petróleos contienen componentes parafínicos, su porcentaje de
participación en la composición del crudo dependerá de su formación geológica
de origen.
Las moléculas de parafina de bajo peso molecular se encuentran en estado
líquido, y actúan en el crudo como solventes de las parafinas lineales por
encima de 16+, que se presentan en estado sólido. Contienen de 90-93 a 99%
( en masa ) y más alcanos de estructura normal.
Las parafinas con átomos de carbono mayores a 16 son sólidas, contienen más
de 75% de alcanos normales y pequeñas cantidades de cicloalcanos e
hidrocarburos ramificados.
La parafina en la mayoría de los casos se encuentra en forma de pequeñas
partículas suspendidas en la fase aceite o como depósitos en fase sólida.
6.3 PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS DE LAS PARAFINAS
Las principales propiedades de las parafinas son consecuencia de sus
diferentes estructuras:
- Solubilidad:
Las parafinas son compuestos no polares, se disuelven en solventes
orgánicos, no polares o débilmente polares. Son hidrofóbicos, es decir
insolubles en agua. Hay decrecimiento de la solubilidad conforme aumenta
el número de carbonos.
- Densidad :
Las parafinas o normal alcanos tienen densidades de aproximadamente
0,78 g/ml en estado fundido y de 0,86 hasta 0,94 g/ml en estado sólido, en
comparación con 1 g/ml para el agua. El contenido de parafina incrementa
paralelamente a la disminución de la densidad del petróleo.
- Punto de ebullición:
Aumenta gradualmente conforme incrementa el número de átomos de
carbono, y en consecuencia el peso molecular de la parafina. Las
moléculas de mayor peso molecular presentan áreas superficiales grandes,
lo que ocasiona mayores atracciones moleculares de Van der Waals. Las
parafinas ramificadas son más compactas, con menor área superficial para
la interacción de las fuerzas de London, lo cual ocasiona que sus puntos de
ebullición sean menores con respecto a las n-parafinas.
- Punto de fusión:
Depende generalmente de la cantidad de aceite presente. Los puntos de
fusión aumentan directamente proporcional al peso molecular, pero no con
la regularidad del punto de ebullición. Las n-parafinas con números de
átomos de carbono pares a diferencia de aquellas con número similar de
átomos, pero impares, se empacan mejor en una estructura sólida, y se
necesitan temperaturas más altas para fundirlas. Asimismo, las
ramificaciones de la cadena parafínica afectan su punto de fusión. Una
parafina ramificada funde a menor temperatura que la normal parafina con
el mismo número de átomos de carbono
De manera general se puede decir que la parafina con un alto número de
átomos de carbono (C>40), de forma simétrica y compacta, funde a
temperaturas elevadas.
6.4 ESTRUCTURAS CRISTALINAS
De acuerdo a su estructura cristalina pueden agruparse en parafinas y ceras,
en ambos casos dentro de la malla cristalina queda atrapado el aceite, por lo
que deben ser sometidas a un proceso de refinación cuando van a ser
utilizadas como materia prima.
Ceras parafinicas.-Están constituidos por micro cristales irregulares. Tienen
un alto peso molecular y un punto de fusión que varía entre 140°F a
200°F.Las cadenas de hidrocarburos son largas, con moléculas de cadenas
ramificadas y anillos cíclicos localizados frecuentemente en un arreglo al azar
en las cadenas de carbono. Las moléculas tienen de 30 a 60 átomos.
Durante el desarrollo del presente trabajo se emplea el término parafina para definir
a las ceras de parafina que comprenden moléculas con más de diez carbonos en su
estructura molecular, debido a que estos compuestos son la causa de los problemas
en la industria petrolera.
6.5 FACTORES QUE ORIGINAN LA FORMACIÓN Y ACUMULACIÓN DE
PARAFINA
Generalmente se asume que la parafina se halla en solución en el petróleo bajo
condiciones del yacimiento. Sin embargo, si estas condiciones son alteradas la
parafina puede precipitarse del petróleo y adherirse a las paredes de la tubería
de producción.
Los factores que inciden en la precipitación y acumulación de parafina del
petróleo crudo son:
o Reducción de la temperatura :
La naturaleza de un pozo productor de petróleo puede ser visto como un
gran aparato de destilación, donde un líquido caliente tiene diferentes
componentes en solución y se va enfriando en su trayecto hacia la
superficie.
La velocidad de enfriamiento depende de la gradiente de temperatura del
pozo y de la temperatura del gas inyectado, para el caso de pozos a los que
se inyecta bombeo neumático como energía de arrastre. Las caídas de
temperatura en el fluido son generalmente graduales, pero pueden ser
rápidas si el gas disuelto en el petróleo comienza a escapar de la solución.
En cualquier caso, sea dentro de la formación o en la línea de producción, se
puede alcanzar el punto de niebla.
La diferencia de temperatura resultante de la registrada por el crudo y la
pared de la tubería de producción afecta tanto a la cantidad como a las
características de la parafina depositada durante la producción.
Punto de niebla: Temperatura a la cual las primeras cadenas de parafina cristalizan.
o Volatilidad de los hidrocarburos livianos del crudo:
Todos los crudos experimentan algunos cambios de composición durante la
producción por la variación de las condiciones PVT desde el reservorio hasta
la superficie. El volumen molar de las fracciones de crudo pueden variar
debido a la despresurización del crudo. Los hidrocarburos livianos, los
cuales son cadenas lineales de n-alcanos pueden expandirse relativamente
más rápido que los componentes pesados del crudo. El incremento en el
volumen molar de los hidrocarburos livianos continúa por encima de la
presión del punto de burbuja del fluido, escapando del fluido en estado
gaseoso. Como resultado de esto se obtiene una disminución en el volumen
molar de los compuestos livianos, causando la disminución en la
concentración de los hidrocarburos de bajo peso molecular. Esto altera la
composición de la fase líquida.
o Composición química del crudo:
Tiene una influencia primaria en la formación de los depósitos de parafina y
en las características físicas y químicas de estos. A una temperatura dada,
la composición de la fracción líquida del crudo y la cantidad de números de
carbonos de las parafinas lineales determinan la tendencia de la
cristalización de parafina en el fondo del pozo y en las líneas de flujo. Las
condiciones físicas bajo las cuales se forman los cristales de parafina
influyen tanto en la cantidad y composición del depósito.
o Presencia de emulsiones:
El crudo de petróleo es un sistema complejo, el cual incluye varias especies
bipolares ( alcoholes, ácidos carboxílicos, etc. ) capaces de formar
emulsiones. La variación de las fracciones polares y no polares de estos
elementos determina la variedad de tamaños de las emulsiones presentes.
Las emulsiones ( formadas por aceite, parafina y agua ) están asociadas
frecuentemente a la presencia de moléculas de parafina de alto peso
molecular, que se han desarrollado en la interface entre el agua y el aceite.
o Empleo de bombeo neumático :
Las operaciones con bombeo neumático frecuentemente proveen excelentes
condiciones para la rápida formación de depósitos de parafina, esto debido a
la presencia de diminutas burbujas de gas que proveen centros de
crecimiento para los cristales de parafina. Además su influencia en la
variación de la temperatura en el medio es muy importante.
o Humedad:
La humedad afecta la precipitación de parafina independientemente de la
diferencial de temperatura. Al haber una baja tensión superficial entre la
parafina y el agua, existirá muy poco depósito de parafina en la pared que
está totalmente cubierta con agua. Aunque el aceite y la parafina disuelta
puedan cubrir completamente la película de agua, ningún enlace firme al
metal subyacente es posible. Cualquier acumulación de parafina sólida está
tan débilmente adherida que en lugar de restringir el paso del flujo, es
arrastrado por el fluido antes de su crecimiento.
o Velocidad del fluido:
La velocidad de la acumulación de parafina en una tubería de acero varía
con la velocidad del fluido, alcanzando un máximo durante su
comportamiento como fluido viscoso, en donde el fluido presenta bajas
velocidades y disminuye con el aumento de la velocidad del crudo.
La velocidad del fluido afecta el carácter del depósito. Una alta velocidad de
flujo remueve selectivamente las fracciones más suaves dejando los
depósitos duros, aquellos de alto punto de fusión, mientras que una baja
velocidad de fluido permite la inclusión de ceras suaves formando depósitos
blandos de bajo punto de fusión.
o Presencia de material externo en el crudo :
Es común que en el crudo se encuentren asociados una variedad de
compuestos agregados tales como productos de corrosión ( limaduras de
hierro ), arena y compuestos inorgánicos, como carbonatos. Muchos de
estos materiales pueden incorporarse dentro del cristal de parafina, o
pueden actuar como núcleo alrededor del cual la parafina cristaliza.
o Rugosidad del área superficial:
Los centros de crecimiento para la formación de los cristales de parafina
pueden ser provistos por una superficie rugosa y porosa tal como se
presenta en las tuberías de acero usadas en la producción de petróleo.
Siendo la fuerza de adhesión una función del área superficial, la adhesión de
la parafina crece con el aumento de cantidad de las irregularidades y
porosidades en la superficie.
o Tiempo:
La cantidad de parafina depositada se incrementa con el tiempo hasta que la
conductividad térmica del sólido por sí mismo la minimiza, estabilizándose la
cantidad de depósito.
6.7 PROBLEMAS TÉCNICOS ASOCIADOS A LA PARAFINA
La acumulación de parafina en los equipos ocasiona grandes inconvenientes a
la industria de producción de petróleo; es hallada en todas las áreas, desde la
cara de la formación hasta las líneas de transporte, ocasionando reducción en
la producción e incremento de los costos operativos debido al mantenimiento
necesario para su prevención y/o remediación.
Formaciones:
Las acumulaciones de parafina han sido reportadas incluso en la cara
superficial de las formaciones de arena. Cuando esto ocurre, resulta
usualmente una reducción en la producción, y si los métodos de tratamiento no
tienen éxito, un trabajo de limpieza del pozo es necesario, empleando unidad
de servicio de pozos.
Tubería de producción:
Es uno de los lugares más comunes para que se deposite la parafina. Esto es
debido principalmente al enfriamiento del crudo en las porciones superiores de
la tubería, generalmente a un promedio de 3000 pies de profundidad. Este
enfriamiento es causado por las reducciones de presión y las subsecuentes
pérdidas de gases y volátiles, zonas de agua fría y menores gradientes de
temperatura transfieren calor del crudo hacia las formaciones más frías.
Tanques de almacenamiento:
La parafina puede acumularse en los tanques de almacenamiento. Estas
acumulaciones pueden resultar en la reducción de la capacidad del tanque,
lecturas equivocadas de la cantidad de petróleo en el tanque, aumento en el
costo del tratamiento del petróleo, y finalmente la pérdida parcial o total del
petróleo debido a la inhabilidad de tratar el petróleo.
Tanques de asentamiento:
Las acumulaciones ocurren usualmente en la superficie de separación o entre
cara del petróleo y agua. Acumulación de hasta 3 pies de parafina puede
formarse en las líneas troncales largas de los tanques por más de un año,
reduciendo la cantidad de almacenamiento disponible. Esto resulta en una
acción de lavado reducida y más agua llevada a los tanques de
almacenamiento u oleoductos.
Separadores:
Las acumulaciones de parafina en los separadores de petróleo y gas pueden
resultar en la obturación de válvulas vaciadoras y líneas de descarga. La
acumulación dentro del separador causa una reducción en su capacidad. Esta
pérdida puede resultar en un exceso o pérdida de líquido dentro de la línea de
gas. El exceso algunas veces resulta en acumulaciones de parafina en el
extractor de neblina del separador con la consecuente reducción de la presión,
causando avería a esta parte del equipo.
Equipo de medición automático:
El equipo de medición, principal componente del control remoto automático
para manejar crudos, es cada vez más importante. Las acumulaciones de
parafina pueden ocurrir en medidores de orificio, mecanismos de control de las
válvulas, gravímetros, extractor de muestras, etc. Esto puede resultar en una
paralización de estaciones o plantas completas.
Oleoductos:
La parafina se adhiere fácilmente al lado de las paredes del tubo. Este
problema comienza apenas el crudo con parafina es introducido dentro de un
sistema recolector. Las líneas que van a los tanques son generalmente de 3 a
6 pulgadas de diámetro, y el paso a través de estas es bastante lento en la
mayoría de los casos. Las temperaturas de superficie y el lento fluir favorecen
la acumulación de la parafina que al fin resulta en líneas limitadas y tapadas,
pudiendo ocasionar cierres y modificaciones al equipo de superficie.
6.8 CAUSAS DE LOS DEPOSITOS DE PARAFINA EN LA TUBERIA DE
PRODUCCION:
Cristales :
Un cristal puede definirse como un sólido compuesto de átomos colocados en
orden. En serie repetitiva (marón y prutton, 1996) la distancia interomatica en un
cristal de cualquier material definido es constante y es características de ese
material. Y debido a que el arreglo de los átomos se repite en todas las direcciones.
Hay restricciones definidas en los tipos de simetría que los cristales pueden poseer
(marón y prutton, 1996).
Formación de cristales :
Hay dos pasos involucrados en la formación de cristales de una solución,
obviamente los cristales deben formarse primero y luego crecer (maroon y prutton,
1996). La formación de una nueva fase solida en una partícula inerte en la solución
o en la propia solución se llama nucleacion (marón y prutton, 1996). El aumento en
el tamaño de este núcleo con la adición de soluto capa por capa se llama
crecimiento (Maron y prutton, 1996). Tanto la nucleacion como el crecimiento
tienen una fuerza impulsadora común. A menos que una solución este
sobresaturada. Los cristales no pueden formarse ni creer (Maron y prutton. 1996).
Al enfriar, a presión constante, un líquido puro experimenta un decremento en la
energía de translación promedio de sus moléculas, y de aquí que su temperatura
descendiente hasta alcanzar el punto de congelamiento, en el cual las fuerzas de
atracción vencen energía de traslación y las moléculas se ven obligadas a
acomodarse en una configuración geométrica característica de cada sustancia
(Maron y prutton, 1996). Cuando comienza la cristalización se desprende calor y la
remoción de más calor origina simplemente la cristalización de otras masas
liquidas, hasta lograr a solidificación total: únicamente entonces la temperatura
comienza a bajar por enfriamiento (Maron y prutton, 1996). Se denomina calor de
cristalización a la cantidad de calor desprendido por mal de sustancia (Maron y
prutton, 1996).
Ciertos hechos cualitativos en relación con la sobrefacturación, el crecimiento y el
rendimiento en un proceso de la cristalización son claros. La distribución del tamaño
de partícula, sin embargo. Dependerá de la relación entre los dos procesos de
nucleacion y crecimiento (Maron y prutton, 1996).
Considérese una cantidad dada la de solución enfriada atreves de una diferencia de
temperaturas fija, si ocurre una nucleacion considerable inicialmente entre el
proceso de enfriamiento, el producto consistirá de muchos cristales pequeños, pero
si solo unos cuantos núcleos se forman a la salida de la precipitación sin nucleacion
secundaria, y el proceso siguiente ocurre uniformemente sobre estos núcleos, se
obtendrá una cosecha de cristales grandes y uniformes (Maron y prutton, 1996).
Muchos casos intermedios de proporciones entre la nucleacion y le crecimiento
también pueden ocurrir, dependiendo de la naturaleza de los materiales a manejar,
la tasa de enfriamiento. La agitación, y otros factores (maron y prutton. 1996)
Las causas principales para la formación de los depósitos de parafina en los
sistemas de producción y transferencia de crudo son :
contenido de compuestos parafinicos y las propiedades fisicoquímicas del petróleo
crudo.
reducción de la temperatura debido al gradiente térmico del terreno, lo que
conlleva a un descenso en la solubilidad de los compuestos parafinicos en el
petróleo crudo.
perdidas de calor por caídas de presión que tiene lugar a lo largo del pozo, que
hacen más severa la condición anterior.
Rugosidad de las tuberías y presencia de partículas sólidas provenientes del pozo
de producción. Tales como: arena, incrustaciones minerales. Productos de
corrosión que sirven como núcleos de cristalización. Esto contribuye a la
nucleación de los cristales de parafina.
vaporización de livianos debido a la caída de presión. Esta pérdida de compuestos
livianos origina un descenso en la solubilidad de los compuestos parafinico en el
petróleo crudo.
descargas de gas (sistemas de gas lift) que tienen lugar en el fondo del pozo
durante la inundación con gas, lo que origina una reducción de la sociabilidad y de
la temperatura.
Esto significa que cualquier condición que conduzca a una reducción en la temperatura
del crudo o una reducción en la temperatura del crudo o una reducción de su capacidad
de disolución provocara la precipitación. De esta manera, la deposición de parafina se
convierte en un problema latente que puede controlarse mas no evitarse.
6.9 TRATAMIENTOS PARA EL CONTROL DE PRECIPITACIÓN DE PARAFINA
En la industria petrolera se distinguen dos tipos de tratamientos dirigidos al control
de la precipitación de parafina en pozos productivos: los tratamientos de
inhibición, aplicados con el objeto de prevenir la ocurrencia del problema de
formación y precipitación, y los tratamientos de remediación o limpieza, los cuales
se realizan cuando el problema ya se ha presentado.
6.9.1. TRATAMIENTOS DE INHIBICIÓN
Entre estos tratamientos se encuentran el control químico empleando
solventes, inhibidores o dispersantes seleccionados de acuerdo a las
características del petróleo; asimismo se emplea tecnología
electromagnética, que consiste en la ubicación de electroimanes
dentro de la instalación del pozo, a la profundidad donde se inicia la
cristalización de parafina; también son utilizadas técnicas
microbiológicas, con el uso de bacterias seleccionadas
específicamente, que actúan como agentes de limpieza e
inhibidores de la formación de parafina previo al desplazamiento del
crudo hacia la superficie, esto es a condiciones del reservorio.
