UNIVERSIDAD VERACRUZANA
FACULTAD DE CIENCIAS QUÍMICAS
REGIÓN POZA RICA –TUXPAM.
INGENIERÍA QUÍMICA.
MANUAL DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL
DE POZOS PETROLEROS
TRABAJO PRÁCTICO TÉCNICO
PARA APROBAR EL EXÁMEN DEMOSTRATIVO PARA ACREDITAR
LA EXPERIENCIA RECEPCIONAL EN EL PROGRAMA EDUCATIVO
DE INGENIERÍA QUÍMICA
PRESENTA:
RODOLFO SANTIAGO ESQUITIN.
ASESOR:
M.C. RAÚL ENRIQUE CONTRERAS BERMÚDEZ.
Poza Rica De Hgo. Veracruz.2013
ÍNDICE
i
INDICE
INDICE DE FIGURAS
iii
INDICE DE TABLAS
iv
INTRODUCCION
v
OBJETIVO GENERAL
vi
CAPITULO I GENERALIDADES
1.1 Origen del petróleo.
1
1.2 Registros geofísicos exploratorios.
2
1.3 Mecánica de Yacimientos.
4
1.4 Tipos de perforación de pozos petroleros.
10
1.5 Equipo de perforación.
27
1.6 Componentes del equipo de perforación.
31
1.7 Criterios de logística y económicos.
35
CAPITULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS.
2.1 Procedimientos de perforación direccional de pozos
36
2.2 Procedimiento de izaje del equipo
38
2.3 Arranque del equipo
51
2.4 Herramientas y piso de trabajo
53
2.5 Inicio de la perforación
56
i
2.6 Sarta de perforación y producción.
59
2.7 Estabilidad y Control de pozos mediante lodos
68
2.8 Control químico de lodos.
72
2.9 Problemas comunes en la perforación.
75
2.1 Fracturamiento Hidráulico.
80
2.11 Equipo Coiled Tubing,
84
2.12 Cementación.
87
2.13 Evaluación de productividad.
90
2.14 Instalación de sistema artificial de producción.
91
2.15 Posible estimulación futura.
96
CAPITULO III .CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE INDUSTRIAL
3.1 Procedimientos de disciplina operativa en el campo de perforación.
97
3.2 Seguridad e higiene antes de la perforación.
100
3.3 Seguridad e higiene durante la perforación.
103
3.4 Seguridad e higiene después de la perforación.
122
3.5 Análisis ecológico.
122
3.6 Análisis económico-Factibilidad.
125
CONCLUSIONES
126
BIBLIOGRAFÍA
127
ii
ÍNDICE DE FIGURAS
Número
Figura 1.1
Figura 1.2
Figura 1.3
Figura 1.4
Figura 1.5
Figura 1.6
Figura 1.7
Figura 1.8
Figura 1.9
Figura 1.10
Figura 1.11
Figura 1.12
Figura 1.13
Figura 1.14
Figura 1.15
Figura 1.16
Figura 1.17
Figura 1.18
Figura 1.19
Figura 1.20
Figura 1.21
Figura 2.1
Figura 2.2
Figura 2.3
Figura 2.4
Figura 2.5
Figura 2.6
Figura 2.7
Figura 2.8
Figura 2.9
Figura 2.10
Figura 2.11
Figura 2.12
Figura 2.13
Figura 2.14
Figura 2.15
Contenido
Página
Unidades de registros geofísicos.
Pliegues estratigráficos
Falla estratigráfica.
Perforación vertical convencional
Perforación horizontal
Pozos de radio largo, medio y corto de tipo horizontal.
Perforación direccional sidetrack
Perforación direccional para corregir trayectoria de pozo.
Perforación direccional a través de falla de formación
Perforación direccional a través de zonas inaccesibles.
Perforación direccional en zonas costeras
Perforación direccional para varios reservorios.
Perforación direccional a través de domos salinos
Perforación Direccional para Pozos de Alivio.
Sistemas de desviación de ángulo para perforación direccional
Tipos de equipos de perforación.
Sistema de rotación.
Sistema de circulación.
Sistema de control.
Sistema de potencia.
Equipo de perforación terrestre
Adecuaciones para la instalación del equipo de perforación.
Levantamiento del mástil autotransportable por cilindro hidráulico.
Preventor de reventones BOP
Acumulador de presión.
Operaciones en piso de trabajo.
Sistema rotación a) Power Swivel b) Top Drive
Drill collars.
Estabilizadores.
Rimadores.
Martillo hidráulico.
Diagrama de tuberías de revestimiento.
Presas de circulación de lodo de perforación.
Unidad de bombeo para fracturamiento hidráulico.
Unidad de tubería flexible.
Unidades de bombeo alta presión para cementaciones.
3
5
6
10
11
12
14
15
16
16
17
17
18
18
26
30
31
32
33
34
34
37
41
44
47
55
58
61
62
62
63
67
74
82
86
88
iii
Número
Figura 2.16
Figura 2.17
Figura 2.18
Figura 2.19
Figura 2.20
Figura 2.21
Figura 2.22
Figura 3.1
Figura 3.2
Contenido
Gráfica esquemática las etapas de producción en pozos.
Medidores de producción.
Bombeo neumático: continuo
Bombeo mecánico.
Bombeo cavidades progresivas
Bombeo hidráulico.
Unidad de inyección de CO2
Inspección de equipo de protección personal.
Tipos de agentes extintores.
Página
90
91
93
94
95
95
96
111
114
ÍNDICE DE TABLAS
Número
Tabla 1
Tabla 2
Tabla 3
Contenido
Propiedades del Informe diario del lodo de perforación.
Uso de Tipos de extintores para clases de fuego.
Distribución de extintores según componentes del equipo.
Página
74
114
116
iv
INTRODUCCION
INTRODUCCIÓN
En los últimos años ha existido un gran desarrollo de la industria de exploración y
explotación petrolera debido a la fuerte demanda industrial que ha traído consigo el
aumento demográfico, es por ello que se han implementado programas de gran
alcance en cuanto al área de producción de petróleo se refiere, es decir, las
necesidades de incrementar la producción de hidrocarburos ha sido la actividad de
mayor importancia en diseño, ingeniería y economía que consolidan el futuro
tecnológico y financiero de nuestro país.
En dichas actividades de explotación se requiere la mano de obra calificada para la
operación de equipos de perforación, a partir de esto, se propone el presente manual
de disciplina operativa que sirve como referencia a ingenieros químicos y personal en
general que intervengan en el campo de perforación direccional como procedimiento
elegido para minimizar los efectos de la exploración, el control y terminación de
pozos petroleros, así como también la implementación de un programa de seguridad
e higiene industrial para las operaciones que se llevan a cabo en el campo.
Para el presente manual se opta por el uso del método de perforación direccional
de pozos, ya que éste implica menos impacto al entorno ecológico, debido a que no
requiere que se abran nuevas rutas de acceso, adecuaciones del terreno, instalación
de d i ve r s o s sistemas artificiales de producción, disminución de longitudes tubería
de revestimiento, contrapozo, entre otros aspectos los cuales de ser aplicado éste
método de perforación, representan un ahorro en infraestructura, logística,
operaciones, ambiental y sobre todo económico realmente considerables.
La perforación direccional representa el último avance de tecnología para la
optimización de producción y es hoy por excelencia el método más usado en el
campo, de ahí la importancia de desarrollar un manual que presente los aspectos
más relevantes.
v
OBJETIVOS
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Inducir y actualizar ingenieros, operarios, técnicos y personal en general que laborará en
equipos de perforación de pozos direccionales con la disciplina operativa, salud,
seguridad y medio ambiente (Quality Healty Safety Enviroment QHSE por su siglas en
inglés).
OBJETIVOS ESPECIFICOS
Dar a conocer las
operaciones
de perforación y mantenimiento de pozos, los
diversos métodos de perforación existentes, orígenes de los hidrocarburos, mecánica
de yacimientos y tipos de equipos de perforación y mantenimiento de pozos, así como
sus componentes.
Describir los procedimientos operacionales en el campo petrolero, técnicas de
perforación, los servicios auxiliares y tecnologias que generalmente se utilizan más en
el campo de perforación de pozos direccionales y las estimulaciones adicionales para
el incremento de productividad.
 Explicar las normatividades de seguridad e higiene ocupacional en el campo de
perforación, los procedimientos de investigación de accidentes, detección oportuna de
riesgos y demás consideraciones relacionadas con la seguridad industrial en el proceso
de la perforación de pozos petroleros direccionales.
vi
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.1 Origen del petróleo.
Petróleo (del latín petra = roca y oleum = aceite) es el término general con el que se
designan todos los hidrocarburos naturales, ya sean líquidos o gaseosos y que se
encuentran en las rocas, generalmente denominados yacimientos.
El petróleo se compone de una mezcla de hidrocarburos diferentes (compuestos de
carbón e hidrógeno), por lo general acompañados de pequeñas cantidades de
compuestos de nitrógeno, azufre y oxígeno.