6.9.2 TRATAMIENTOS DE REMEDIACIÓN
Los tratamientos de remediación o limpieza son usados en los
campos de producción como primera alternativa para la remoción
de los depósitos de parafina, debido a su facilidad de aplicación y su
rápido efecto, realizándose inclusive en pozos que se encuentran con
un tratamiento de prevención, por lo cual su incidencia en el estudio
del tratamiento de inhibición es fundamental y de mucha
importancia para su evaluación.
Los tratamientos de limpieza comúnmente empleados son: las
operaciones de corte de parafina y la inyección de aceite caliente
( hot oil ).
6.9.3 TRATAMIENTO QUIMICO
Se basa en la dosificación de productos químicos al pozo
productor, los cuales han sido seleccionados adecuadamente para
prevenir, reducir o remover los depósitos de parafina.
Para seleccionar la química adecuada en el tratamiento, debe
considerarse lo siguiente:
a) El mejor tipo de producto químico de acuerdo al objetivo del
tratamiento.
b) La concentración o dosificación a la cual la química sea más
efectiva.
c) Resultado obtenidos en laboratorio.
d) El método de aplicación que asegure la efectividad del tratamiento.
6.10 TIPOS DE PRODUCTOS QUIMICOS PARA REMOCION DE PARAFINA
En la industria del petróleo se emplean tres tipos de productos
químicos para controlar los depósitos de parafina: solventes,
dispersantes e inhibidores.
Solventes:
Son compuestos orgánicos derivados del petróleo, usados para
restaurar las propiedades solventes del crudo, dadas por los
compuestos livianos que este pierde por fuga debido a una reducción de
temperatura y/o presión.
Entre las propiedades incluye un contenido aromático, por su
capacidad para disolver un gran rango de parafinas, no tener tendencia a
la formación de emulsiones y ser compatible con el fluido del
reservorio.
Hasta la actualidad se han empleado muchos solventes para mantener el
sistema limpio; entre ellos se tienen a los condensados, gasolina, pentano,
aceites livianos, xileno, tolueno, tetracloruro de carbono, tricloroetileno.
El poder de solvencia puede definirse como la habilidad de un solvente para
disolver otras sustancias. La determinación de la velocidad de dilución
se basa en la habilidad de un solvente para mezclarse y disolver una
sustancia.
Inhibidores:
Son llamados también depresores del “pour point”* (punto de cedencia) y
modificadores de cristal. Usualmente tienen en su composición solventes
de parafina como portadores del mismo. Presentan un bajo peso molecular
con el fin de mantenerse soluble en el crudo a las condiciones que
experimenta durante su recuperación.
Estos productos son añadidos al crudo antes de que este alcance el punto
de niebla reduciendo o eliminando la formación de parafina, obteniéndose
como resultado la reducción del “pour point” del crudo y modificaciones en
el crecimiento de la estructura de los cristales.
Dispersantes:
Son compuestos orgánicos, una mezcla de surfactantes y penetrantes
combinados en solventes aromáticos selectivos. Tienen en su composición
moléculas de alcohol, que tienen por finalidad mejorar la interacción entre
los grupos polares presentes en la emulsión.
* Pour point: Temperatura a la que el fluido deja de fluir.
Los dispersantes son eficientes en crudos que presentan un corte de agua
mayor al 20% y que usualmente están en forma emulsionada.
Generalmente son usados en pozos que han sido recientemente limpiados
con métodos mecánicos, térmicos o químicos.
El mecanismo de acción de los productos dispersantes sobre la
parafina está influenciada por la acción de los surfactantes presentes en
su composición. La acción de los solventes aromáticos adiciona el efecto de
solubilidad del producto en la fase aceite.
El dispersante actúa en dos aspectos: dispersando las acumulaciones de
las moléculas de parafina y separando el agua emulsificada sobre la cual
se ha formado la parafina.
Efectos colaterales:
• Mejora la desemulsificación.- La parafina es un estabilizador para
emulsiones, al dispersarlo químicamente se favorece el tratamiento
posterior de desemulsificación.
• Mejora el control de la corrosión.- El control del crecimiento de
parafina en el tubo de producción causa una reducción del estrés de
corrosión; la limpieza y recubrimiento de la superficie del metal con el
dispersante actúa como una lámina inhibidora protectora de la
superficie interna de la tubería.
6.10.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE INYECCIÓN
La química es mezclada con un volumen determinado de aceite en un tanque, el
cual está implementado con un instrumento de medición de nivel, la mezcla es
enviada hacia la línea de bombeo neumático mediante bombas inyectoras, las
cuales trabajan con un sistema neumático que emplea gas a una presión
regulada de 40psi,proveniente de la producción de los pozos en la plataforma; el
gas le da movimiento a un pistón que es el impulsor del fluido a ser inyectado.
La inyección de química hacia el pozo productor se realiza por la línea de
inyección de bombeo neumático, e ingresa a la zona profunda de la tubería de
producción en forma atomizada como consecuencia de la alta presión por el
bombeo neumático ( unos 900 psi ).
6.10.2 TRATAMIENTO FISICO-TERMICO
Consiste en hacer circular un fluido caliente en la tubería de producción,
fundiendo de esta manera los depósitos de parafina formados en las paredes. Los
fluidos que se emplean son el aceite caliente (hot oil) y vapor de agua (hot
water). En la industria se emplea comúnmente el primero de los mencionados, por
su fácil disposición pues forma parte de la producción de los pozos.
El fundamento de este tratamiento es el cambio de fase de la parafina que se
encuentra en estado sólido al estado líquido por la adición de calor, a partir de una
fuente externa, el aceite caliente.
El fluido a emplear para la fundición del depósito debe poseer la temperatura
adecuada, de manera que cuando entre en contacto con la parafina
depositada a lo largo de la pared de la tubería, conserve un valor superior al punto
de fusión del fluido producido.
Descripcion del sistema:
1. El aceite a emplear en el tratamiento es obtenido del separador de totales (
donde se reúne todo el crudo producido por el grupo de pozos en una
plataforma ) y enviado a un tanque cilíndrico.
2. El aceite es calentado por contacto directo con vapor de agua
proveniente de un caldero. El calentamiento se efectúa hasta que se obtenga
una temperatura mayor a la de ebullición del aceite ( 160°F ), llevado a
cabo a condiciones rutinarias de operación en un tiempo aproximado de 80
minutos.
3. El vapor obtenido en este proceso es saturado, con una temperatura promedio
de 200°F y una presión de 200 psi. El caldero en servicio se halla en una
barcaza, cerca de la plataforma, por esta razón en el trayecto del vapor a través
de la línea que atraviesa un medio mucho más frío como es el agua de mar,
aproximadamente 62°F, se pierde calor, siendo la temperatura que se alcanza
en el tanque de calentamiento muy inferior a la registrada a la salida del
caldero.
4. El aceite que se encuentra a la presión del sistema ( 30 psi ) es enviado a
un tanque calibrado de 5 barriles de capacidad, llamado volumeter, para:
a) Drenar el vapor de agua condensado.
b) Medir el flujo de aceite a inyectar.
c) Darle al aceite la presión necesaria para ingresar al pozo pero sin
sobrepasar la presión que se desarrolla en el fondo del mismo, ya que
esto conduciría a un empuje del fluido hacia el interior del reservorio,
causando un rápido sobreenfriamiento y consecuentemente la cristalización
de parafina y el taponamiento de los poros de las arenas productoras.
Usualmente la presión que se alcanza en este volumeter es de 60 psi.
5. Previamente a la inyección del aceite hacia el pozo se procede a desfogar la
línea de producción ( abrir la válvula de cabeza del pozo para liberar el gas
acumulado y el remanente de crudo atomizado hacia el separador ). Esto se
efectúa con el fin de despresurizar la línea de producción interior del pozo.
6. El proceso de inyección del aceite caliente se realiza a través del área por
el cual produce el pozo. La inyección del aceite es rápida, así como su
permanencia dentro del pozo, pues inmediatamente se reinicia el ciclo
productivo descargando hacia el separador el aceite inyectado, el cual
arrastra la parafina disuelta y el fluido de producción ( acumulado durante
el cierre del pozo ).
7. Con el fin de verificar la eficiencia del tratamiento, se registra en un rotámetro
del separador de prueba el flujo obtenido después de la operación de
limpieza. Un buen trabajo de limpieza con aceite caliente mostrará un
ligero incremento de la producción, ajustándose los valores obtenidos a su
curva de declinación normal.
Condiciones operativas:
- El agua empleada en el caldero debe estar libre de sólidos y sedimentos,
por ello es recomendable el uso de agua blanda y la adición de coagulantes y
floculantes que arrastren los depósitos inorgánicos.
- La temperatura y presión del vapor del caldero deben encontrarse en los
valores de saturación, con lo que se asegura la vaporización total del
agua, incrementando su capacidad calorífica necesaria para el calentamiento
directo del aceite.
- El volumen de aceite inyectado debe ser tal que no cause problemas
como la sobrepresión del pozo o la solidificación de parafina por el enfriamiento
rápido en su trayectoria por el pozo y líneas de producción.
- Debe tratarse previamente el aceite a emplear en el calentamiento para
separar el agua, sedimentos y parafina sólida que puedan estar presentes en
el fluido.
- Para asegurar el calentamiento homogéneo del aceite debe instalarse
una termocupla en el tanque de calentamiento para medir la
temperatura óptima para el trabajo ( entre 180°F y 200°F ).
- Es recomendable un drenaje periódico de agua condensada del tanque de
calentamiento antes de enviarlo al volumeter. Asimismo la válvula de
salida debe colocarse a un nivel intermedio, por encima de la fase
acuosa formada en el tanque.
- Para asegurar que el tiempo de residencia del aceite caliente en el pozo sea
mínimo, abrir el pozo inmediatamente. El cambio acelerado de temperatura
provoca la cristalización de parafina aún en el fondo del pozo, obstruyendo
parte de la instalación de subsuelo como la válvula de asiento y la válvula de
inyección.
- Realizar la prueba del pozo después del tratamiento para evaluar la eficiencia
del trabajo.
6.11 CARACTERIZACION DEL RESIDUO DE PARAFINA
La caracterización del residuo tiene como objetivo conocer su composición. Sus
propiedades y su velocidad de producción, datos necesarios para evaluar las
alternativas de manejo y diseñar un proceso para su tratamiento, de ser necesario.
6.11.1 Origen del residuo de parafina:
Los residuos de parafina provienen de las operaciones limpieza de instalaciones de
producción del petróleo crudo. Durante la extracción del petróleo crudo del
subsuelo a través de la tubería de producción del pozo, ocurre la cristalización y
deposición de los compuestos parafinicos en la pared interior de la tubería de
producción.
Debido a la deposición de la parafina, el diámetro interior de la tubería de
producción se ve reducido considerablemente. Este fenómeno se denomina
estrangulamiento.
El taponamiento de la tubería de producción origina una mayor caída de presión y
por consiguiente, origina una disminución del flujo de petróleo desde el pozo,
debido a la resistencia adicional que encuentra el fluido en la tubería. La
disminución del fluido del pozo disminuye la producción, por lo cual es necesario
“limpiar” la pared interior de la tubería.
La parafina debe ser removida de la pared interior de la tubería de producción esto
se realiza periódicamente, de dos maneras:
-removiendo la tubería de producción por completo (operación denominado well
servicie) y llevándola a instalaciones de vaporación para su limpieza, o
Insertando una herramienta el sólido (wire line), seguido del consecuente arrastre
de la parafina por el flujo del pozo y la vaporación de las instalaciones de
producción inmediatas a la salida del pozo.
Ambas operaciones generan residuos de parafina. Sin embargo, los residuos de
parafina generados por estas dos actividades son diferentes entre sí: el residuo de
parafina generando por la vaporación de tuberías extraídas por wellservice es un
sólido pastoso, llamado “residuo de parafina dura”; mientras que el residuo
generando por el wire line y la vaporación de instalaciones en una mezcla solido –
liquida, llamada “residuo de parafina blanda “.
6.11.2 Vaporación de tubos provenientes de wellservice
El well service o servicio de pozo se lleva a cabo de parafina es tan grande que el
petróleo de producción debido a la deposición de parafina no puede fluir casi por
completo debido a ella . la operación consiste en remover toda la tubería de
producción reemplazándola por otra completamente limpia.
Esta operación es llevada a cabo por un equipo de servicio de pozos, que se
compone de una grúa y equipo accesorio que se encarga de remover la tubería de
producción por completa e insertar otra tubería de producción. La operación
compromete un despliegue de recursos y personal bastante amplio y requiere de un
tiempo considerablemente alto y su costo es elevado.
La tubería de producción es completamente removida, transportada es recogida por
el personal por el personal de la compañía contratista encargada de las labores de
vaporación y transportada hacia los patios de vaporación .
En las operaciones de vaporización, se inyecta vapor vivo al interior de la tubería de
producción por un extremo, esto origina la fusión de la parafina que, por arrastre
abandona la tubería por el extremo opuesto y es recolectada en un contendor. Una
vez solida de nuevo, es trasladada a cilindros, los cuales son cuales son entregados
a para ser llevados a confinamiento. El residuo de parafina dura se presenta en
forma solida y apariensa de grumos.
6.11.3 Manejo actual del residuo de parafina
En el noroeste peruano se generan dos tipos de residuo de parafina, los cuales son el
residuo de parafina blanda y el residuo de parafina dura.
El residuo de parafina blanda extraída en operaciones offshore llega en cilindros al muelle
producto de las operaciones de limpieza de instalaciones. Estos cilindros son acumulados
hasta que su número justifica el transporte para despejar al área destinada para su
contención. Esto ocurre generalmente una vez al mes.
Los cilindros son transportados utilizando vehículos de transporte y movimiento de carga
pesada. Hacia confinamiento en la locación , donde el contenido de los cilíndricos es
vaciado hacia la poza de confinamiento destinada para este propósito.
El residuo de parafina dura resulta de las operaciones de vaporización de vaporación de
las tuberías extraídas de los pozos de producción, y es entregado por la compañía
contratista encargada de la vaporización en cilíndricos abierta.
Estos 2 tipos de parafina lego son clasificados para un tratamiento industrial a cargo de una
empresa especializada.
6.12 PROCEDIMIENTO TECNICO PARA EL CORTE DE PARAFINA
Corte de parafina:“corte de parafina” y “Slick Line -wire line” son términos referidos a las
operaciones de remoción mecánica de parafina de las paredes interiores de la tubería de
producción . Esta operación consiste en introducir por el extremo superior de la tubería
de producción un equipo denominado “sarta de herramienta” y manipular dicho equipo
para “rascar” la parafina de las paredes de la tubería. La sarta de herramienta se
compone de los siguientes elementos:
-Cuchilla: es el elemento que se encuentra en contacto más directo con la parafina.
Consiste en una vara de metal con púas, las cuales se regulan a medida que la
operación se lleva a cabo.
-Martillo: consiste en dos anclas de fierro móviles y sirve en caso de que el avance de la
cuchilla se vea imposibilitado por la parafina. La cuchilla se une al martillo por una de
estas anclas. Cuando la cuchilla se ve imposibilitada de cualquier movimiento, el
operador retrae el cable hasta que las anclas se distancien hasta el tope, suelta el
cable y el peso de la herramienta permite el pase de la cuchilla. Esto forma de
“martilleo” otorga el nombre a esta parte de la herramienta.
-Peso: proporciona un peso adicional a la herramienta.
-Sujetador: asegura la unión de la herramienta con el cable.
El “corte de parafina“aprovecha los intervalos de tiempo en los que no se inyecta gas
para limpiar la tubería. Tan pronto como el ciclo de inyección de gas casa, se abre la
válvula superior de la tubería de producción para insertar la sarta de herramientas. Se
opera el equipo hasta antes de la activación del cielo de inyección de gas.
El rascado de la parafina se efectúa paulatinamente. Extendiendo el alcance de la
cuchilla desde un diámetro pequeño hasta el diámetro interior de la tubería. Esto se
debe a que operar con un diámetro cercano al diámetro interior de la tubería desde un
inicio puede ocasionar el atascamiento de la herramienta dentro del pozo. Esto se
controla observado la resistencia al descenso de la herramienta.
Durante el ciclo de inyección de gas la herramienta es retirada, limpiada y eventualmente
se altera el alcance de la cuchilla para continuar con el procedimiento, hasta
completamente la tubería de producción.
La operación continua hasta que el alcance de la cuchilla cubra por completo el diámetro
interior de la tubería de producción y la resistencia al descenso de la herramienta
desaparece. Cuando se llega a este punto (la profundidad a la cual desaparece la
resistencia al descenso). Se anota la profundidad máxima hasta la cual se “rasco“ la
parafina.
Durante el ciclo de producción, la parafina rascada es impulsada por el flujo del pozo
hacia el exterior y recorre exactamente el mismo camino que el petróleo por las
instalaciones de producción. La corriente que se compone de petróleo crudo, agua,
emulsión, aceite – agua, gas asociado, parafina y arena, recorre la tubería de producción
hacia el separador de totales, en el cual confluyen los flujos provenientes de todos los
pozos.
En su recorrido, la parafina se deposita en las paredes de la tubería, aprovechando la
arena y la rugosidad de la tubería como núcleos de cristalización . La cantidad de
parafina que se deposita en la tubería entre la salida del pozo y el separador es
pequeña, pero eventualmente puede estrangular la tubería, razón por la cual estas
instalaciones son vaporizas regularmente.
Eventualmente, la parafina bloquea la salida del petróleo crudo del separador, razón por
la cual este separador debe ser intervenido para remover la parafina. Esto se realiza con
programas periódicos y también en casos de emergencia.