Siendo fluidos, el aceite y el gas se comportan muy análogamente a las aguas
subterráneas; ocupan los intersticios o espacios porosos de rocas tales como
arenas, areniscas y calizas cavernosas o fisuradas, en aquellos lugares en que
estas
rocas
almacén
están
convenientemente
encuadradas
por
rocas
impermeables, de modo que el aceite quede encerrado entre ellas. Las
acumulaciones en escala suficiente para compensar los gastos de explotación, se
denominan yacimientos de gas y aceite.
La evaluación y el desarrollo de los reservorios de petróleo y gas es un proceso
complejo que requiere de la interacción de numerosas y distintas disciplinas. En la
construcción de un pozo petrolero se juega una parte primordial en este proceso,
ya que es responsable de construir el conducto desde el reservorio hasta la
superficie .El proceso de exploración de petróleo y gas puede ser dividido en cierto
número de operaciones sucesivas, cada una más costosa y más compleja que la
anterior y cada una generando data de mayor calidad, según los requerimientos de
las empresas contratistas y las necesidades de evaluación tecnológica para la
correcta localización de reservorios con contenido de hidrocarburos factibles.
1
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
Existen grandes componentes de operaciones, tecnología e ingeniería las cuales
planifican, controlan y realizan las operaciones fundamentales llevadas a cabo en la
perforación de un pozo petrolero.
Los componentes principales son:
 Evaluación geológica
 Perspectiva geofísica
 Exploración de perforación
 Evaluación de perforación
 Desarrollo de perforación
1.2 Registros geofísicos exploratorios.
La perspectiva geofísica realza la información geológica ya conocida, sobre una
formación. El objetivo es separar las rocas de basamento (aquellas que fueron
formadas primero y sobre las cuales se habrán formado, subsecuentemente, las
cuencas sedimentarias) de las rocas sedimentarias, ya que el petróleo y el gas se
forman en este tipo de rocas. Los métodos geofísicos pueden ser utilizados para
medir el grosor de los sedimentos y la forma de las estructuras dentro de los
mismos.
Las evaluaciones geofísicas pueden ser divididas en dos categorías principales:
1.Evaluaciones de reconocimiento para destacar posibles áreas de interés en
donde existan sedimentos y la posibilidad de existencia de trampas estructurales.
2.Evaluaciones detalladas para definir la localización de pozos, para probar
estructuras específicas.
Los métodos geofísicos para la evaluación de comúnmente utilizados son:
 Evaluaciones magnéticas, que miden las anomalías en el campo magnético de la
tierra producido por las propiedades magnéticas de las rocas del subsuelo.
2
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
 Evaluaciones de gravedad, que miden las anomalías en el campo gravitacional de
la tierra, producido por la densidad de las rocas del subsuelo.
 Evaluaciones de sísmica, que miden el tiempo que toman las ondas de sonido en
viajar a través de las rocas del subsuelo.
Las evaluaciones magnéticas y de gravedad son generalmente, métodos de
reconocimiento. Las evaluaciones sísmicas son generalmente evaluaciones
detalladas.
La data no depurada de una evaluación sísmica es manipulada electrónicamente y
producida como una sección sísmica. Esta es entonces interpretada para así
determinar la profundidad y el tipo de rocas presentes en el subsuelo y las
estructuras. Estas no contienen información del contenido del fluido de la roca, ni
propiedades de permeabilidad y porosidad, si no que contienen información acerca
de las diversas estructuras geológicas, fallas, mecanismos en donde puede ser
factible encontrar reservorios de hidrocarburos. En la figura 1.1 se muestran los
equipos usados generalmente para la evaluación de los estratos geológicos en
agujero sin revestimiento y en agujero entubado.
Figura 1.1 Unidades de registros geofísicos
Fuentes: (Halliburton Well Services, 2003), (Call Frac , 2001) (Weatherford , 2002)
3
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.3 Mecánica de yacimientos
Las acumulaciones de los hidrocarburos se encuentran en lugares denominados
estructuras o trampas, las cuales llegan a tener diferentes extensiones, por lo que
se les conoce como yacimientos productores. Se entiende por yacimiento a la
porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburos, la cual se comporta
como un sistema intercomunicado, en la que los hidrocarburos ocupan los poros o
huecos de la roca de depósito y están contenidos a alta presión y temperatura,
dependiendo de la profundidad a la que se encuentra el subsuelo. Los yacimientos
productores se han agrupado considerando diversos factores, por lo que se
clasifican de acuerdo a:
a) Por el tipo de roca almacenadora.
b) Por el tipo de trampa estratigráfica.
c) Por el tipo de empuje.
d) Por el tipo de fluidos almacenados.
1.3.1 Por el tipo de roca almacenadora
Arenas o areniscas.- Cuya porosidad se debe a la textura de los fragmentos de
materiales. Pueden ser arenas limpias o sucias, ésta con lignita, bentonita, etc.
Calizas detríticas.- Formadas por la acumulación de fragmentos de calizas y
dolomitas.
Calizas porosas cristalinas.- La cual su porosidad se debe principalmente al
fenómeno de disolución.
Calizas fracturadas.- Que como su nombre lo indica, la porosidad es debida a la
presencia de fracturas.
Calizas oolíticas.- Cuya porosidad se debe a la textura oolítica, con intersticios no
cementados o parcialmente cementados.
4
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.3.2 Por el tipo de trampa estratigráfica:
 Estructuras como los anticlinales
 Por fallas o por penetración de domos salinos
 Estratigráficas, debido a cambios de fases o discordancias.
Desde que se formó la tierra, su corteza ha tenido movimientos hacia arriba, hacia
abajo, o bien horizontal infinidad de veces.
La mayor parte de las capas de roca no son lo bastante fuertes para resistir estos
movimientos, y por lo tanto se deforman. Esta deformación es el doblez de las
capas en forma de pliegues, como se ilustra en la figura 1.2.
Figura 1.2 Pliegues estratigráficos
Fuente: Schlumberger_Introduction to Well Testing 1998
Estos pliegues varían de tamaño, desde pequeñas arrugas hasta grandes arcos.
Los dobleces hacia arriba se llaman anticlinales y los dobleces hacia abajo se
llaman sinclinales. Durante los movimientos de la tierra todas las rocas se fracturan
y forman grietas. Las capas de roca de un lado de la fractura que se desplazan en
5
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
relación con otros lados, se llaman fallas. En la figura 1.3 se muestra el
comportamiento de los fluidos de un yacimiento en una falla.
Figura 1.3 Falla estratigráfica.
Fuente: Schlumberger_Introduction to Well Testing 1998
Los valores de presión de un yacimiento son necesarios para poder ejercer un buen
control en el desarrollo y la producción del mismo. Normalmente dichos valores se
obtienen a partir de ensayos en el pozo, sin embargo este método presenta algunos
inconvenientes relevantes como lo largo que puede ser llegar a ser, y lo costoso.
Además de esto se debe obtener una presión media del yacimiento partiendo de la
extrapolación de la misma en la etapa de recuperación durante el cierre y no en
todos los casos se cumplen las condiciones teóricas para la obtención de la misma
data de las formaciones y presiones de yacimiento. Se debe de hacer un análisis
riguroso de toda la información recopilada para poder establecer en que puntos de
la formación existen hidrocarburos en cantidades económicamente factibles.
6
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.3.3 Por el tipo de empuje.
Para que la energía de unos yacimientos se manifieste y fluya naturalmente el
aceite y el gas en la superficie, requiere de una energía o fuerza llamada empuje,
existen diferentes tipos como son:
Empuje hidráulico.- Es el más efectivo ya que el agua ejerce una fuerza que hace
que fluya el aceite y el gas hacia el pozo. Una gran parte del agua se filtra sobre la
corteza terrestre a través de sus capas, formando ríos subterráneos. La acción
constante del agua en formaciones porosas y permeables ejercerá una fuerza sobre
los hidrocarburos debido a la presión hidrostática. Debido a esto, es el empuje más
efectivo y para mantener la presión del yacimiento es necesario controlar y regular
el flujo de los fluidos que aporte, y así, recuperar el mayor porcentaje de producción
en el sitio.
Empuje volumétrico (por expansión de gas).- La expansión del gas empuja el
aceite hacia el pozo. A mayores profundidades aumentará la presión del gas y el
aceite. Existen áreas en donde se tiene pozos fluyendo por casquete de gas, lo que
significa que la fase de gas libre queda supuesta a una zona de aceite dentro de la
formación productora; conforme fluya el aceite, bajará el nivel del casquete de gas
expandiéndose la presión. Es recomendable en este tipo de yacimiento cuidar la
energía principal evitando hasta donde sea posible su agotamiento prematuro.
Empuje mixto.- En este tercer tipo se combinan los dos anteriores (hidráulico y
volumétrico) siendo el flujo de hidrocarburo por gravedad hacia el pozo. Escasos
yacimientos dependen de este empuje por ser menos efectivos. El agua no
interviene en forma preponderante en este tipo, sino que comúnmente operan tanto
las fuerzas de empuje de gas como las del agua. En estudios de gabinete con base
en conocimiento y experiencia, puede analizarse justamente y resolver cuál es la
fuerza dominante.
7
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.3.4 Por el tipo de fluidos almacenados.