6.13 VAPORIZACION DE PARAFINA EN INSTALACIONES
La acumulación de parafina sólida en el fondo del separador y en las paredes de la
tubería implica la posibilidad de que ocurre una eventual obstrucción. Debido a esto, se
programa limpiezas periódicas de las instalaciones, que se realizan mediante el retiro
de servicio del tramo de instalación a ser limpiada y la conexión de mangueras para la
inyección y recolección de vapor de alta presión.
La tarea complete al equipo de limpieza de instalaciones, cuyo personal se
transporta en una embarcación que lleva un caldero y un tanque de recolección
para el almacenamiento del material que se recoge de la limpieza.
6.13.1 VAPORIZACION DE LINEAS
El procedimiento de limpieza de las líneas de producción por inyección de vapor es
el siguiente:
1. Observación del área: se observa el tramo de la instalación que se debe ser
limpiada. Se ubican las válvulas check para conectar las mangueras de inyección
de vapor.
2. Cierre de válvulas y conexión de mangueras: se cierran las válvulas de compuerta
para sacar fuera de servicio el tramo de la instalación a ser vaporizado. Para esto,
se realiza coordinaciones con el departamento de producción . Se arranca el
caldero y se extienden las mangueras de inyección y recolección de vapor. Se
conectan las mangueras con las válvulas check inmediatas a las válvulas
compuerta cerradas.
3. Inyección de vapor a líneas de producción: el vapor ingresa desde la caldera a
través de la manguera de inyección, pasa a través de las instalaciones y sale por
la manguera de recolección de vapor. El vapor funde la parafina solida a su paso,
que es arrastrado por el flujo y sale de la instalación, el flujo de salida es recogido
en el tanque de recolección.
4. Cese la inyección de vapor y puesta en servicio: el flujo de vapor cesa una vez
que la instalación ha sido vaporizada por un espacio aproximado de 45 minutos,
entonces las válvulas check se cierran. Las mangueras son desconectadas y
retiradas, las válvulas compuerta se abre para reiniciar la producción. el contenido
del tanque de almacenamiento de parafina es posteriormente vaciado en
cilindros.
6.13.2 VAPORIZACION DEL SEPARADOR DE TOTALES
Se describe el procedimiento para la limpieza por inyección de vapor de un
separador de totales, los pasos a seguir son los siguientes:
1- Observación del área: Se observa el manifold de producción para ubicar las
válvulas de cierre y los puntos de conexión de las mangueras de inyección de
vapor.
2- Cierre de las válvulas y conexión de mangueras se desvía la producción hasta
la separador de prueba para esto se han realizado las coordinaciones con el
departamento de producción . Se cierran las válvulas de compuerta a la salida
y entrada para sacar fuera de servicio de totales. Se arranca el caldero y se
extienden las mangueras de inyección y recolección de vapor. Se conectan las
mangueras, la de inyección de vapor en el manifold de producción y la de
descarga a la boquilla de drenaje del separador .
Separador de totales debe liberarse de toda presión inferior para ser puesto
fuera de servicio. Para conseguir esto, se apertura temporalmente la válvula
de salida de gas, liberando la presión en el interior del recipiente y
desalojando el gas. El líquido contenido en el separador no es desalojado, lo
que significa que se retiene un nivel de líquido dentro del separador.
3. Inyección de vapor a líneas de producción: el vapor ingresa desde la caldera a
través de la manguera de inyección, pasa a través del manifold de producción
e ingresa el separador por la boquilla de alimentación.
4 Cese de inyección de vapor y puesta en servicio: el flujo de vapor cesa una vez
que la instalación ha sido vaporizada por un tiempo estimado. Las mangueras
son desconectadas y retiradas y el flujo de producción se encauza nuevamente
hacia el separador de totales.
El vapor que ingresa asciende hacia el tope del separador, donde se ve impedido de
salir, y se dirige entonces hacia la parte inferior del separador, donde cede la mayor
parte de calor al hidrocarburo presente y ejerce una presión que empuja el hidrocarburo
fundido por la boquilla del drenaje y atreves de la tubería hacia la manguera y el tanque
de recolección en la embarcación. El vapor ejerce un efecto pistón sobre el material
contenido en el separador.
El vapor remanente que queda en el espacio inferior del separador no es retirado, debido
a que el gas es inherente a la producción y además, debido a la diferencia entre los
volúmenes específicos del vapor y agua, el volumen de agua que queda atrapado en el
separador es mínimo.
6.14 PROCEDIMIENTO DE LIMPIEZA DE PARAFINA EN UN POZO
Se detalla la metodología para efectuar la operación de limpieza o corte de
parafina en una plataforma, realizando un trabajo seguro, evitando accidentes e
impactos ambientales derivados de la actividad, con el fin de recuperar la
producción diferida por la reducción del diámetro interno de la tubería.
6.14.1 PRINCIPALES HERRAMIENTAS
i. Herramientas de Corte
El tren de herramientas para el corte de parafina se compone de:
- 01 Rope socket
- 02 Pesos de 1” ó 1 ½”
- 01 Jar mecánico de 1” ó 1 ½”
- 01 Muñeco (rótula)
- 01 Cuchilla para herramienta de 1 ó 1 ½”
- 01 Copa de 1 7/8” ó 2 5/16”
ii. Herramientas de Pesca
- Estampa de 1 7/8” ó 2 5/16”
- Pescante de guaya
- Pescante de 1 ¼” ó 2”
iii. Otras Herramientas
- 02 Llaves stilson de 24”
- 01 Alicate de presión
- 01 Alicate de corte
- 01 Polea de 90º
- 01 Tecle completo con 30m. de soga
6.14.2 PROCESO DE CORTE DE PARAFINA
PREPARACIÓN DEL POZO ANTES DEL PROCESO DE CORTE DE
PARAFINA
Los pozos a tratar son de tubing de 2 3/8” y 2 7/8”; siendo el proceso operativo
similar, tomaremos como ejemplo un pozo con tubing de 2 7/8”.
a. Se cierra la válvula master.
b. Se cierra la lateral que va al separador.
c. Se despresuriza las líneas del cabezal del pozo para poder abrir el tapón
sin dificultad y después armar la reducción y la válvula B.O.P. o TXT.
d. Se pone el pozo en producción, hasta armar el lubricador y su respectivo
tren o sarta de herramientas.
e. Se retira el stuffing box del lubricador, para poder introducir el alambre. Se
arma el stuffing box en el lubricador, previamente el alambre debe salir por
el extremo inferior del lubricador y poder armar el tren de herramientas
respectivo.
f. El tren de herramientas de slickline consiste en el armado del rope socket
que es la pieza de enganche del tren de slickline al alambre. Se hace su
respectivo amarre con sus accesorios y se acoplan 2 pesos de 5’ cada uno
( 1 ½”), muñeco o rótula, jar mecánico (tijera) de 7’ y su cuchilla
respectiva.
g. Antes de armar el tren de herramientas, se toma el punto cero como
referencia (bridas de forros) y empezamos a levantar herramienta con
manivela hasta que haga contacto el rope socket con el stuffing box.
h. Luego se procede a instalar el lubricador y herramienta en el interior del
mismo, en la válvula TXT o B.O.P., hasta esperar el descenso.
6.14.3 PROCESO OPERATIVO
a. Antes de empezar a descender la herramienta por gravedad, esperamos su
ciclo de inyección de gas, siendo el descenso con máquina encendida.
b. Durante el ciclo de inyección de gas y cuando el pozo está terminando de
producir, estrangulamos la válvula de la línea del separador de prueba,
cerramos la inyección de gas y la lateral que va al separador.
c. Previamente se abre la válvula TXT o B.O.P. para proceder a descender la
herramienta de corte (existe una lubricación entre la parafina y herramienta de
slickline).
d. La experiencia del operador determina cuándo la herramienta viene
arrastrando parafina; para poder levantar su tren de slickline.
e. Una vez que ya se levantó la herramienta y ha hecho contacto con el stuffing
box, se frena el winche, se cierra la válvula TXT para proceder a sacar la
herramienta a superficie y poder limpiarla y chequear el rope socket.
f. A continuación se pone el pozo en producción hasta armar el lubricador y la
herramienta en el pozo.
g. Se continúa cortando parafina hasta bajar a 3000’, utilizando para ello
diversas cuchillas que varían desde 1” hasta 2 ½” en los pozos con
instalación convencional y desde 1” hasta 1 ¾” para pozos con instalación
BLT.
h. Después del corte de parafina con cuchillas, se procede a bajar copa de 2
5/16” ó 1 7/8”, que es un calibrador que sirve para verificar que el interior del
tubing esté libre de obstrucciones.
i. Concluido el proceso de limpieza del pozo en referencia, se cierra la master,
se desfoga el lubricador, se saca la TXT o B.O.P.,juego de herramientas y la
reducción, para poder colocar la tapa del pozo.Seguidamente se pone el pozo
en producción.
6.15 PROBLEMAS OPERACIONALES QUE SE PRESENTAN EN EL CORTE DE
PARAFINA “PESCADO”
a) Cuando el tren de herramientas queda con el cable dentro del pozo.
b) Cuando el tren de herramientas queda sin cable dentro del pozo.
c) Cuando el tren de herramientas queda chupado.
Los problemas a y b se originan cuando en pleno trabajo se rompe el alambre
ya sea de un tramo o del rope socket, debido al nudo del alambre o a la fatiga
del mismo.
El problema , se origina cuando no se prevé que la herramienta ha acumulado
demasiada parafina, lo cual imposibilita su recuperación normal.
Para realizar este tipo de trabajo de recuperación de herramienta se alarga el
lubricador para tener lugar a sacar los 02 juegos de herramientas.
VII. REGISTROS DE PRESION Y TEMPERATURA
Al realizar un registro de presiones se tiene como fin conocer el comportamiento del
pozo en cuanto a su presión y temperatura . .
Los distintos tipos de pruebas que se realiza con registro de presiones son:
Gradiente Fluyente o Dinamico: Es un registro de presión que consiste en introducir un
sensor de presión y temperatura (Memory Gauge) haciendo mediciones desde superficie
hasta fondo o de fondo a superficie del pozo cuando el pozo está fluyendo. .
Se realizan estaciones de medición es decir paradas por un tiempo determinado que
oscila entre 2 a 10 minutos, según programa operativo.
Las presiones y temperaturas que se lean son correlacionadas con sus profundidades
para tener un gradiente de presión y temperatura.
BUILD UP: Es un registro de presión que consiste en introducir a fondo de pozo
un válvula de cierre en fondo (DHSIT) y un sensor de presión y temperatura cuando la
válvula se cierra en fondo de pozo logra aislar la zona más cercana a los baleos, donde
se acumula presión logrando reproducir la presión del reservorio para ese pozo, esta
presión es registrada por el sensor.
Cuando se inicia la prueba una vez que cierra la válvula en fondo, el pozo debe estar
cerrado en superficie, la prueba dura aproximadamente 24 hrs,o según programa puede
durar días con el objetivo que la presión en fondo estabilice.
Gradiente estático: Es registro de presión que se realiza luego de la prueba de BUILD
UP, consiste en registrar presiones y temperaturas cuando el pozo está en condiciones
estáticas de fondo a superficie o viceversa.
Se registra presiones y temperaturas haciendo estaciones a distintas profundidades por
un tiempo de 2 a 10 min, las profundidades son calculadas según programa operativo.
.
Estas estaciones se realizan para determinar las fases que compone el pozo (Gas,
Petróleo y Agua), los niveles de estos fluidos en el pozo.
El pozo debe estar cerrado en superficie, se debe esperar que estabilice la presión en
superficie para poder realizar esta prueba.
Siempre se suele monitorear a los pozos solo con realizar una gradiente estática de
corto tiempo que es útil para la toma de decisiones.
FLOW AFTER FLOW: Es un registro de presión que se realiza cuando el pozo está a
prueba, consiste en medir la presión y temperatura en fondo del pozo muy cerca a los
baleos para distintos caudales de producción. .
Se debe medir la producción del pozo antes de realizar esta prueba, una vez iniciada la
prueba y verificar que no existan fugas en las bridas del cabezal.
Por otra parte, cuando se realizan registros de presión debemos tener cuidado de los
siguientes aspectos:
Se debe conocer los accesorios que tiene la tubería de producción hasta donde
vamos a medir las presiones. (ID y perfiles)
Debemos conocer los parámetros de producción, pruebas anteriores, trabajos
anteriores que se le han realizado al pozo.
Verificar con personal de la empresa de servicio el buen estado de sus equipos,
si es posible realizar pruebas antes de bajar herramientas al pozo, esto para
evitar contratiempos.
7.1 Registros de Presión
La información respecto a las presiones de fondo estática y fluyente en pozos con
levantamiento por gas es útil al diseñar y operar instalaciones de levantamiento por gas
y medir la eficiencia general.
La presión estática de fondo de fondo puede ser medida usando un instrumento
electrónico para nivel de fluido. Un pozo con levantamiento por gas normal está
supuesto a ser un pozo con flujo continuo . Las válvulas de levantamiento por gas
colocadas en o sobre la tubería son válvulas de casing operadas con presión de fluido.
La presión estática de fondo es fácil de medir en pozos de levantamiento por gas
. cerrando la válvula de tubería y de inyección de gas en superficie y permita
estabilizarse al pozo. Luego determine el nivel fluido en tubería usando el registrador
para nivel de fluido. Se debe leer la presión de tubería en superficie al momento de la
prueba. La presión estática de fondo es la sumatoria de la presión de tubería en
superficie más la presión de la columna de gas más la presión ejercida por la columna
líquida sobre la formación. El líquido sobre la formación consiste de agua y crudo en
igual proporción a la producida por el pozo. En un pozo con tubería extendida hasta la
formación, el gradiente promedio en la columna se puede determinar usando . La
presión hidrostática de la columna líquida se determina multiplicando la altura de la
columna por el gradiente promedio de la columna.
7.2 Presión de Fondo
Las válvulas de levantamiento por gas en sistemas accionados por presión operan
como sigue: La válvula abre cuando es expuesta a una presión anular que excede
un valor predeterminado. Las válvulas están ordenadas en la sarta de tubería de
forma que la válvula con mayor rango de presión esté arriba, y la presión operativa de
cada válvula decrece con la profundidad. La inyección de gas en el anular del
revestidor aligera la carga en la tubería sobre “la válvula operativa”. Todas las válvulas
bajo este punto están abiertas y permiten al gas o líquido pasar a la tubería si la presión
de ésta es menor a la presión a la presión anular . El nivel de líquido en el anular
se presionará hasta igualar la presión de tubería en la válvula inferior, o hasta que la
válvula de gas inferior quede expuesta al gas.
• La presión del anular de casing opuesta a la válvula inferior en un pozo que ha
estado trabajando por un largo periodo de tiempo indica la menor presión que ha
existido en la tubería desde la última ecualización las presiones de tubería y del
anular del casing.
• Si se sospecha que la presión de tubería opuesta a la válvula inferior ha estado
más baja en algún momento desde la última ecualización de tubería y anular de
casing, se le puede añadir líquido al anular de casing hasta que el nivel de fluido
deje de aumentar. Luego la presión actual en la tubería opuesta a la válvula de gas
inferior será la misma a la presión en el anular del casing.
• El nivel de líquido en el anular del casing puede estar y probablemente esté muchas
válvulas de gas mas abajo del punto de inyección de gas debido a la diferencia en el
gradiente del líquido libre de gas en el anular del casing sobre la válvula de fondo y la
válvula superior.
7.3 APLICACIÓN DE PRESIONES
Las presiones de fondo, estática y fluyente, ofrecen información valiosa para
seleccionar una instalación de levantamiento por gas. La presión estática de fondo
es beneficiosa para seleccionar el ajuste de la válvula superior. Las
características de flujo dadas por las presiones de fondo fluyente y estática son útiles
al seleccionar las profundidades para válvulas adicionales, determinar las tasas de
inyección de gas y optimizar el sistema de inyección de gas.
Por lo general esta operación y la duración de la misma depende del tipo de sensor que
se utilice para hacer el registro de Presión y Temperatura. La idea principal es la
introducción del sensor hasta el fondo del pozo y realizar paradas (ya sea en la carrera
de subida o en la bajada del sensor) para registrar datos requeridos en profundidades
específicas para observar el comportamiento del pozo.
La realización de paradas durante el registro es la diferencia básica entre un Gradiente y
un Log de Presión y Temperatura. Estas paradas tienen como fin, no único pero si
podríamos decir el mas importante, la detección de las fases que componen al pozo
(Gas, Petróleo y Agua), lo que comúnmente es denominado “el nivel de fluido” en el
pozo.
Para obtener un registro preciso sobre las condiciones estáticas del pozo, es
fundamental que antes de realizar el registro el pozo se encuentre en las condiciones
requeridas para tal fin, principalmente estas condiciones son:
- Pozo cerrado (sin producción) por lo menos 24 Hs antes de comenzar el Gradiente.
- Al momento de introducir el Sensor en el pozo, el mismo debera permanecer en la
condición antes mencionada, con la linea de produccion cerrada.
7.4 DISPOSITIVO ELECTRONICO
Memory Gauce PPS 25 – Sensor Electrónico de Memoria
El sensor electrónico de memoria PPS25 de zafiro es un instrumento alimentado por
baterías utilizado para registrar presiones y temperaturas. El paquete de baterías en el
PPS25 permite al sensor operar hasta por un año. La gran capacidad de memoria
proporciona a los usuarios una mayor flexibilidad para programar los trabajos de
pruebas. Diseño robusto PPS y software fácil de usar garantizan a nuestros clientes en
todo el mundo a tener los sensores más confiables y de alta calidad.