Las diversas evaluaciones han presentado varios composiciones y tipos de fluidos
producidos que generalmente caracterizan a los yacimientos, los cuales, debido a
esto se clasifican en:
a) Yacimiento de aceite y gas disuelto.
b) Yacimientos de aceite, gas disuelto y gas libre.
c) Yacimientos de gas seco.
d) Yacimiento de gas húmedo.
e) Yacimiento de gas y condensado.
f) Yacimientos de aceite saturado.
g) Yacimientos de aceite bajo saturado.
 Yacimiento de aceite y gas disuelto. Todos los yacimientos de aceite contienen
gas disuelto cuando la presión inicial es mayor que la presión de saturación. El
gas original se encuentra disuelto en aceite.
 Yacimientos de aceite, gas disuelto y gas libre. Algunos yacimientos tiene gas
libre desde el principio de su explotación, en éstos la presión inicial es menor que
la presión de saturación.
 Yacimientos de gas seco. Sus condiciones originales de presión, temperatura y
composición, son tales que durante su vida productiva, el gas dentro del
yacimientos está en una sola fase, pero en la superficie se recupera en dos fases.
 Yacimiento de gas húmedo. Sucede cuando las condiciones originales de
presión, temperatura y composición son tales que durante su vida productiva, el
gas dentro del yacimiento está en una solo fase, pero en la superficie se recupera
en una fase.
 Yacimiento de gas y condensado. Por sus condiciones originales de presión,
temperatura y composición, en cierta etapa de su explotación, se presentará el
fenómeno de condensación retrógrada y desde luego la producción en la
superficie será en dos fases.
8
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
 Yacimientos de aceite saturado, su presión es menor que la presión de
saturación y arriba de esta presión todo el gas se encuentra disuelto en el aceite
(como en los yacimientos de aceite y gas disuelto).
 Yacimientos de aceite bajo saturado, la presión original es igual o mayor que la
presión de saturación. El gas presente puede estar libre (disperso o acumulado en
el casquete) y disuelto.
1.3.5 Importancia de la determinación de geopresiones.
El conocimiento exacto de los gradientes de formación y fractura, juegan un papel
de gran importancia en las operaciones de perforación y terminación de pozos.
Constituyen la base fundamental para la óptima programación del fluido de
perforación y profundidades adecuadas de asentamiento de las tuberías de
revestimiento para mantener el control del pozo. Con programas de perforación bien
planeados se reduce el daño causado por el fluido a las formaciones productoras,
se aumenta al máximo el ritmo de penetración y se disminuyen considerablemente
los comunes problemas provocados por un mal asentamiento de las tuberías de
revestimiento, especialmente en zonas con presión anormal donde la presión de
formación puede estar muy cerca de la de fractura. Por lo que, el entendimiento del
origen, la detección y evaluación de las presiones de formación y de fractura es
sumamente importante, especialmente en la perforación de tipo exploratorio.
La información que es obtenida y previamente procesada es analizada para poder
establecer un programa de lodos de perforación según la litología, las necesidades
de hidráulica, equipos complementarios para la circulación de lodo, establecer los
esfuerzos de tubería, los puntos de asentamiento de tuberías e integridad del pozo,
presencia de gases como el acido sulfhídrico y dióxido de carbono, diseño de la
sarta de perforación, la diversa instrumentación de cabezales superficiales de pozo
y complementación programada para optimizar la producción. Hoy en día, se han
desarrollado varios métodos y software para la estimación de los gradientes de
presión y de fractura.
9
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.4 Tipos de perforación de pozos petroleros.
La única manera que prueba realmente si hay petróleo en el sitio donde la
investigación geológica y evaluación propone que se podría localizar un depósito
de hidrocarburos económicamente factible, es mediante la perforación de un pozo.
La profundidad de un pozo petrolero es variable, dependiendo de la región y de la
profundidad a la cual se encuentra la estructura geológica o formación seleccionada
con las mayores posibilidades de contener petróleo. La etapa de perforación se
inicia acondicionando el terreno mediante la construcción de "planchadas" y los
caminos de acceso, puesto que el equipo de perforación moviliza herramientas y
vehículos voluminosos y pesados.
1.4.1 Perforación vertical convencional.
Hay diversas formas de efectuar la perforación, pero el modo más común es la
perforación vertical convencional, en la cual la sarta de perforación funciona
haciendo una perforación vertical sobre la superficie y delimitando su completación
y terminación directamente sobre el yacimiento. En la siguiente figura se observa la
estructura de la perforación vertical convencional.
Figura 1.4 Perforación vertical convencional
Fuente: Trican Drill Well Services 2009
10
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.4.2 Perforación horizontal.
Hay varias razones para perforar horizontalmente a través de un reservorio,
principalmente debido a las características de la formación y con el fin de
maximizar la producción de un pozo.
 La producción de formaciones muy delgadas, la cual es muy poco económica en
pozos verticales. Un pozo horizontal tendrá un área de contacto mayor con el
reservorio, así incrementando el índice de productividad.(productivity index).
 Producción de reservorios donde la permeabilidad vertical de una formación
excede la permeabilidad horizontal.
 Proporciona mayor información sobre el reservorio y sobre la formación.
 Llega a zonas aisladas en reservorios irregulares y penetra fracturas verticales.
 Limita la contaminación por fluidos no deseados al mantener el pozo dentro de la
zona de aceite, sobre el contacto agua / aceite.
 Retarda la aparición de gas o agua pues un pozo horizontal crea un menor
gradiente de presión al estar produciendo.
 Reduce el número de pozos necesarios para explotar un reservorio. Varios pozos
horizontales pueden ser perforados desde un solo pozo vertical, En vez de un gran
número de pozos verticales necesarios para explotar adecuadamente la misma
área del reservorio.
Figura 1.5 Perforación horizontal
Fuente: Baker Hughes Incorporated Perforación direccional 1995
11
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.4.2.1 Clasificación de pozos horizontales.
Se han dado varias definiciones para determinar que se clasifica como un pozo
horizontal y como se describe su perfil. Aquí se distingue como un pozo horizontal
cuando tiene una inclinación mayor a 86° con respecto a la horizontal, en
comparación con un pozo altamente desviado que es de más de 80°.
Los pozos horizontales también pueden estar caracterizados por la rata de
levantamiento en la sección de levantamiento, la cual es la longitud resultante de
la sección de levantamiento (La distancia horizontal en la cual el pozo es llevado
de la trayectoria vertical a la horizontal), o bien según la longitud de la sección
horizontal (alcance).
Sin embargo a medida que avanzan la tecnología y la experiencia en perforación
horizontal, estas categorías tienden a cambiar en relativamente cortos períodos de
tiempo. El siguiente diagrama nos ilustra el concepto de pozos de radios corto,
medio y largo.
Figura 1.6 Pozos de radio largo, medio y corto de tipo horizontal.
Fuente: Baker Hughes Incorporated Perforación direccional 1995
12
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
En la figura 1.6 puede apreciarse que los pozos de radio corto consiguen la
trayectoria horizontal en una distancia mucho menor y generalmente se usan
cuando el operador tiene limitaciones en cuanto al área dentro de la cual debe
limitarse. Un valor típico puede ser un radio de menos de 60 pies (18 m), producido
por una rata de levantamiento de 1° a 4° por pie. Se utilizan juntas con unión
ecualizable para lograr este tipo de levantamiento, sin embargo, entre más severo
sea el levantamiento, más corta será la sección horizontal. Los pozos de radio
medio (con ratas de levantamiento de 8° a 20° por cada 100 pies, es decir con
radios entre 100 a 200 m) deben ser llevados a cabo con motores de fondo pues
tienen la limitación de que la sarta no puede ser rotada con seguridad a través de la
sección de levantamiento.Los pozos de radio largo se hacen cuando se requiere
una sección horizontal larga, y el operador tiene la distancia suficiente (entre el
objetivo y la cabeza del pozo) para poder levantar cómodamente el ángulo. Se
utilizan sartas direccionables y alternativamente con rotación desde superficie para
poder hacer correcciones de curso y mejorar la rata de penetración. Estos pozos de
radio largo pueden tener ratas de levantamiento tan pequeñas como 1°/100 pies, se
pueden tener alcances de varios kilómetros.
1.4.2.2 Consideraciones en la perforación Horizontal
Los pozos con radio corto y mediano obviamente requieren un desplazamiento
horizontal más corto y por lo tanto son perforados más rápidamente que los pozos
de radio largo, sin embargo dada su incapacidad de rotar la sarta sin exceder los
límites de resistencia mecánica de la tubería, restringe la capacidad del perfil del
pozo y tiene un impacto mayor en el diseño de la sarta de fondo, en las
propiedades del lodo y en la hidráulica, para el diseño de sarta de perforación
invertida (reversed drill string),las principales consideraciones son: Transmitir peso
a la broca, reducir torque o arrastre y no exceder los límites de esfuerzo mecánico
que puedan hacer fallar la tubería.
13
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.4.3 Perforación direccional.
La perforación direccional es la desviación intencional de un pozo de la vertical.
Aunque generalmente los pozos se perforan para que sean verticales, algunas
veces es necesario o ventajoso perforar un pozo a un ángulo fuera de la vertical.
Desarrollos tecnológicos recientes han hecho esto un componente importante en la
perforación moderna, permitiendo que se exploten reservorios antiguamente
inaccesibles a través de ciertas distancias vertical y horizontal del taladro.