PRINCIPALES APLICACIONES
Drill Stem Tests (DST)
Pruebas de Producción
Gradientes de Presión
Pruebas de Interferencia
Monitoreo de Fractura
Monitoreo de Presión mientras se perfora
Monitoreo de Presión de Inyección
Operaciones de Coiled Tubing
ESPECIFICACIONES
Tipo de Sensor Silicon-Sapphire
Rangos de Presión Hasta 20,000 PSI
Precisión 0.03% (FS)
Resolución 0.0003%
Drift <3 PSI / año
Rangos de Temperatura 125 °C (257 °F), 150 °C (302 °F), 177 °C (351 °F)
Precisión Temperatura 0.5 °C
Resolución Temperatura 0.01 °C
Fuente de Poder Single AA or C lithium pack
Comunicación USB, RS232
Datos Tiempo/Presión/Temperatura
Capacidad de memoria 1M datos, más memoria está disponible
Diámetro Externo 0.75" (19.1-mm), 1"(25.4-mm, 1.25"(31.8-mm)
Longitud Total 9 - 11" (229 - 279-mm)
Modo de trabajo MRO
Servicio H2S
Material del Housing Inconel 718 / SS 17-4
Frecuencia de muestreo Cada 1 segundo hasta 18 horas
7.5 PROCEDIMIENTO TECNICO PARA PRUEBAS DE PRESION
7.5.1 PRESIÓN INICIAL
Determinar la presión inicial del intervalo recién baleado en la formación o
reservorio.
PROCEDIMIENTO OPERATIVO
a) Después del baleo sólo si arma presión el pozo se tomará Presión Inicial.
b) Se instala equipo de slickline.-wire line
c) Se arma tren de herramientas de slickline (rope socket, pesos de 1 ½”, jar
tubular y registradores electrónicos).
d) Se instala la botella de 5 ½” sobre el shooting valve.
e) Se coloca BOP sobre botella de 5 ½”.
f) Se coloca lubricadores sobre BOP.
g) Se coloca manómetro en el lubricador para registrar presión estática en cabeza
de pozo.
h) Se bajan registradores generalmente hasta el punto medio de la formación por
1 ó 2 hrs. en condición estática.
i) Luego se levantan registradores con paradas predeterminadas según
programa hasta superficie.
j) Se desarma equipo de slickline y se deja unidad lista para transportar.
k) Se desactivan registradores.
l) Se interpretan los resultados en el campo utilizando una computadora Lap top
(Presión Inicial y Niveles de Fluido).
m) Se hace limpieza en el área de trabajo.
n) Se reporta en el campo al encargado de PTP, el trabajo realizado.
o) Al día siguiente se presenta el reporte de campo al departamento de Serv. de
Producción y el informe de la Presión Inicial al Dpto. de Ingeniería
HERRAMIENTAS A UTILIZAR
- Herramientas de mano para el manipuleo de válvulas del pozo.
- Herramientas utilizadas para trabajos de slickline (rope socket, barras, knucle
joint, BOP, botella de 5 ½”, jar tubular).
- Herramientas utilizadas para trabajos de registros de presión (Memory gauge).
- Computadora Lap top.
7.5.2 GRADIENTE ESTÁTICA
- Determinar la presión estática del pozo y las gradientes de los fluidos.
- Determinar la energía remanente de la formación.
- Determinar la factibilidad de trabajos de estimulación, ácido o fracturamiento.
PROCEDIMIENTO OPERATIVO
a) Se instala el equipo de slickline con BOP sobre el pozo.
b) Se calibra el pozo con copa hasta el niple de asiento.
c) Si el pozo tiene Standing Valve se recupera de acuerdo a los procedimientos
descritos anteriormente en los trabajos de slickline.
d) Se chequea tope de arena.
e) Se desarma el equipo de slickline.
f) Se deja cerrado el pozo por varios días para que acumule presión de acuerdo
al programa de well testing y se coloca cartel de aviso “pozo cerrado”.
g) Se hace limpieza en el área de trabajo.
h) Se reporta el trabajo de campo al recorredor o sobrestante de PTP.
i) Al día siguiente se presenta el reporte de campo al Dpto. de Servicio de
Producción de PTP.
j) El día de la prueba se instala nuevamente el equipo de slickline con BOP
sobre el pozo.
k) Se arma tren de herramientas de slickline con registradores Memory gauge o
ameradas.
l) Se coloca lubricadores sobre la BOP.
m) Se coloca manómetro en el lubricador para chequear la presión estática
durante la prueba.
n) Se bajan registradores Memory Gauge o ameradas a la profundidad
requerida por el Dpto. de Ingeniería. En esa profundidad queda por 1 ó 2
horas en condición estática.
o) Después se recuperan los registradores con paradas predeterminadas hasta
superficie según programa.
p) Se desactivan los registradores.
q) Se instala Stanting Valve en caso que haya sido recuperado.
r) Se entrega el pozo al encargado de PTP, el cual evaluará la instalación de
Standig Valve.
s) Se procede a desarmar el equipo de slickline y se deja unidad lista para
transportar.
t) Se hace limpieza en el área de trabajo.
u) Se reporta el trabajo de campo al recorredor o sobrestante de PTP.
v) Al día siguiente se presenta el reporte de campo al Dpto. de Servicio de
Producción de PTP y el informe de la Gradiente Estática al Dpto. de
Ingeniería.
Nota: En algunos pozos con instalación BLT, la gradiente estática se toma
sobre el Standing Valve.
7.5.3 GRADIENTE FLUYENTE
- Determinar el nivel de fluido y presión fluyente del fondo del pozo.
- Diseñar la instalación de subsuelo.
- Determinar válvulas operativas de gas lift.
PROCEDIMIENTO
a) Se instala el equipo de slickline con BOP sobre el pozo.
b) Se calibra el pozo con copa hasta el niple de asiento.
c) Si el pozo tiene S. Valve se recupera de acuerdo a los procedimientos
descritos anteriormente en los trabajos de slickline.
d) Se chequea tope de arena.
e) Se arma tren de herramientas de slickline con registradores Memory Gauge
o Ameradas.
f) Se coloca lubricadores sobre BOP.
g) Se coloca manómetro en el lubricador para chequear la presión fluyente
durante la prueba.
h) Se bajan registradores Memory Gauge o Ameradas a la profundidad
requerida por el Dpto. de Ingeniería.
i) En caso que el Dpto. de Ingeniería lo requiera se procede a efectuar de 2 á 4
ciclos de inyección para aligerar la columna de líquido.
j) Se corta la inyección de gas, quedando el pozo por 1 ó 2 hrs. en condición
fluyente al separador.
k) Se recuperan registradores con paradas predeterminadas según programa
hasta superficie.
l) Se anotará la cantidad de petróleo producido.
m) Se desactivan registradores.
n) Se instala Standing Valve en caso que haya sido recuperado.
o) Se entrega el pozo al encargado de PTP, el cual evaluará la instalación de
Standing Valve.
p) Se procede a desarmar el equipo de slickline y se deja unidad lista para
transportar.
q) Se hace limpieza en el área de trabajo.
r) Se reporta el trabajo de campo al recorredor o sobrestante de PTP.
s) Al día siguiente se presenta el reporte de campo al Dpto. de Servicio de
Producción de PTP y el informe de la Gradiente Fluyente al Dpto. de
Ingeniería.
HERRAMIENTAS A UTILIZAR
- Herramientas de mano para el manipuleo de válvulas del pozo.
- Herramientas utilizadas para trabajos de slickline (rope socket, barras, knucle
joints, pescantes de 2” tipo JDS, BOP, etc.).
- Herramientas utilizadas para trabajos de registro de presión (Memory Gauge,
ameradas).
7.5.4. BUILD UP
- Caracterizar el reservorio determinando permeabilidad, transmisibilidad,
energía de reservorio y daño del pozo.
- Determinar las características de la fractura.
- Recomendar procedimientos de estimulación de la Producción (remoción de
daño).
PROCEDIMIENTO OPERATIVO
a) Se instala el equipo de slickline con BOP sobre el pozo.
b) Se calibra el pozo con copa hasta niple de asiento.
c) Si el pozo tiene S. Valve se recupera de acuerdo a los procedimientos
descritos anteriormente en los trabajos de slickline.
d) Se chequea tope de arena.
e) Después se arma tren de herramientas de slickline con jar tubular y
registradores electrónicos (Memory Gauge) o mecánicos (ameradas).
f) Se coloca lubricadores sobre la BOP.
g) Se coloca manómetro en el lubricador y en los forros para chequear presión.
h) Se baja registradores Memory Gauge o ameradas según el programa
elaborado por el Dpto. de Ingeniería de PTP.
i) Se realizan de 2 a 4 ciclos de inyección de gas lift para aligerar la columna de
líquido y evitar el efecto de almacenamiento y esperar por 15 minutos antes de
cerrar el pozo.
j) Se cierra el pozo por el tiempo recomendado para el build up y se coloca
cartel de aviso “pozo cerrado”.
k) Se chequeará presión en tubos y forros todos los días.
l) Al finalizar el build up, si hay facilidades se desfoga el pozo al separador por 2
ó 3 hrs. (condición fluyente).
m) Después se recuperan registradores con paradas predeterminadas según
programa hasta superficie.
n) Se anotará la cantidad de petróleo producido.
o) Se instala Standing Valve en caso que haya sido recuperado.
p) Se entrega el pozo al encargado de PTP, el cual evaluará la instalación de
Standing Valve.
q) Se procede a desarmar el equipo de slickline y se deja unidad lista para
transportar.
r) Se hace limpieza en el área de trabajo.
s) Se reporta el trabajo de campo al recorredor o sobrestante de PTP.
t) Al día siguiente se presenta el reporte de campo al Dpto. de Servicio de
Producción de PTP y el informe del Build up con un diskette al Dpto. de
Ingeniería.
Nota: En los pozos en Casing de 5 ½” primero se chequea tope y después se
sigue el mismo procedimiento descrito anteriormente.
HERRAMIENTAS A UTILIZAR
- Herramientas de mano para el manipuleo de válvulas del pozo.
- Herramientas utilizadas para trabajos de slickline (rope socket, barras, knucle
joints, pescantes de 2” tipo JDS, BOP, etc.).
- Herramientas utilizadas para trabajos de registro de presión (Memory Gauge,
ameradas).
VIII PRUEBA TOMADA EN EL NOROESTE PERUANO
PRESENTACION DE PRUEBA TOMADA EN EL NOROESTE PERUANO
DESCRPCION DE LA PRUEBA.-La presente prueba se realizo en el noroeste
peruano con un dispositivo electrónico llamado Memory Gauce utilizando un equipo
slikline.
8.1 OBJETIVO DE LA PRUEBA
- Realizar 12 Hrs de condicion fluyente, un 133 Hrs BUILD UP y una gradiente
estática para conocer su presión real de fondo y determinar el nivel de fluido
Determinar la presión estática del pozo y las gradientes de los fluidos.
8.2 PROCEDIMIENTO OPERATIVO
a. Se instala el equipo de slickline con BOP sobre el pozo.
b. Se calibra el pozo con copa hasta niple de asiento.
c. Si el pozo tiene S. Valve se recupera de acuerdo a los procedimientos
descritos anteriormente en los trabajos de slickline.
d. Se chequea tope de arena.
e. Después se arma tren de herramientas de slickline con jar tubular y
registradores electrónicos (Memory Gauge) o mecánicos (ameradas).
f. Se coloca lubricadores sobre la BOP.
g. Se coloca manómetro en el lubricador y en los forros para chequear
presión.
h. Se baja registradores Memory Gauge o ameradas según el programa
elaborado por el Dpto. de Ingeniería de PTP.
i. Se realizan de 2 a 4 ciclos de inyección de gas lift para aligerar la columna
de líquido y evitar el efecto de almacenamiento y esperar por 15 minutos
antes de cerrar el pozo.
j. Se cierra el pozo por el tiempo recomendado para el build up y se coloca
cartel de aviso “pozo cerrado”.
k. Se chequeará presión en tubos y forros todos los días.
l. Al finalizar el build up, si hay facilidades se desfoga el pozo al separador
por 2 ó 3 hrs. (condición fluyente).
m. Después se recuperan registradores con paradas predeterminadas según
programa hasta superficie.
n. Se anotará la cantidad de petróleo producido.
o. Se instala Standing Valve en caso que haya sido recuperado.
p. Se entrega el pozo al encargado de PTP, el cual evaluará la instalación de
Standing Valve.
q. Se procede a desarmar el equipo de slickline y se deja unidad lista para
transportar.
r. Se hace limpieza en el área de trabajo.
s. Se reporta el trabajo de campo al recorredor o sobrestante de PTP.
t. Al día siguiente se presenta el reporte de campo al Dpto. de Servicio de
Producción de PTP y el informe del Build up con un diskette al Dpto. de
Ingeniería.
Nota: En los pozos en Casing de 5 ½” primero se chequea tope y después se
sigue el mismo procedimiento descrito anteriormente.
8.3 HERRAMIENTAS A UTILIZAR
- Herramientas de mano para el manipuleo de válvulas del pozo.
- Herramientas utilizadas para trabajos de slickline (rope socket, barras, knucle
joints, pescantes de 2” tipo JDS, BOP, etc.).
- Herramientas utilizadas para trabajos de registro de presión (Memory Gauge,
ameradas).
8.4 DATOS Y CALCULOS DE LA PRUEBA
Ubicación Geográfica
Ubicación: Distrito del Alto, Provincia de Talara, Región Piura
Locación: Peña Negra
Área: Peña Negra ONSHORE
Datos del Pozo
Tipo de Instalacion: BLT
Estatus: Productor
Producción sistema Artificial: Gas lift cycle: 60min x 3nim
Valvula BK-1: 4016’
Niple de Asiento: 4070’
Formacion: Echino (4118’-3892’) - Cabo Blanco (3828’-2778’)
8.5 LA PRUEBA: Se procedió a realizar la prueba correspondiente 12 Hrs
condicion fluyente, 133 Hrs BUILD UP y recuperando con una gradiente
estática dejando el registrador MEMORY GAUCES con housing + Standing .
Valve a 4047’ a condiciones estáticas por 133 Hrs
Condiciones del pozo totalmente cerrado para evitar perdidas o fugas de presión.
8.6 PROCEDIMIENTO
Llegada a locación
Firmo permiso de trabajo
Calibro pozo bajando cup 1 7/8"
Activo Memory Gauces
Se bajó housing con memory Gauces a 4047’
Se dejó a condición fluyente con inyeccion de gas por 12 Hrs
Se cerró el pozo a condiciones estáticas por 133 Hrs a
Se recuperó hausing realizando las sgtes paradas para la toma de
gradiente de 4000’- 3500’cada 50’ , 3500’-2500’cada 100’, 2500’-0 cada
250’.
Desarmar equipo slickline-wire line y desactivar Memory Gauce
8.7 ANALISIS Y CONCLUSION DE LA PRUEBA
a) Conclusion
-Se obtuvo una gradiente de 0.1092
-una gradiente de petroleeo de 0.3582 a un nivel de fluido de 3277’ en MD
- No hay presencia de agua
-Existe presencia de gas de 0’-3277’ en MD
-Presion estabilizada en cabeza 110 psi medida con manometro.
b) Analisis
-No existe presencia de agua como fase o fluido eso no descarta que exista en
pequeñas cantidades en forma de emulsión en el petróleo.
8.8 DATOS,GRAFICOS Y CALCULOS OBTENIDOS
Fluid Level at Static Condition
Measured depth
(ft) Vertical depth (ft) Pressure (psi)
Gradient
(psi/ft)
0 0 120.13 -
250 233 120.81 0.0029
500 452 121.46 0.0030
750 654 122.10 0.0032
1000 834 122.64 0.0030
1250 1005 123.17 0.0031
1500 1174 123.68 0.0030
1750 1342 124.21 0.0032
2000 1510 124.69 0.0029
2250 1676 125.19 0.0030
2500 1841 125.71 0.0032
2600 1907 125.92 0.0032
2700 1973 126.15 0.0035
2800 2039 126.36 0.0032
2900 2106 126.50 0.0021
3000 2175 126.71 0.0030
3100 2242 126.93 0.0033
3200 2310 127.11 0.0026
3300 2378 135.94 0.1299
3400 2445 158.41 0.3354
3500 2509 180.07 0.3384
3550 2542 191.56 0.3482
3600 2575 203.55 0.3633
3650 2607 215.29 0.3669
3700 2639 227.43 0.3794
3750 2672 239.98 0.3803
3800 2707 253.34 0.3817
3850 2741 266.28 0.3806
3900 2775 279.37 0.3850
3950 2809 292.56 0.3879
4000 2843 305.71 0.3868
4047 2875 313.97 0.2581
Static Levels
Measured (ft) Vertical (ft)
Gradient
(psi/ft)
Gas - - 0.0030
Oil 3277 2362 0.3582
Gauges 4047 2875 0.1092
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
50 100 150 200 250 300 350
Ver
tica
l D
epth
(ft
)
Pressure (psia)
Fluid Level at Static Condition
Well: REST-67
Oil Level 2362'VD(3277'MD)
IX APLICACIÓN DE NORMAS DE SEGURIDAD EN OPERACIONES DE LINEA DE
CABLE
Aplicación de los ISO 9001-ISO14001-OSHAS18001
Sistema de Gestion Integrado
La planificación es el eje metodológico que considera el SGI para asegurar que el resultado
de los procesos considerados en el alcance se logrará, para esto es imprescindible identificar
los requisitos que debe satisfacer el sistema, tanto normativos como operativos para asignar
los controles en los niveles y funciones que correspondan, e identificar además los posibles
cambios que pueden surgir durante el desarrollo de las actividades, a fin de establecer un
mecanismo de gestión que le permita al SGI tener la cobertura necesaria y estar
permanentemente actualizado para su efectiva aplicación y mejora continua.
Todos los controles establecidos pueden ser mejorados, a partir de la adquisición de nuevos
equipos y tecnologías o como consecuencia de una investigación más profunda sobre la
fuente del impacto o riesgo. Estas mejoras son programadas en períodos anuales para
permitir el presupuesto de recursos a mejor asignar.
Este capítulo contiene la descripción de:
1. La identificación de aspectos/peligros y evaluación de impactos/riesgos para las personas
y el medio ambiente y sus respectivas medidas de control específico.
2. El programa de Gestión Integrada – Objetivo y Metas
9.1 IDENTIFICACION DE ASPECTOS AMBIENTALES
Uno de los principales pilares del SGI implementado es la identificación de los aspectos
ambientales, peligros para la seguridad; la evaluación de riesgos para las personas y de
impactos para el ambiente, relacionados a las actividades desarrolladas.
Darles relevancia, conocerlos minuciosamente, comprenderlos, comunicarlos y hacerlos
conocer por todo el personal involucrado en las operaciones es el camino elegido para
poder controlarlos y mejorar continuamente su control.
Los aspectos ambientales son los elementos que pueden interactuar con el medio
ambiente y provocar impactos, asimismo, los peligros son la fuente que pueden provocar
un daño o lesión.
9.1.1 Evaluación Impactos Ambientales y Riesgos de Seguridad y Salud
La relación de causa/efecto entre el aspecto/peligro y el impacto/riesgo ha sido
considerada en el proceso de evaluación, aplicando una combinación de
probabilidades y consecuencias de un evento determinado, para poder diseñar una
medida de control o determinar, para el caso de los Intolerables, la interrupción o el no
inicio de las actividades.
En este capítulo se describen en forma genérica los impactos ambientales y los riesgos
de seguridad y salud ocupacional para las personas, relacionados con las actividades.
Se presentan también algunas medidas de control y mitigación para reducir la
consecuencia de los mismos.
9.1.2 Medidas de Control de Impactos Ambientales y Riesgos de Seguridad y Salud
Establecer una medida de control operativo para los Impactos Ambientales y Riesgos de
Seguridad y Salud, es el paso siguiente que considera el SGI, una vez que estos han
sido detalladamente identificados y minuciosamente evaluados.
La característica y magnitud de estas medidas dependerá específicamente del nivel del
Impacto/Riesgo evaluado.
El objetivo del control es reducir la probabilidad de ocurrencia y minimizar las
consecuencias si de alguna forma el evento indeseado ocurre.
Las medidas de control pueden ser de tres tipos:
a) Controles operativos de los procesos, establecidos en la secuencia de tareas
detalladas en los procedimientos o instructivos de trabajo.
b) La definición de una mejora en el control, que se establece en un programa de
gestión con objetivos y metas mensurables, cuando el control no pueda
implementarse en el momento de la evaluación del Impacto/Riesgo.
c) Investigaciones, para entender de manera más profunda las causas de ciertos
impactos/riesgos e identificar el mecanismo de control adecuado.
A continuación se presentan algunos ejemplos – no limitativos - involucrados en las
actividades:
OPERACIONES EN PLATAFORMA MARINA (OFFSHORE) Y EN TIERRA (ONSHORE)
Actividad/Aspecto o peligro Impacto/Riesgo Control Específico
Uso de unidad / Genera ruidos Sordera Uso EPP
Motores / Genera gases combustión Contaminación del aire Mantenimiento
Auditorías
Transporte Materiales / Golpe, caída
a nivel, caída a diferente nivel Lesión o muerte
Observación preventiva
Señalización, seguridad
Uso de EPP
Carga Manual / Sobre esfuerzo Lesión Uso de EPP
Entrenamiento específico
Partes en movimiento (articulación de
arrastre) Lesión
Uso de EPP
Señalización
Protector de cadena, drunk y volante.
Fuego y explosión por gases Lesión o muerte
Contaminación del aire
Extintores.
Simulacros.
Plan de Contingencia.
Fuego y explosión por líquidos Lesión o muerte
Contaminación del aire
Extintores.
Simulacros.
Plan de Contingencia.
Conducción de vehículos Accidentes
Lesión o muerte
Entrenamiento.
Manejo defensivo.
Uso de EPP.
Implementación de vehículos.
Fuerzas naturales Lesión o muerte
Contaminación del aire Plan de Contingencia.
Personal inexperto en manejo de
máquinas y cargas
Lesión o muerte
Pérdida de activos
Pre empleo
Capacitación
Entrenamiento
Observación preventiva
Animales Picaduras
Lesión o muerte Plan de Contingencia
9.2 PROGRAMA DE GESTION INTEGRADO
El elemento que utiliza el SGI para planificar, establecer y realizar el seguimiento de las
mejoras operativas para minimizar los impactos ambientales y los riesgos de seguridad y
salud, a través de la aplicación de nuevos equipos o nuevas tecnologías, es el Programa
de Gestión Integrado (en adelante PGI). También en el PGI se incluyen aquellos que por
desconocer las causas, alcances o soluciones requieran investigaciones.
En él se establecen Objetivos y Metas anuales, así como las actividades involucradas, el
responsable de su cumplimiento y la fecha de finalización. El seguimiento y control del
programa se realiza periódicamente la verificación del cumplimiento se corrobora
mediante las auditorías internas.
9.2.1 CALIDAD DENTRO DEL SISTEMA DE GESTION
El Sistema de Gestión Integrado implementado cumple con los requerimientos de la
Norma ISO 9001: 2000: “Sistema de Gestión de la Calidad – requisitos”, de la Norma
ISO 14001:2004 “Sistemas de Gestión Ambiental: Especificaciones y directivas para su
uso” y con los requerimientos de la OHSAS 18001:2007 “Sistema de Gestión Integrado
de Salud Ocupacional y Seguridad - Especificaciones”.
Se muestran los lineamientos para un sistema de gestión de la calidad (en el marco del
SGI), a fin de demostrar la capacidad para proporcionar de forma coherente servicios
de apoyo a la actividad petrolera, que cumplan los requisitos del cliente y los
reglamentarios aplicables; así como dejar establecido el compromiso de aumentar la
satisfacción del cliente mediante la aplicación eficaz del sistema, incluidos los procesos
para la mejora continua del mismo y el aseguramiento de la conformidad con los
requisitos del cliente y los reglamentarios aplicables.
Objetivos de la Calidad dentro de la Gestión CSMS
a) Identificar los procesos necesarios para el sistema de gestión de la calidad y su
aplicación a través de la organización.
b) Determinar la secuencia e interacción de los procesos involucrados.
c) Determinar los criterios y métodos necesarios para asegurarse que tanto la operación
como el control de estos procesos sean eficaces.
d) Asegurar la disponibilidad de recursos e información necesarios para apoyar la
operación.
e) Realizar el seguimiento, la medición y el análisis de estos procesos.
f) Implementar las acciones necesarias para alcanzar los resultados planificados y la
mejora continua de estos procesos.
9.2.2 POLITICA DE CALIDAD
El Nivel de satisfacción de los clientes, en los servicios de soporte a la industria
petrolera, es el principal factor de medición del performance de la organización.
La toma de conciencia, entrenamiento y participación del personal es lo que garantiza el
éxito de nuestro Sistema de Gestión de Calidad.
Nuestros procesos se orientan a mantener el orden interno y a garantizar la calidad de
nuestros servicios.
Todo el personal es factor clave en la rentabilidad final de la organización.
La organización adquiere el compromiso de cumplir con los requisitos de la norma ISO
9001:2000, acción que es acompañada de la mejora continua de la eficacia de su
Sistema de Gestión de Calidad.
La organización planificará anualmente objetivos y metas de mejora de su Sistema de
Gestión de Calidad, para lo cual los lineamientos de esta Política de Calidad brindan el
marco de referencia para el establecimiento y revisión de los objetivos.
La Gerencia deberá asegurar la comunicación y entendimiento de la presente Política de
Calidad al personal involucrado en brindar los servicios.
La Política de Calidad será revisada para su continua adecuación y mejora.
Comunicar a la organización la importancia de satisfacer tanto los requisitos de los
clientes, como los legales y reglamentarios.
Establecer y mantener la Política de Calidad.
Asegurar el establecimiento de los objetivos y metas de mejora de la Calidad.
Llevar a cabo las revisiones por la dirección.
Asegurar la disponibilidad de recursos para el adecuado funcionamiento del Sistema de
Gestión de la Calidad (SGC).
9.3 INSTRUCTIVOS DE TRABAJO
META.-Establecer guías operacionales de acuerdo a normas y especificaciones
relacionadas al uso de herramientas.
ALCANCE.- Involucra a todos los trabajadores en todas las áreas.
DOCUMENTOS A CONSULTAR
Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (D.S.
032-2004-MEM).
Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos (D.S.
046-93-EM).
Ley General de Seguridad y Salud en el trabajo .
RESPONSABILIDADES.-Los responsables del cumplimiento del presente instructivo
son:El supervisor HSE y todo el personal de involucrado deben cumplir estrictamente
con el las normas de seguridad.
SEGURIDAD Y PRECAUCIONES
IMPLEMENTOS DE SEGURIDAD
Zapatos punta de acero.
Guantes de cuero.
Casco dieléctrico
Chaleco salvavidas (en mar)
Ropa de trabajo (Overol)
Extintor.
Botiquín de mano.
Protector auditivo.
MEDIDAS DE SEGURIDAD EN EL TRABAJO
- El personal que participa en esta operación debe contar con sus implementos de
seguridad completos y en buen estado.
- Mantener las herramientas limpias y en buenas condiciones.
- Inspeccionar el área donde se va a realizar el trabajo e identificar situaciones con riesgo
potencial de accidentes.
- Mantener los pisos limpios y libres de derrames y obstrucciones.
- Colocar cercos protectores para demarcar las zonas de riesgo de accidentes.
- Contar con un medio de comunicación.
- Los desechos de limpieza deben ser depositados en los recipientes instalados para este
fin.
9.4 USO DE HERRAMIENTAS MANUALES
OPERACIONES CON HERRAMIENTAS MANUALES.-La manipulación de herramientas
manuales comunes como martillos, destornilladores, alicates, etc., constituye una práctica
habitual en talleres de mantenimiento, ya que muchas de las operaciones que se realizan
en dichos locales sólo pueden llevarse a cabo de forma manual.
Aunque puedan parecer poco peligrosas, cuando se usan de forma inadecuada llegan a
provocar lesiones que de modo ocasional revisten cierta gravedad. Si bien las causas que
provocan estos accidentes son muy diversas, pueden citarse como más significativas las
siguientes:
Calidad deficiente de las herramientas.
Uso inadecuado para el trabajo que se realiza con ellas.
Falta de experiencia en su manejo por parte del usuario.
Mantenimiento inadecuado, así como transporte y emplazamiento incorrectos.
9.4.1 Recomendaciones específicas.-A continuación se indican las recomendaciones a
tener en cuenta, en el manejo de algunas herramientas manuales de uso más
frecuente.
Alicates.-Existen tres clases diferentes de alicates: universales, de puntas y de corte,
debiendo seleccionarse los más apropiados para el trabajo que se pretende realizar.
Antes de utilizar unos alicates es preciso comprobar que no están defectuosos,
siendo los defectos más frecuentes:
Mandíbulas no enfrentadas correctamente, a causa de holguras en el eje de
articulación por un mal uso de la herramienta.
Mellas en la zona de corte por forzar la herramienta con materiales demasiado
duros.
Estrías desgastadas por el uso.
En cuanto a su utilización se recomienda:
No emplear esta herramienta para aflojar o apretar tuercas o tornillos, ya que deforman
las aristas de unas y otros, ni para golpear.
Cuando se precise cortar un hilo metálico o cable, realizar el corte perpendicularmente
a su eje, efectuado ligeros giros a su alrededor y sujetando sus extremos para evitar
la proyección violenta de algún fragmento.
Cuando se usen los alicates para trabajos con riesgo eléctrico, deben tener sus
mangos aislados.
No extender demasiado los brazos de la herramienta con el fin de conseguir un mayor
radio. Si es preciso, utilizar unos alicates más grandes.
Cinceles.-Estas herramientas deben conservarse bien afiladas y con su ángulo de corte
correcto. Con el fin de evitar riesgos innecesarios es preciso que el usuario efectúe su
trabajo con el martillo sostenido adecuadamente, dirigiendo la mirada hacia la parte
cortante del cincel y utilizando gafas de seguridad. Para proteger a otros trabajadores de
las posibles proyecciones de partículas al utilizar esta herramienta, se recomienda instalar
pantallas de protección.
La cabeza del cincel debe estar libre de rebabas y su filo debe estar bien definido.
Asimismo, deberá usarse el martillo de peso acorde con el tamaño del cincel. Un martillo
ligero tiende a deformar la cabeza de la herramienta.
Cuando sea necesario afilar el cincel hay que evitar un calentamiento excesivo para que
no pierda el temple. El rectificado se llevará a cabo en etapas o enfriándolo
periódicamente con agua o fluido refrigerante.
Destornilladores.-Para trabajar correctamente con esta herramienta, debe escogerse el
destornillador adecuado al tipo de tornillo que se desea apretar o aflojar, en función de la
hendidura de su cabeza (ranura, cruz, estrella, etc.) así como de su tamaño, debiendo
utilizarse siempre la medida mayor que se ajuste a dicha hendidura.
Antes de utilizar un destornillador debe comprobarse que se encuentra en buen estado,
siendo los defectos más corrientes:
Presencia de grietas en el mango o cabeza deformada por mal uso, existiendo el
riesgo de clavarse astillas en las manos.
Vástago suelto del mango o torcido, con riesgo de provocar heridas en la mano.
Boca de ataque o punta redondeada o mellada, siendo muy frecuente que resbale y
origine lesiones en las manos
En cuanto a su utilización, una vez emplazada la punta del destornillador sobre la cabeza del
tornillo, el esfuerzo debe realizarse verticalmente, a fin de evitar que resbale la herramienta y
pueda provocar lesiones.
La mano libre deberá situarse de forma que no quede en la posible trayectoria del
destornillador. A este fin, la pieza que contiene el tornillo debe situarse en lugar firme y nunca
debe sujetarse con la mano.
No utilizar el destornillador como palanca o cincel, porque además de propiciar el riesgo de
lesiones diversas, se deteriora la herramienta.
Cuando un tornillo se resista a girar debe procederse a su lubricación y no forzar el
destornillador con otra herramienta, como los alicates. Asimismo, cuando se gaste o redondee
la punta de un destornillador, debe reparase con una piedra de esmeril o una lima,
procurando que no pierda el temple por calentamiento. Esta operación deberá realizarse con
gafas de seguridad.
Formones.-Las precauciones a tener en cuenta en el manejo de esta herramienta son las
siguientes:
La herramienta debe ir provista de un anillo metálico en el punto de unión entre el
mango y la hoja.
Los formones que se manejan golpeándolos con un martillo, deben ir provistos de una
protección metálica en la extremidad que se golpea.
Cuando se trabaja con esta herramienta, la pieza debe estar fuertemente sujeta a un
soporte y el filo de la hoja no debe dirigirse a ninguna parte del cuerpo.
La parte cortante del formón debe estar siempre bien afilada.
Limas.-Son herramientas de uso muy frecuente en diversos lugares de trabajo. Se
diferencian entre sí por su tamaño, el tipo de corte que pueden realizar (más fino o más
grueso) en función de la distancia entre sus dientes y su sección transversal.
Como con cualquier herramienta manual, antes de empezar a trabajar con una lima deberá
comprobarse que:
El mango no tiene astillas ni grietas
El cuerpo de la lima no está desgastado o sus dientes embotados
La espiga penetra suficientemente en el mango
La espiga no está torcida o lo que es lo mismo, el eje del mango y el de la espiga están
alineados
Por lo que concierne al manejo de estas herramientas conviene tener presente los siguientes
consejos de prudencia:
Cuando se deba colocar el mango a una lima, disponer de un mango con anillo o virola
metálica en el punto de penetración de la espiga. A continuación, coger la lima con una
mano protegida con guante de seguridad y golpear el mango contra el banco de
trabajo o con un martillo.
Asegurar los mangos con frecuencia.
No usar la lima como palanca, ya que la espiga es blanda y se dobla fácilmente,
mientras que el cuerpo es quebradizo, pudiendo partirse.
No golpearlas a modo de martillo.
Dado que las limas se oxidan con facilidad, se deben mantener limpias, secas y
separadas de las demás herramientas
Cuando se utilice una lima, empujarla hacia delante ejerciendo la presión necesaria y
levantarla ligeramente al retroceder.
Siempre que los dientes estén embotados, debe limpiarse el cuerpo de la lima con una
escobilla.
Llaves.-Estas herramientas son de uso muy extendido en trabajos mecánicos. Cuanto
mayor es la abertura de la boca, mayor debe ser la longitud de la llave, a fin de conseguir
el brazo de palanca acorde con el esfuerzo de trabajo de la herramienta.
Según el trabajo a realizar existen diferentes tipos de llaves, a saber: de boca fija, de cubo
o estrella, de tubo, llave universal llamada también ajustable o llave inglesa y llave hallen.
Los accidentes con estas herramientas se originan cuando la llave se escapa del punto de
operación y el esfuerzo que se hace sobre ella queda súbitamente interrumpido,
produciéndose un golpe. A ello puede contribuir una conservación inadecuada de la
herramienta que suele originar los siguientes problemas:
Boca deformada o desgastada
Elementos de regulación deteriorados, sueltos o faltos de engrase
Bocas y mangos sucios de grasa
A continuación se indican algunos consejos de prudencia a tener en cuenta en el manejo de
estas herramientas:
Siempre que sea posible, utilizar llaves fijas con preferencia a las ajustables.