 Fallando objetivo (missed target)
Si se ha de fallar en llegar a cierto objetivo con la trayectoria que se está llevando,
la perforación direccional sirve para re-direccionar el pozo hacia la formación
productiva.
 Pozo de trayectoria lateral (sidetracking) y enderezamiento ( straightening )
La perforación direccional puede realizarse como una operación remedial, ya sea
para dirigir el pozo por una trayectoria lateral para evitar un obstáculo (Tubería y
herramientas abandonadas y cementadas y el pozo taponado) desviando el pozo a
un lado de la obstrucción, o de llevar al pozo nuevamente a la vertical enderezando
las secciones desviadas (Ver figura 1.7).
Figura 1.7 Perforación direccional sidetrack.
Fuente: Baker Hughes Incorporated Perforación direccional 1995
14
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
 Buzamiento estructural (structural dip)
Si la estructura de la formación y su buzamiento van a hacer muy difícil mantener
vertical un pozo, puede ser más rápido y barato situar el taladro teniendo en cuenta
la desviación que el pozo ha de tomar y permitirle orientarse naturalmente hacia el
objetivo. El pozo puede ser orientado o direccionado en las últimas etapas para
hacer más precisa su llegada al objetivo (Ver figura 1.8).
Figura 1.8 Perforación direccional para corregir trayectoria de pozo.
Fuente: Baker Hughes Incorporated Perforación direccional 1995
 Perforación a través de una falla (fault drilling)
La perforación direccional puede ser usada para deflectar la trayectoria de un pozo
y eliminar el peligro de perforar un pozo vertical a través de una falla abruptamente
inclinada la cual podría torcer y cortar el revestimiento, lo cual repercutiría en la
producción y representaría la pérdida del pozo, lo que desde el punto de vista
económico sería catastrófico. Para entrar en una formación en un punto particular o
a un ángulo determinado. La perforación direccional hace posible penetrar una
formación en un punto o ángulo particular, en forma que se pueda llegar a la
máxima productividad del reservorio. Es muy importante el verificar los registros de
la formación y la composición de los solidos recortados mientras se perfora, esto
con el fin de verificar posibles indicios de brotes, presencia de presiones anormales
o de gases como ácido sulfhídrico o dióxido de carbono. La figura 1.9 muestra un
ejemplo de perforación direccional a través de una falla de formación.
15
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
Figura 1.9 Perforación direccional a través de falla de formación
Fuente: Baker Hughes Incorporated Perforación direccional 1995
 Para llegar a una localización inaccesible.
Se puede situar al taladro fuera del objetivo, para llegar posteriormente con
perforación direccional, y así llegar a una localización sobre una formación
productora de otra manera inaccesible (como debajo de una población, terreno
montañoso o pantanoso, o cuando no se permite el acceso). En la figura 1.10 se
muestra un ejemplo de perforación direccional en zonas inaccesibles.
Figura 1.10 Perforación direccional a través de zonas inaccesibles.
Fuente: Baker Hughes Incorporated Perforación direccional 1995
16
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
 Para perforar un yacimiento que está bajo el agua.
Cuando una formación productiva queda bajo el agua, la perforación direccional
permite que el pozo se perfore desde una superficie en tierra hacia el objetivo bajo
el agua. Aunque la perforación direccional es costosa, lo es menos que la
perforación costa afuera. Esto se puede apreciar en la figura 1.11.
Figura 1.11 Perforación direccional en zonas costeras.
Fuente: Baker Hughes Incorporated Perforación direccional 1995
 Perforación costa afuera.
La perforación direccional se usa comúnmente en perforación costa afuera porque
se pueden perforar varios pozos desde la misma plataforma. Esto simplifica las
técnicas de producción y recolección, dos factores importantes que intervienen en la
factibilidad económica y en los programas de perforación costa afuera (Ver figura
1.12).
Figura 1.12 Perforación direccional para varios reservorios.
Fuente: Baker Hughes Incorporated Perforación direccional 1995
17
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
 Para perforar a través de un domo salino.
La perforación direccional se usa para resolver los problemas de perforar un pozo a
través de un domo salino y llegar a una formación productora la cual
frecuentemente yace bajo la capa selladora inferior del domo. En la figura 1.13 se
aprecia el concepto de perforación a través de domos salinos.
Figura 1.13 Perforación direccional a través de domos salinos.
Fuente: Baker Hughes Incorporated Perforación direccional 1995
 Pozos de alivio
Los pozos de alivio fueron la primera aplicación de la perforación direccional. Estos
pozos de alivio se perforan hacia un pozo cercano que esté fuera de control,
haciendo posible que el pozo fuera de control (wild well) pueda ser controlado por
medio de inyección por el pozo de alivio.