Elegir siempre la llave que se ajuste perfectamente a la cabeza de la tuerca que se
desea apretar o aflojar.
Emplazar la llave perpendicularmente al eje de la tuerca. De no hacerlo así, se corre el
riesgo de que resbale.
Para apretar o aflojar tuercas debe actuarse tirando de la llave, nunca empujando. En
caso de que la tuerca no salga, debe procederse a su lubricación sin forzar la
herramienta. Tampoco debe aumentarse el brazo de palanca de la llave acoplando un
tubo para hacer más fuerza.
No deben utilizarse las llaves para golpear a modo de martillos o como palancas.
Estas herramientas deben mantenerse siempre limpias. En las ajustables es
conveniente aceitar periódicamente el mecanismo de apertura de las mandíbulas.
Martillos.-Es la herramienta diseñada para golpear. Hay diversos tipos, entre los que
cabe señalar: el de bola, el de peña, el de orejas o uñas, la maceta y la mandarria o
martillo pesado.
Las condiciones peligrosas más frecuentes de un martillo defectuoso y los riesgos que
éstas originan derivados de su manejo son:
Inserción inadecuada de la cabeza en el mango, pudiendo salir proyectada al golpear
Presencia de astillas en el mango que pueden producir heridas en la mano del usuario
Golpes inseguros que producen contusiones en las manos
Proyección de partículas a los ojos
En el manejo de estas herramientas se recomienda:
Comprobar que la herramienta se encuentra en buen estado antes de utilizarla y que el
eje del mango queda perpendicular a la cabeza.
Que el mango sea de madera dura, resistente y elástica (haya, fresno, acacia, etc.). No
son adecuadas las maderas quebradizas que se rompen fácilmente por la acción de
golpes.
Que la superficie del mango esté limpia, sin barnizar y se ajuste fácilmente a la mano.
Conviene señalar que a mayor tamaño de la cabeza del martillo, mayor ha de ser el
grosor del mango.
Agarrar el mango por el extremo, lejos de la cabeza, para que los golpes sean seguros
y eficaces.
Asegurarse de que durante el empleo del martillo no se interponga ningún obstáculo o
persona en el arco descrito al golpear.
Utilizar gafas de seguridad cuando se prevea la proyección de partículas al manipular
estas herramientas.
Sierras.-Son herramientas dentadas, diseñadas para cortar madera, metales o plásticos.
Las recomendaciones generales para su correcto uso son:
Sujetar firmemente la pieza a cortar, de forma que no pueda moverse.
Mantener bien tensada la hoja de la sierra que se destine a cortar metales.
No serrar con demasiada fuerza, para evitar que la hoja se doble o se rompa.
Proteger adecuadamente en fundas, las hojas de sierra cuando se transporten, con el
fin de que los dientes no provoquen lesiones.
Al empezar a cortar una pieza, la hoja de la sierra debe estar ligeramente inclinada y a
continuación se arrastra la herramienta tirando de ella hasta producir una muesca.
Nunca debe empezarse el corte empujando hacia delante. Cuando se esté llegando al
final, se debe disminuir la presión sobre la hoja.
Al terminar el trabajo, se colgarán las sierras en un stand ubicado en la pared, especialmente
las de cortar metal.
9.5 PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
9.5.1 PROCEDIMIENTO DE TESTEO DE LUBRICADOR Y BOP
Equipo requerido:
- 01 Bomba de vacío con rango de 0-5000 psi.
- 01 Tapón de 2-7/8” con orificio de ½”.
Secuencia Operativa:
- Desmontaje de lubricador pieza por pieza (uniones rápidas y coples).
- Lavado de cada pieza.
- Montaje de lubricador con su respectiva cinta teflón.
- Cambio de O’ring a las uniones rápidas.
- Ajuste de uniones rápidas y coples.
- Desmontaje de B.O.P.
- Armado de B.O.P. con su lubricador.
- Llenado del lubricador con agua.
- Conectar manguera de bomba de vacío a lubricador.
- Encender compresor, cargarlo a 200#.
- Aplicar presión en forma gradual de 500# en 500# por etapa, hasta 2500#.
- Mantener presurizado en 2500# por un lapso de 10 minutos.
- Despresurizar lubricador.
- Cerrar B.O.P. para realizar prueba de hermeticidad.
- Despresurizar B.O.P. y desmontar equipo.
9.5.2 PROCEDIMIENTO DE CALIBRACION
Se arma lubricador con BOP sobre la cabeza del pozo, luego se arma tren de
herramientas con copa 1 7/8” ó 2 5/16” para pozos BLT o convencionales
respectivamente. Si hubiera alguna obstrucción se verificará con estampa de 1 7/8” ó 2
5/16” según sea el caso; de lo contrario se chequeará el niple de asiento o el standing
valve.
Después se recuperan herramientas y se deja unidad lista para transportar.
En algunos casos es necesario cortar parafina previamente antes de calibrar el pozo.
9.5.3 PROCEDIMIENTO OPERATIVO TOPE DE ARENA
Se arma lubricador con BOP sobre la cabeza del pozo, luego se arma tren de
herramientas con peso muerto (rope socket, pesos 1 ½” x 8’ y jar mecánico), se verifica
por dos veces el tope, después se recuperan herramientas; se desarma equipo y unidad
queda lista para transportar.
En algunos pozos de gas lift es necesario recuperar el standing valve previamente para
chequear tope.
Resumen de Operaciones
Instalar BOP y lubricadores en cabeza del pozo.
Armar tren de herramientas con pescante de 2”.
Recuperar Std. Valve.
Armar tren de herramientas con peso muerto.
Chequear tope de arena.
Recuperar herramientas.
Desarmar equipo y dejar Unidad lista para transportar.
9.5.4 PROCEDIMIENTO DE PESCA E INSTALACIÓN DEL VÁLVULAS
Después de instalada la unidad de slickline sobre el pozo, se arma el tren de
herramientas con copa de 1 7/8” o 2 5/16” para calibrar el pozo BLT o convencional
respectivamente y verificar que no haya ninguna obstrucción; se utiliza las
herramientas de pesca que pueden ser Kic Kover OK1 ú OKL con pescante de 1”, en
pozos con una sola válvula Bk-1; en caso que hubieran dos o más válvulas Bk-1,
solamente se usará el Kic Kover OK1.
Una vez que estemos seguros que hemos pescado la válvula, se desfoga los forros en
pozos convencionales y la línea de 1 ¼” en pozos BLT.
Después de recuperar la válvula Bk-1 se pone el pozo en producción.
El Dpto. de Producción dará la orden para la instalación de la válvula; se seguirá el
mismo procedimiento para la pesca solamente cambiando los pescantes de 1” por
bajantes; los encargados de gas lift chequearán y darán el visto bueno para retirar el
equipo de slickline, dejándolo listo para transportar.
En algunos casos es necesario golpear la Bk-1 con estampa de 1” para verificar si ha
sido bien sentada.
9.5.5 OPERACIONES CAMBIO DE VÁLVULA BK-1
1.-Probar equipo con 2500 psi.
2.-Verificar Material de pesca.
3.-Mover unidad de Taller a locación.
4.-Instalar Jean Pole.
5.-Instalar BOP y lubricadores en cabeza del pozo.
6.-Armar tren de herramientas para calibrar el pozo.
7.-Calibración con copa.
8.-Armar tren de herramientas para pescar RWIF.
9.-Pesca de RWIF.
10.-Pozo en producción.
11.-Pozo en evaluación.
12.-Armar tren de herramientas para instalar RWIF.
13.-Instalación de RWIF.
14.-Prueba de RWIF.
15.-Desarmar equipo y dejar Unidad lista para transportar.
HERRAMIENTAS A UTILIZAR
1.- Herramientas de mano para el manipuleo de válvulas del pozo.
2.- Herramientas utilizadas para trabajos de slickline (Rope socket, barras, knucle
joints, pescantes de 2” tipo JDC, JDS, BOP, etc).
3.- Kick over Ok-1, pescante de 1”, bajantes, y estampa de 1”.
4.- Indicador de peso Martin Decker.
9.5.6 PROCEDIMIENTO DE PESCA E INSTALACIÓN DE SATING VALVE
En pozos de gas lift se sigue el mismo procedimiento de calibración con copa de 1
7/8” o 2 5/16” ya sea en pozos BLT o convencionales; luego se verifica con
estampa la profundidad del standing valve.
Se arma tren de herramientas con pescante de 2” y se baja en el pozo procediendo
a realizar la pesca correspondiente.
Después se instala otro standing valve y se le sigue con la copa hasta el niple de
asiento; se da tres golpes regulares y se recuperan herramientas.
Posteriormente el personal de gas lift de la Cía Cliente prladueba el standing valve.
Después de su aprobación se desarma equipo y unidad queda lista para
transportar.
En pozos hidráulicos se calibra el pozo con copa de 1 7/8”; después se arma tren
de herramientas con pescante de standing valve hidráulico sin uñas para romper el
pin del standing valve hidráulico con el objetivo de descargar columna; luego de un
tiempo prudencial se verifica con copa el nivel de fluido; si éste se encontrara cerca
de la cavidad se procederá a colocarle uñas al pescante y bajarle en el pozo con el
tren de herramientas y realizar la pesca correspondiente; después se instala otro
standing valve hidráulico; se prueba el pozo, luego del visto bueno del cliente se
desarma equipo y unidad de slickline queda lista para transportar.
CAMBIO DE STANDING VALVE (GAS LIFT)
1. Instalar BOP y lubricadores cabeza del pozo.
2. Armar tren de herramientas para calibrar el pozo.
3. Calibración con copa.
4.- Armar tren de herramientas con pescante de 2”
5.-Pesca de Standing Valve.
6.-Armar tren de herramientas con copa.
7.-Instalar Standing Valve en Niple de Asiento.
8.-Sentar Standing Valve con copa.
9.-Prueba de Standing Valve.
10.-Desarmar equipo y dejar Unidad lista para transportar.
CAMBIO DE STANDING VALVE (HIDRÁULICO)
1.-Instalar BOP y lubricador a cabezal de pozo
2.- Armar tren de herramientas para calibrar el pozo.
3.-Calibración con copa
4.- Armar tren de herramientas con pescante de Standing Valve Hidráulica (SVH) sin
uñas.
5.-Romper pin de standing valve hidráulico.
6.-Verificación de Nivel de Fluido.
7.-Armar tren de herramientas con pescante SVH
8.-Pesca de SVH
9.-Armar tren de herramientas con copa.
10.-Instalar Standing Valve en Niple de Asiento.
11.-Sentar Standing Valve con copa.
12.-Prueba de Standing Valve.
13.-Desarmar equipo y dejar Unidad lista para transportar.
HERRAMIENTAS A UTILIZAR
1.- Herramientas de mano para el manipuleo de válvulas del pozo.
2.- Herramientas utilizadas para trabajos de slickline (Rope socket, barras, knucle
joints, pescantes de 2” tipo JDC, JDS, BOP, etc).
3.- Kick over Ok-1, pescante de 1”, bajantes, y estampa de 1”.
4.- Indicador de peso Martin Decker.
9.5.7 PROCEDIMIENTO OPERATIVO INSTALACION DE PLUNGER LIFT
En el pozo tiene como objetivo evitar la acumulación de parafina en las paredes
interiores de la tubería de producción, garantizando el normal flujo de petróleo a los
separadores.
Antes de instalar el paquete de plunger lift se verifican que el pozo esté acondicionado
con un lubricador de plunger con su respectiva trampa.
Queremos hacer mención que el sistema de plunger lift sólo se instala a pozos de gas lift
de 2 3/8” ó 2 7/8”.
El proceso se inicia instalando la botella de hilo grueso de 2 7/8” a 2 3/8” sobre el
lubricador del pozo; después se instala B.O.P. y lubricadores. Previamente el pozo ha
sido calibrado con copa de 1 7/8” ó 2 5/16” según sea BLT o convenconal
respectivamente hasta el niple de asiento, después se ubica la Bk-1 con el Kic kover Ok-
1.
Luego se arma el tren de herramientas (rope socket, 8 pies de peso de 1 ½”, jar
mecánico y pescante de 2”), el collar stop se instala con el pescante de 2” normalmente
a 10 ó 20 pies encima de la válvula operativa, se golpea con tijera para romper el pin del
pescante y pueda liberarse el tren de herramientas. Después se suelta el plunger lift en
el pozo y se le guía con copa hasta la profundidad del collar stop, se recuperan
herramientas y se entrega el pozo al encargado de gas lift para que regule el ciclo de
inyección de gas, con el fin de optimizar el trabajo del plunger lift.
Algunas veces el sistema del plunger lift consta de tubing stop y bamper spring el cual se
sigue el mismo procedimiento de instalación descrito anteriormente. El tubing stop si
tiene topes (patitas) se instala en el cople de la tubería de lo contrario si es dentado se
coloca dentro de las paredes internas del tubing. Por último se desarma el equipo y se
deja la unidad lista para transportar.
9.6 PLAN DE CONTIGENCIA PARA OPERACIONES EN EL NOROESTE PERUANO
Proporcionar una respuesta eficaz a situaciones de emergencia.
Minimizar el daño o impacto a la propiedad, equipos y el Medio Ambiente así
como las pérdidas que deriven de las emergencias.
Garantizar que todo el personal conozca la aplicación de este procedimiento y
pueda actuar con eficiencia.
Establecer el Procedimiento de Notificación a seguir en nuestra empresa, a
solicitud del Cliente, así como con las entidades gubernamentales.
9.6 CLASIFICACION DE EMERGENCIAS
Nivel 1 “Anormal”: Es aquella que afecta solo a un área de operación y puede ser
controlada con los recursos de dicha área; las funciones de los grupos de emergencia
se activarán a solicitud del Jefe de Brigada.
Nivel 2 “Emergencia”: Es aquella emergencia que por sus características, no puede
ser manejada por el personal del área afectada, requiriendo de la intervención de otros
recursos internos y externos, los cuales se activarán en forma automática.
Nivel 3 “Desastre”: Es aquella emergencia que por sus características, excede los
recursos disponibles en el lugar de emergencia y requiere ayuda externa, tal como la
brindada por el estado, industrias, empresas ajenas a la nuestra.
ORGANIZACIÓN DE LAS BRIGADAS DE EMERGENCIA.
9.6.1 EVENTOS QUE ORIGINAN CONTINGENCIAS EN LA ZONA.
Emergencias Médicas.
Incendios
Derrames
Sismos.
Fenómeno del Niño.
9.6.2 EMERGENCIAS MÉDICAS Y/O ACCIDENTES.
Nivel de Emergencia Leve: Lesiones menores (nivel de primeros auxilios) durante las
operaciones de rutina. El lesionado sigue trabajando, sin descanso médico.
Nivel de Emergencia Grave: Un solo herido grave, pérdida de conciencia, perdida de
alguna parte del cuerpo o exceso de derramamiento de sangre, donde implica días de
descanso.
Nivel de Emergencia Fatal: Múltiples heridos graves o por lo menos un fatal (muerto).
9.6.3 INCENDIOS.-Para cada tipo de incendio se tiene un determinado tipo de extintor el
cual esta identificado con la letra que identifica el tipo de fuego. El utilizar un tipo de
extintor inadecuado para un fuego en particular puede traer serias consecuencias.
Recomendaciones básicas para combatir el fuego:
Mantener bajo vigilancia el fuego desde el momento mismo en que se produzca. Esto es
de suma importancia pues se considera que los cinco primeros minutos son los más
importantes en un siniestro de esta naturaleza, por lo que la acción inmediata de todo el
personal entrenado evitará que un fuego localizado se propague.
Cargo Integrantes
Comisión Coordinadora Supervisor de Seguridad
Jefe de Brigada Operador
Brigada de Ataque Ayudante 1, Ayudante 2
De ninguna forma se debe descartar la posibilidad que pueda ocurrir incendio; ya que
estos se presentan de improviso. Manténgase alerta.
No apagar un incendio de gas si la fuga continúa. Primero eliminar la fuga y el incendio
se apagará.
Participe en todos los entrenamientos y prácticas de las brigadas. Para cada
entrenamiento se deberá efectuar un informe escrito con los nombres de todos los
participantes, la evaluación de la práctica y las recomendaciones para subsanar las
deficiencias encontradas. Estos informes deberán ser archivados y puestos a
disposición del fiscalizador (Osinerg) cuando este lo requiera, ala vez se reporta en el
reporte diario de perforación como ocurrencias del día.
9.6.4. DERRAMES.-Derrames en la industria de petróleo, son descargas accidentales de
sustancias a superficie y que se puede distinguir en ella, causando daños al Medio
Ambiente.
La previsión y la prevención son los mejores métodos de control de estas situaciones de
riesgo. Para cualquier evento de derrame se debe estar preparado para dar una
respuesta rápida y eficaz, para ello debe darse entrenamiento constante a los
trabajadores.
9.6.7. SISMOS.-Se denomina sismo, o simplemente temblor a las sacudidas o movimientos
bruscos del terreno generalmente producidos por disturbios tectónicos o volcánicos. En
algunas regiones de América se utiliza la palabra temblor para indicar movimientos
sísmicos menores y terremoto para los de mayor intensidad. Se utiliza el término
maremoto para denominar los efectos producidos por el mar, debido a los sismos que
ocurren en el lecho marino
Recomendaciones Generales.
Mantener la calma.
Procurar alejarse rápida y ordenadamente de objetos apilados pues podrían caer.
No gritar, no correr.
Esperar indicaciones del Jefe de Brigada y/o el Supervisor de Seguridad y Medio
Ambiente.
Refugiarse en zonas seguras identificadas en la locación.
Todo el personal deberá conocer procedimientos y recomendaciones a tener en cuenta
durante la ocurrencia de un sismo, además deberá colaborar siempre con el personal
encargado de dirigir el abandono del área y brindar los primeros auxilios a los heridos.
9.6.8. FENOMENO DEL NIÑO.- Desde hace tiempo nuestro planeta está sujeto a cambios
climáticos originados por las actividades humanas, como son el efecto invernadero,
destrucción de la capa de ozono, etc.
El Fenómeno El Niño es un evento cíclico que se presenta en la región Piura con
mayor frecuencia. Generalmente se le asocia con lluvias de gran intensidad y
destrucción de bienes privados e infraestructura pública. En 1972, para referirnos a
tiempos no tan lejanos altas precipitaciones perjudicaron enormemente a las
ciudades del norte, desde Tumbes hasta Lambayeque. El año 1983 fue más
perjudicial que el anterior, y sus efectos destructivos afectaron la vida social,
económica, política y otros campos de las actividades humanas. El año 1998, la
frecuencia de lluvias fueron menores en relación al año 1983, pero de mas intensidad
de tal manera que ciudades como Sullana y Piura, nuevamente enfrentaron
consecuencias negativas que fue imposible evitar pese a las medidas de emergencia
que con anterioridad adoptaron los Gobiernos Locales y el Gobierno Nacional.
Características de la presencia del fenómeno del Niño.
Incremento de la temperatura superficial del mar peruano.
Incremento de la temperatura del aire en zonas costeras.
Disminución de la presión atmosférica en zonas costeras.
Vientos débiles.
Disminución del afloramiento marino.
Incremento del nivel del mar frente a la costa peruana.
Estas características deben permanecer por lo menos 04 meses consecutivos.
9.6.9 PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA.
PLAN DE CONTINGENCIA EN EMERGENCIAS MÉDICAS.
Plan de acción.
a. Accidentes con Lesión Menor.-En caso de accidentes con resultado de lesiones a
personas, debe seguir el siguiente procedimiento:
1. Si el accidente es controlable, tratar de tranquilizar al herido y darle los primeros auxilios,
utilizando los conocimientos adquiridos y los medicamentos del botiquín, o llevarlo a
enfermería.
2. Dar aviso al Jefe de Brigada quien le comunicará al Supervisor de Seguridad y/o al
Supervisor inmediato de la Cía Cliente, quien decidirá si se paraliza el trabajo.
3. El Supervisor de Seguridad, deberá llevar un registro de todos los accidentes que ocurran
en la locación para poder elaborar medidas correctivas que eviten su repetición. Para ello
contará con la brigada de apoyo y de los testigos del accidente.
b. Accidentes Muy Graves.-En caso de accidentes que resulten con lesiones serias, o con
riesgo de muerte, deberá seguirse los siguientes pasos:
1. Avisar o Comunicar a la Brigada de Emergencia.
2. Brindar los Primeros Auxilios, o llevarlo a enfermería.
3. No se deberá mover al lesionado del sitio del accidente al menos que existan altos riesgos
de su vida.
4. En la medida de lo posible se deberá mantener al lesionado en el lugar del accidente a la
espera del médico, el cual decidirá la forma de traslado al lugar de tratamiento.
5. Sólo Personal Autorizado puede comunicar del estado de Salud de la persona afectada al
familiar más cercano, de la forma más adecuada que crea conveniente.
c. Accidente Fatal.- En caso de accidente que resulte con la muerte de uno o varios
trabajadores se deberá seguir los siguientes pasos:
1. Comunicarse con el Supervisor más cercano.
2. No levantar el cuerpo del sitio del suceso bajo ninguna circunstancia.
3. El forense constatará la situación referida.
4. No debe modificarse ninguna condición relacionada con el sitio del suceso, los cuales
facilitarán la investigación a fin de descubrir las causas.
. Cargo Función
Comité CSMS - Se encargará de comunicarse con los centros de salud y de
bomberos para que cuando se necesario brinden el apoyo requerido
en la locación.
- Debe encargarse de coordinar la realización de las charlas de
Seguridad para capacitar al personal sobre el particular.
Jefe de Brigada - Verificará que las medicinas y el equipo a utilizarse durante estas
contingencias se encuentre en buen estado y tenga un
mantenimiento periódico e informará al Supervisor de Seguridad
Brigada de Ataque - Es el personal auxiliar que en las diversas operaciones de
emergencia apoya al Jefe de Brigada.
- Apoyan directamente al Jefe de Brigada en la evacuación e impartir
los primeros auxilios.
Brigada de Apoyo - Su función es facilitar el accionar de la Brigada de Ataque,
manteniendo los equipos disponibles, facilitar los elementos
necesarios tales como iluminación adicional, reflectores, equipos,
etc.
- Evitar aglomeración y el ingreso de personas ajenas al área de
perforación, canalizando esto a través de la comisión coordinadora.
- Deberá mantener una camioneta con chofer a disposición para
movilización urgente y evacuación de heridos.
9.6.10. PLAN DE CONTIGENCIA DE INCENDIOS.
El Supervisor de Seguridad revisará el Informe Preliminar de Incendio y lo enviará para su
aprobación al Jefe de Seguridad y Medio Ambiente de la Cía Cliente, quien se encargará
de cursar el Informe Preliminar de Incendio a OSINERG, dentro de las 24 horas de
ocurrido el siniestro.
. Equipo de lucha Contra Incendios.
Equipo Características
01 Extintor Polvo químico seco de 125 Lbs.
Medio de comunicacion Celulares/ radios
Funciones Generales de los Integrante de las Brigadas de Lucha Contra Incendios.
El personal que pertenece a la Brigada de Lucha contra Incendios, deben reportarse de
inmediato ante el Jefe de Brigada y disponerse para realizar las funciones específicas que
se han sido encomendadas.
El Jefe de Brigada deberá dirigirse al área de la emergencia para coordinar con las
Brigadas de Apoyo las acciones de control a realizar y avisar de inmediato al Supervisor de
Seguridad.
Si se encuentran personas extrañas en el área es responsabilidad, llevarlas a un lugar
seguro lejos del incendio y protegidos por el viento.
El Personal de la Brigada de Apoyo debe auxiliar a los heridos y evacuarlos a la
enfermería y de ser necesario a centros de atención más cercanos.
Luego de controlado el siniestro el personal, en su totalidad, colaborará con las labores de
restauración y limpieza.
9.6.11 PLAN DE CONTINGENCIA PARA DERRAMES.
De producirse un derrame de petróleo crudo, este se infiltrará en el terreno, si este
fuera poroso, formándose una zona fangosa con una nube gaseosa con riesgo de
incendio.
El Plan de Contingencia para Derrames contiene las medidas de prevención, control y
limpieza, cubriendo todas las condiciones de riesgo que puedan conducir a que se
produzca un derrame y el tipo de respuesta que se debe dar al producirse.
En caso de presentarse un derrame o una fuga masiva de gas:
El Jefe de Brigada dará indicaciones a la Brigada de Apoyo y notificará el incidente al
Supervisor de Seguridad mediante el informe preliminar de derrame de fuga de gas,
dentro de las 08 horas de ocurrido el incidente.
El jefe CSMS revisara el Informe Preliminar de derrame o fuga de gas y lo enviará a el
Jefe de Seguridad de la Cía Cliente, para que él le de el trámite correspondiente.
Procedimientos para Casos de Derrames.
Las acciones están dirigidas a detener y aislar el derrame. Las operaciones de respuesta
se efectuarán teniendo en cuenta las medidas de seguridad requeridas a fin de prevenir
accidentes, contaminación, incendios o explosiones.
La contención y confinación de derrames debe ser realizado en base a los siguientes
objetivos:
o Sectorizar el derrame o la fuga.
o Disipar el derrame bajo control a la atmósfera.
o Bloquear el derrame cerrando válvulas.
9.6.12 PLAN DE CONTIGENCIA CONTRA SISMOS.
Equipo Función
Radio Comunicación
Camilla Traslado y Reposo de heridos
Botiquín Primeros Auxilios
Camionetas Traslado de heridos
Detección de Situaciones de Emergencia y Avisos.
Al ocurrir un sismo el Jefe de Brigada decidirá de acuerdo a la magnitud del sismo si
es necesario que se suspendan todas las actividades en el área. De optar por ello se
comunicará por vía radial con el personal quien de inmediato acatará las indicaciones.
Para tal fin contará con la Brigada de apoyo.
De existir heridos la Brigada de Apoyo se comunicara con el Jefe de Brigada para
coordinar la evacuación de los mismos hacia los centros de salud más cercanos.
Una vez terminado el sismo y controlada la situación el Jefe de Brigada reportará lo
ocurrido al Supervisor de Seguridad y de ser necesario este canalizará la ayuda
externa que se requiera.
Plan de Acción.
Durante el Movimiento Sísmico.
Al presentarse un sismo todo el personal paralizará de inmediato sus actividades y
luego se dirigirá a la zona segura más cercana.
Con ayuda del personal de la Brigada de Apoyo se dirigirá a terceros que pudieran
encontrarse en el área hacia la zona segura.
Todo el personal deberá acatar inmediatamente las indicaciones y tratar de mantener
la calma en todo momento.
Después del Sismo.
Si los heridos los requieren las Brigadas de Apoyo solicitaran al Jefe de Brigada que se
comunique con el Supervisor de Seguridad y Medio Ambiente para que este coordine
con los centros de Salud, Hospital más cercano, para que se les brinde la atención
médica necesaria para cuando lleguen los heridos.
De producirse incendios el Jefe de Brigada activará la Brigada respectiva la que
seguirá el Plan de Acción para dicho caso.
El Jefe de Brigada y la Brigada de Apoyo, con asesoramiento del Supervisor de
Seguridad de Medio Ambiente, realizaran una inspección minuciosa del área y
propondrán las medidas de emergencia que sean necesarias.
9.6.13 PLAN DE CONTINGENCIA DEL FENOMENO DEL NIÑO.
Equipo Función
Radio Comunicación
Botiquín Primeros Auxilios
Camilla Traslado y Reposo de heridos
Camionetas Traslado de heridos
Plan de Acción.
Durante el Fenómeno del Niño.
Al presentarse un Niño fuerte (previamente informado por el Jefe de Brigada) todo el
personal paralizará de inmediato sus actividades y luego se dirigirá hacia la zona segura
más cercana.
Con ayuda del personal de la Brigada de Apoyo se dirigirá a terceros que pudieran
encontrarse en el área hacia la zona segura.
Todo el personal deberá acatar inmediatamente las indicaciones y tratar de mantener la
calma en todo momento.
9.7 IDENTIFICACION DE PELIGROSY RIESGOS (IPER)
META.-Establecer el mecanismo para identificar peligros y evaluar riesgos de seguridad
y salud ocupacional, a fin de establecer medidas de control, prevención y mitigación que
permitan minimizar el impacto de las actividades en el entorno y preservar la salud de
los trabajadores.
DEFINICIONES:
Peligro: Fuente, situación o acto con el potencial de daño en términos de lesiones o
enfermedades, o la combinación de ellas. (OHSAS 18001:2007).
Identificación de Peligros: Proceso de reconocimiento de una situación de peligro
existente y definición de sus características. (OHSAS 18001:2007).
Riesgo: Combinación de la probabilidad de ocurrencia de un evento o exposición
peligrosa y la severidad de las lesiones o daños o enfermedad que puede provocar el
evento o la exposición. (OHSAS 18001:2007).
Evaluación de riesgos: Proceso de evaluación de riesgos derivados de un peligro(s)
teniendo en cuenta la adecuación de los controles existentes y la toma de decisión si el
riesgo es aceptable o no. (OHSAS 18001:2007).
Mejora Continua: Proceso recurrente de optimización del sistema de gestión de S&SO
para lograr mejoras en el desempeño de S&SO de forma coherente con la política de
S&SO de la organización (OHSAS 18001:2007).
Medio Ambiente: Entorno en el cual una organización opera, incluidos el aire, el agua,
el suelo, los recursos naturales, la flora, la fauna, los seres humanos y sus
interrelaciones. (ISO 14001:2004).
Aspecto Ambiental: Elemento de las actividades, productos y servicios de una
organización que puede interactuar con el medio ambiente. (ISO 14001:2004).
Impacto Ambiental: Cualquier cambio en el medio ambiente, ya sea adverso o
beneficioso, como resultado total o parcial de los aspectos ambientales de una
organización. (ISO 14001:2004).
Parte Interesada: Individuo o grupo interno o externo al lugar de trabajo, interesado o
afectado por el desempeño de S&SO de una organización. (OHSAS 18001:2007)
Prevención de la contaminación: Utilización de procesos, prácticas, técnicas,
materiales, productos, servicios o energía para evitar, reducir o controlar (en forma
separada o en combinación) la generación, emisión o descarga de cualquier tipo de
contaminante o residuo, con el fin de reducir impactos ambientales adversos. (ISO
14001:2004).
Riesgo aceptable: Riesgo que ha sido reducido a un nivel que puede ser tolerado por
la organización, teniendo en cuenta sus obligaciones legales y su propia política de
S&SO (OHSAS 18001:2007).
Enfermedad: Identificación de una condición física o mental adversa actual y/o
empeorada por una actividad de trabajo y/o una situación relacionada (OHSAS
18001:2007).
Incidente: Evento(s) relacionado(s) con el trabajo que dan lugar o tienen el potencial de
conducir a lesión, enfermedad (sin importar severidad) o fatalidad (OHSAS
18001:2007).
Seguridad y Salud Ocupacional (S&SO): Condiciones y factores que afectan o
podrían afectar la salud y seguridad de los empleados, trabajadores temporales,
contratistas, visitas y cualquier otra persona en el lugar de trabajo (OHSAS
18001:2007).
Lugar de Trabajo: Cualquier sitio físico en el cual se realiza actividades relacionadas
con el trabajo, bajo control de la organización (OHSAS 18001:2007).
9.7.1 ETAPA DE IDENTIFICACION:
En esta etapa se realizará la identificación de los peligros para las personas e
instalaciones, asociados a las tareas que se desarrollan en el proceso. Para esto se
realizarán las siguientes actividades:
1 Identificación de peligros asociados:
.1.a Planificar las visitas a las instalaciones/lugar involucrados en el proceso para
corroborar los diagramas del proceso e identificar los peligros, utilizando como
referencia la Lista de Verificación de Peligros.
.1.b Realizar un recorrido de acompañamiento al personal que realiza las tareas del
proceso a evaluar y determinar la condición en que se manifiesta el peligro
.1.c Numerar los peligros identificados, para facilitar su identificación en el proceso de
evaluación. Para tal efecto, en el proceso de identificación de peligros, evaluación
de riesgos y en el establecimiento de las medidas de control, deberán
contemplarse las siguientes consideraciones:
Clasificación de las actividades rutinarias y no rutinarias del lugar. En las
actividades no rutinarias, se generarán los respectivos permisos de trabajo.
Las actividades de todo el personal que esté bajo el control de la organización y
tenga acceso al lugar de trabajo, incluyendo clientes, proveedores y eventuales
visitantes.
La IPER que pudiera originarse fuera del lugar de trabajo, y que puede afectar
de modo severo la salud o seguridad del personal bajo el control de la
organización dentro del lugar de trabajo. Esto amerita, lógicamente, un análisis
de las condiciones del entorno involucrado en cada lugar de trabajo.
Los peligros que se originen en la proximidad del lugar de trabajo por
actividades o trabajos relacionados bajo el control de la organización.
Aquellas obligaciones legales que fueran aplicables en el proceso de IPER.
La infraestructura, equipos y materiales en el lugar de trabajo (herramientas,
motobombas, materiales peligrosos y sus recipientes que pudieran contenerlos,
vehículos, equipos eléctricos, útiles de oficina, etc.).
El diseño del lugar de trabajo, procesos, instalaciones, maquinaria,
procedimientos operativos y organización del trabajo, incluyendo su adaptación
a la capacidad humana (en este punto es importante la ergonomía requerida en
cada lugar de trabajo).
“IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS”
TAREA PELIGRO RIESGO IMPACTO/CONSECUENCIA
PROBABILIDAD
IND
ICE
DE
SE
VE
RID
AD
PR
OB
AB
ILID
AD
X
SE
VE
RID
AD
GR
AD
O D
EL
RIE
SG
O
RIE
SG
O S
IGN
IFIC
AT
IVO
MEDIDAS DE CONTROL
PROPUESTAS
IND
ICE
DE
PE
RS
ON
AS
EX
PU
ES
TA
S
IND
ICE
DE
CA
PA
CIT
AC
IÓN
IND
ICE
DE
EX
PO
SIC
ION
AL
RIE
SG
O
IND
ICE
DE
PR
OB
AB
ILID
AD
Transporte de
equipos,
herramientas,
Mecánico:
transporte
marino y
terrestre
Volcadura, choques
.Riesgo al transportar
personal y material a
plataformas.
Daños personales
Pérdida del proceso 2 1 3 6 2 12 MO SI
Procedimiento de Seguridad en Vías
Curso de Manejo Defensivo.
Inspección Tecnic/Check List.
Mantenimiento Preventivo.
Supervisión permanente de las
condiciones climáticas
Charlas de 5 minutos
Mecánico:
transporte
marino y
terrestre
Atropellos de la unidad
móvil al personal que
transita por la zona de
influencia o carretera,
Daños al material, daños a
terceros, lesiones al personal y
a terceros.
2 1 3 6 2 12 MO SI
Procedimiento de Seguridad en Vías
Curso de Manejo Defensivo.
Inspección Tecnic/Check List.
Mantenimiento Preventivo.
Supervisión permanente
Descanso a los conductores de 3
horas consecutivas.
Charlas de 5 minutos
materiales,
accesorios de
slickline.
Ergonómico Fatiga de los
conductores, por no tener
descanso adecuado.
Daños materiales, daños a
terceros, lesiones al personal. 2 1 3 6 2 12 MO SI
Procedimiento de Seguridad en Vías
Curso de Manejo Defensivo.
Inspección Tecnic/Check List.
Mantenimiento Preventivo.
Supervisión permanente
Descanso a los conductores de 3
horas consecutivas.
Charlas de 5 minutos
Mecánico:
Proyecciones
de objetos
Caída de los equipos y
accesorios al momento
del traslado.
Daños materiales, daños a
terceros, lesiones al personal. 2 1 3 6 2 12 MO SI
Procedimiento de Seguridad en Vías
Curso de Manejo Defensivo.
Inspección Tecnic/Check List.
Mantenimiento Preventivo.
Supervisión permanente
Descanso a los conductores de 3
horas consecutivas.
Charlas de 5 minutos
Físico-
Químico
Fugas de aceite,
combustible de unidad
móvil
Daños al medio Ambiente 1 1 3 5 2 10 MO SI
Procedimiento de Seguridad en Vías
Curso de Manejo Defensivo.
Inspección Tecnic/Check List.
Mantenimiento Preventivo.
Supervisión permanente
Plan de contigencia (manejo de
derrames)
Charlas de 5 minutos
Traslado de
personal a locación
Mecánico
Ergonómico
Accidente vehicular,
Choque, Atropello,
Mareos, caídas al mar
Daños personalesMuerte 2 1 3 6 2 12 MO SI
Procedimiento de seguridad Curso de
Inducción Inspección Tecnic/Check
List.cursos y charlas
mensualesSupervisión permanente
Descanso apropiada o Charlas de 5
minutos
Instalación de BOP
Mecánico:
Proyecciones
de objetos
Caída de carga por falla
de accesorios de levante
Lesiones múltiples
Daño material por choque del
material o equipo con el camión
grúa por rotura de eslingas y
vientos (sogas).
2 1 3 6 3 18 MO SI
Instructivo para instalación de BOP
Comunicación continua
Charlas de 5 minutos
Aplastamientos. Lesiones múltiples 2 1 3 6 3 18 MO SI
Instructivo para instalación de BOP
Comunicación continua
Charlas de 5 minutos
Golpeado por carga
Daños al camión grúa por
contacto con la carga,
Lesiones personales
2 1 3 6 3 18 MO SI
Instructivo para instalación de BOP
Comunicación continua
Charlas de 5 minutos
Armado y
desarmado de
lubricador.
Mecánico:
Proyecciones
de objetos
Caída de herramientas a
niveles inferiores al
asegurar la carga
Lesiones múltiples / Muerte,
Daño material por choque del
material o equipo con el camión
grúa por rotura de eslingas y
vientos (sogas).
1 1 3 5 3 15 MO SI
Procedimiento de Trabajos en altura
Entrenamiento en el Procedimiento
Preusos de equipos de arneses
Supervisión Permanente.
Charlas de 5 minutos
Mecánico:
Personas en
altura
Caída de personal de
trabajos en altura, al
momento de asegurar el
lubricador
Lesiones múltiples / Muerte,
Daño material por choque del
material o equipo con el camión
grúa por rotura de eslingas y
vientos (sogas).
1 1 3 5 3 15 MO SI
Uso de EPP para trabajos en altura
(sistema para restricción de caídas)
Curso de Trabajos en Altura
Inspección del EPP
Inspección de accesorios de izajes
Inspección del área de trabajo.
Inspección de los arnés y línea de
vida y de anclaje
Mecánico:
Objetos en
movimiento
Aplastamiento de la
carga sobre el personal,
o golpeado con la carga
durante el izado del
lubricador.
Lesiones múltiples / Muerte 1 1 3 5 3 15 MO SI
Inspección de aseguramiento de
carga. Aplicación de
procedimiento de izaje de cargas
Trabajos manuales
con personal en
piso
Mecánico:
Proyecciones
de objetos
Golpeado por
herramientas manuales
Caídas al mismo nivel.
Resbalones
Sobreesfuerzo
Contraer enfermedades
ocupacionales,
Lesiones personales con
herramientas manuales y
eléctricas portátiles,
Lesiones personales por
resbalones, tropiezos y caídas.
1 1 3 5 1 5 TO NO
Uso de EPP completos.
Señalización de área de trabajo.
Inspección formal y diaria de
herramientas manuales,
Reconocimiento e inspección del área
de trabajo
Orden y limpieza.
Cambio de
herramientas
Mecánico:
Proyecciones
de objetos
Caída de herramientas a
niveles inferiores al
asegurar la carga
Lesiones múltiples,
Daño material por choque del
material o equipo con el camión
grúa por rotura de eslingas y
vientos (sogas).
1 1 3 5 2 10 MO SI
Procedimiento de Trabajos en altura
Entrenamiento en el Procedimiento
Supervisión Permanente.
Charlas de 5 minutos
Mecánico:
Personas en
altura
Caída de personal de
trabajos en altura, al
momento de asegurar el
lubricador
Lesiones múltiples,
Daño material por choque del
material o equipo con el camión
grúa por rotura de eslingas y
vientos (sogas).
1 1 3 5 2 10 MO SI
Uso de EPP para trabajos en altura
(sistema para restricción de caídas)
Instructivos de trabajo
Inspección del EPP
Inspección de accesorios de izajes
Inspección del área de trabajo.
Inspección de los arnas y línea de
vida y de anclaje
Mecánico:
Objetos en
movimiento
Aplastamiento de la
carga sobre el personal,
o golpeado con la carga
durante el izado del
lubricador.
Lesiones múltiples 1 1 3 5 2 10 MO SI
Inspección de aseguramiento de
carga . Aplicación de
procedimiento de izaje de cargas
Trabajos a la
intemperie bajo
condiciones
ambientales
peligrosas.
Físico Tormentas eléctricas
Caída de rayos: lesiones,
muerte, daños a la propiedad,
pérdidas en el proceso.
1 1 3 5 1 5 TO NO
Plan de Contingencia
Comunicación con Centro de Control
de Seguridad
Medios de comunicación
Refugios adecuados
9.8 SEGURIDAD GENERAL EN OPERACIONES DE LINEA DE CABLE
CRITERIOS DE SEGURIDAD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL
La parte más importante de una operación con la unidad a cable es la práctica de
hábitos de seguridad. La seguridad siempre será de primera importancia para el
operador de la unidad a cable, pues debe actuar del mismo modo que todo su
personal, el cual promoverá un medio ambiente de trabajo seguro para la
protección de su personal así como del pozo. El buen juicio y sentido común
deberán siempre jugar una parte importante en cualquier procedimiento operacional.
A causa de la toxicidad del sulfuro de hidrógeno ( H2S ) y otros gases, deberán
tomarse las siguientes recomendaciones en toda operación con unidad a cable:
1. Ubicar la unidad contra el viento en relación con el cabezal del pozo. Esto
puede determinarse señalando la posición del golpe del viento requerido.
2. Chequear el equipo y aparatos de respiración y resucitadores apropiados.
3. Informar a la empresa a quien se realiza el servicio del ingreso y abandono
de la locación.
4. El supervisor deberá dar la alarma sobre cualquier procedimiento inusual
durante la operación a todos los miembros de la cuadrilla.
5. Estar seguro que todo el personal entiende las acciones que deberán ser
tomadas en emergencia, especialmente cuando se requieren casos de
evacuación. Sostener si es posible una reunión antes de iniciar una tarea.
6. El cable deberá ser protegido con algún producto anticorrosivo.
7. La detección y equipo de alarma de H2S deberán ser apropiadamente
seleccionados y localizados. La locación deberá ser señalada a todo el
personal.
8. Los aparatos de respiración deberán ser usados durante todas las
operaciones donde el personal pueda estar en contacto con la fluencia del
pozo.
Con el fin de preservar el medio ambiente y evitar la ontaminación
se recomiendan tomar las siguientes acciones:
1. La parafina que sea retirada de los pozos debe ser recolectada y
almacenada en cilindros especiales para luego ser transportados al muelle.
2. El material empleado en la limpieza ( waype, trapo, etc. ) deben recogerse y
ser depositados en cilindros determinados.
3. No desfogar el pozo al campo. Se recolectará la parafina del separador.
9.8.1 PROCEDIMIENTOS PARA EL MANEJO AMBIENTAL
La limpieza de parafina en los pozos es un servicio comprendido en las
operaciones de producción, por lo cual se halla sujeta a diversas normas,
tales como:
o D.S. N° 055-93-EM ( Reglamento de las Actividades de Exploración y
Explotación de Hidrocarburos ).
o D.S. N° 046-93-EM ( Reglamento para la Protección Ambiental en las
Actividades de Hidrocarburos ).
En el Reglamento para la Protección Ambiental las principales
consideraciones se encuentran contenidas en el Artículo 23 del Título V (
referido a elaborar un Plan de Contingencia para el caso de derrames de
petróleo, productos químicos y emergencias ), y en los Artículos 37 y 42 del
Título VIII ( relacionados al tratamiento y disposición del agua de
producción ), y el Art. 43 del mismo título ( acerca de las regulaciones
sobre el control de contaminación del aire ). En el cuadro adjunto se
muestra la concentración máxima permitida de contaminantes en el aire.
CONCENTRACIÓN MÁXIMA ACEPTABLE DE
CONTAMINANTES EN EL AIRE
PARÁMETRO LIMITES RECOMENDADOS
Contaminantes convencionales
Partículas, promedio 24 h 120 µg/m3
Monóxido de carbono, promedio 1h/8h 35 mg/m3
/ 15 mg/m3
Gases ácidos
Acido sulfhídrico (H2S) promedio 1h 30 µg/m3
Dióxido de azufre (SO2), promedio 24h 300 µg/m3
Oxidos de nitrógeno ( NOx ), promedio 24h 200 µg/m3
Compuestos orgánicos
Hidrocarburos, promedio 24h 15000 µg/m3
9.8.2 SEGURIDAD GENERAL EN OPERACIONES CON LINEA DE CABLE:
- Las personas que no estén directamente involucrabas en el trabajo con la
línea de cable, deberán permanecer fuera del área, para evitar lesiones por
rotura o enredado de cables. Nunca ponga las manos u otra parte del cuerpo
en contacto con una línea en movimiento.
- Sea especialmente cuidadoso de usar gafas protectoras cuantos opere con
cables. Evite los extremos afiliados.
- Asegúrese siempre de afirmar fuertemente las roldanas y revisar para detectar
partes gastadas
- No manipular herramientas sin haber recibido instrucción de parte de personas
autorizadas.
- -Tener precaución al lubricador debido a la presión existente, colocar un
manómetro en al lubricador para realizar el seguimiento de la presión.
- -Nunca aplaste, doble o manipule la línea con herramientas de agarre filosa.
Obtenga asesoramiento de expertos sobre las especificación de la línea de
cable en situaciones altamente corrosivo, Se debe tener cuidado con el S.
- -Mantenga siempre limpia la línea de cable en el cabezal del pozo y mantener
lubricado el carrete de cable.
De acuerdo con el manual de operaciones con línea de cable de API , deberá proporcionarse la
siguiente información a la compañía de servicio de línea de cable:
Departamento y/o persona que solicita el servicio
Números de teléfono para contactos de consulta y/o emergencia
Descripción de trabajo a efectuar
Numero de Pozo
Presión del pozo
Tipo de instalación del pozo
Nomenclatura, profundidad y diámetro interior del equipo que se halla dentro del
pozo.
Si se dispone esta información detallada se ahorrara tiempo. Es una buena idea planificar el
trabajo a realizar.
Algunos ítems de importancia, que deberían tomarse en cuenta en la etapa de
planificación.
La profundidad del pozo
El Historial del pozo
Existencia de arena
Existencia de carbonatos
Existencia de parafina
Temperatura de pozo
Profundidad a la que se dejara el instrumento de medición de ser el caso
Desviación del Pozo (ángulo)
Dimensiones (longitudes) a través de las cuales se correrán Herramientas.
Diámetro interno de la tubería, árbol de navidad, uniones, etc.
X.EVALUACION ECONOMICA DE UN EQUIPO SLICK LINE
A continuación presento una evaluación económica del equipo slickline
Memoria Descriptiva
Objetivo de la Valuación: Determinar el valor comercial de una unidad slickline .
Reglamentación Empleada: La valuación se efectúa por el método de valuación directa
con el fin de determinar el valor comercial de la unidad modelo “HR3”.
Caracteristicas de la unidad : Modelo HR3.
10.1 VALUACION DE UNIDAD SLICK LINE
Descripcion VS($) T/años E IO GO D ($) VR($)
Equipo slickline 16000 15 3 1.00 1.00 2880 13120
Valor de la Tasacion
VR: Valor de reposición
VR=VSM-D) X GO
Aplicamos un factor de mejoramiento (FM) = 1.20
VT=VR X FM
VT= US $ 15,744.00
Por redondeo:VT: $ 16,000.00
SON: DIECISEIS MIL Y 00/100 DOLARES AMERICANOS.
10.2 NOMENCLATURA
P: ESPECTATIVA DE VIDA
VSN: VALOR SIMILAR NUEVO, ACTUAL- MERCADO LOCAL
T: VIDA UTIL O VIDA PROBABLE
E: EDAD TOTAL A PARTIR DE SU RECONOCIMIENTO
IO: INIDICE DE OBSOLESCENCIA EN FORMA PORCENTUAL, DONDE:
1.0= PRIMERA GENERACIÓN
0.8= SEGUNDA GENERACIÓN
GO: GRADO OPERATIVO EN FORM PORCENTUAL, DONDE:
1.0= CAPACIDAD DE DISEÑO IGUAL A CAPACIDAD DE PRODUCCION
ACTUAL
0.5= EN MANTENIMIENTO O RECONSTRUCCION
D: DEPRECIACION (ARTICULO N°179)
VCA: VALORE COMERCIAL ACTUAL (ARTICULO N°173)
VR: VALOR DE REPOSICION
R: VALOR RESIDUAL (EL 10% DEL VSN)
VRI: VALOR DE REALIZACION INMEDIATA.
10.3 RESUMEN DE UNIDAD ,EQUIPOS Y ACCESORIOS SLICKLINE
N° de Orden Cantidad Descripción
1
01
Marca :Equipo de Slickline
Modelo:HR3
Drum:Carrete cable 10000’
Lubricador: 2 7/8’’- 3 1/2’’
Stuffing box
Poleas
BOP
2
01
Motor:
Marca : Lister
Serie N°: HR3
Modelo:HR3
Potencia:40 HP
ISO:API 8ª(SPEC 8ª) API RP 8B
N° PISTONES:2
PESO:1 TN
RPM:1500-800
3
01
HERRAMIENTAS
Juego de herramientas de 1 ½”,
De 1 ¼’’ y 1’’:
2 barras de 5’
2 barras de 3’
2 muñecos
2 jar mecanicos
Rope sockect
1 pescante de 2’’
2cuchillas
Estampa de 1 7/8’’, 2 5/16’’
Copa de 1 7/8’’, 2 5/16’’
Polea de 90°
Botella de 2 7/8’’ y 2 3/8’’(hilo grueso
y fino)
4 01 Tanque de combustible Disel
Capacidad: 3 Gls
XI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 11.1 CONCLUSIONES
El Slickline-wire line es importante en la industria petrolera porque plantea
soluciones diversas en problemas y en procedimientos que facilitan las
operaciones en las etapas de perforación, Completacion y producción en la
industria petrolera.
Resaltar la importancia y destacar el Posicionamiento de las operaciones con línea
de cable en la industria petrolera como una alternativa económica y técnicamente
Viable.
Destacar la importancia del corte de parafina en pozos productores con
sistema artificial gas lift para optimizar la producción diaria y mejorar el
rendimiento del mismo.
Los trabajos de well test mediante sensores electrónicos son de gran
referencia e importancia porque permiten obtener cálculos en base a
parámetros de presión, temperatura, profundidad para la toma de decisiones
futuras para mejorar la producción del pozo.
Los datos obtenidos en un registro de presión y temperatura son utilizados
para interpretar la situación del reservorio considerando los parámetros
petrofísicos para poder realizar un análisis nodal.
11.2 RECOMENDACIONES:
El slickline y el were line operan con línea de cable y son recomendables por su
eficiencia y permiten un mejor manejo de las operaciones y obtención de resultados
Instantáneos en algunos casos.
Es recomendable siempre tener en cuenta la condición del cable para evitar desastres
En las operaciones, este detalle es muy importante para cualquier tipo de trabajo.
Para las personas interesadas en este rubro de línea de cable en la industria
petrolera le sugiero investigar todo los servicios y herramientas que hay para
que sigan aportando y colaboren con la perfección de este servicio afín de
lograr la optimización de la producción en la industria petrolera.
Cuando se realice alguna operación en un pozo con inyección de gas lift ya sea un
registro, corte de parafina, pesca e instalación de válvulas, calibración de tubería
verificar que se encuentre la línea de inyección cerrada para evitar que se origine lo
que se denomina un pescado que tiene como consecuencia la perdida de la sarta
de herramientas en el fondo del pozo, lo cual acarrea gastos operativos en
procedimientos de pesca.
XII. FIGURAS HERRAMIENTAS Y EQUIPO SLICKLINE-WIRELINE
Copas y estampas
BOP y Botellas o uniones
Juego de lubricadores
Corte de parafina
Corte de parafina
Unidad Slickline-Wire Line
HERRAMIENTAS PARA PESCA
XIII BIBLIOGRAFIA:
Manual de control de Pozos –well Control School
Manual de slickline –wireline .Argentina
Base de datos propia
Manual del ISO 9001
Manual del ISO 14001
Manual del OHSAS 18001
Nueva Ley General del Trabajo