Figura 1.14. Perforación direccional para pozos de alivio.
Fuente: Baker Hughes Incorporated Perforación direccional 1995
18
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.4.3.1 Métodos de registro de desviación para perforación direccional.
 Registro sencillo.
Un registro sencillo proporciona un único dato del ángulo de desviación o
inclinación y la dirección como en una brújula de la dirección del pozo. El registro
sencillo se corre con cable por dentro de la tubería de perforación, durante una
detención a las operaciones de perforación. Se toma una fotografía a la lectura de
una brújula, la cual indica la inclinación en la cantidad de grados que un pozo se
aparta de la vertical a determinada profundidad. Se saca la herramienta a superficie
y se recupera la fotografía. Se procesa esta información y se corrige por declinación
(la diferencia entre le norte verdadero y el magnético), entonces se determina la
cantidad de giro que se le debe dar a la sarta para posicionar la herramienta de
deflexión en la dirección deseada.
 Registro múltiple.
Generalmente se corre un registro múltiple cada vez que se reviste una sección de
hueco desviado. La herramienta para registro múltiple también se corre con cable,
por dentro de la sarta de perforación, y se deja sentar sobre un drillcollar no
magnético. Se toman fotografías de la brújula a intervalos regulares de tiempo
cuando se están sacando la tubería y la herramienta del pozo. La hora y la
profundidad de cada fotografía se van tomando manualmente en superficie y esta
información se usa para analizar la película del registro, el cual suministra varias
lecturas de ángulo y dirección.
 Registros giroscópicos.
Se usa un registro giroscópico para realizar lecturas sencillas o múltiples en pozos
ya revestidos. El giroscopio se apunta hacia una dirección conocida y todas las
direcciones leídas se referirán a esta dirección conocida. A diferencia de los
instrumentos magnéticos de registro.
19
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
 Registro durante la perforación (measurement while drilling)(MWD)
Dado que se usan motores de fondo para corregir la dirección de un pozo o cuando
se necesitan ajustes mayores de dirección, la medición de la desviación durante la
perforación puede suministrar oportunamente la inclinación y la dirección del pozo.
La tubería de perforación se sostiene estacionaria, luego se sabe la profundidad
medida de la herramienta. Se hace actuar la herramienta por medio de cambios en
la presión de lodo conectando y desconectando las bombas, y así los valores del
registro pueden ser tomados en superficie. Esto es mucho más rápido que detener
la operación y correr un registro sencillo en un cable y puede hacerse a intervalos
regulares, en general cada vez que se ha perforado una conexión.
1.4.3.2 Valores de los registros de desviación para diseño de pozos.
La mayoría de la información direccional se deriva de dos simples mediciones.
 Azimut e Inclinación
La dirección del pozo a la profundidad dada del registro, en grados (de 0 a 359) En
sentido horario, a partir del Norte verdadero. También conocida como el ángulo de
desviación, expresada en grados es el ángulo al cual el pozo está desviado de la
vertical a la profundidad dada. Usando los valores obtenidos en el registro azimut e
inclinación junto con la profundidad medida de la tubería (del registro del listado de
tubería), es posible determinar la profundidad vertical verdadera, el ángulo de
levantamiento, la severidad de la pata de perro y la distancia a la vertical.
 Severidad de la pata de perro
Considera el ángulo promedio del pozo, la inclinación y la variación direccional
sobre una longitud dada. Generalmente se
expresa en grados cada 100 pies.
(deg/100 ft). Siendo el resultado de la inclinación más el cambio direccional, la
severidad de la pata de perro se incrementa, para un cambio direccional dado,
cuando se incrementa la inclinación.
20
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.4.3.3 Métodos de cálculo de desviación.
Existen dos métodos, radio de curvatura y curvatura mínima, que son aceptados
como los más precisos y son los más usados en toda la industria. Ambos asumen
que una curva suave, o arco, se produce entre los puntos sucesivos donde se ha
tomado el registro y ambos requieren el uso de una computadora para ser aplicados
eficientemente en el pozo.
 Radio de Curvatura.
El método del radio de curvatura asume que la trayectoria del pozo entre puntos
sucesivos donde se ha tomado registro es un segmento esférico. La dimensión
exacta de la esfera es determinada por los vectores direccionales, en los puntos
donde se ha tomado registro, y la distancia entre los mismos. Este método, al igual
que el método de la curvatura mínima, está sujeto a errores entre mayor sea la
distancia entre puntos y si hay ocurrencia de patas de perro entre los puntos.
 Curvatura Mínima.
Para un intervalo dado, el método de curvatura mínima toma los valores de
inclinación y de dirección para los puntos entre un intervalo dado. A partir de estos
puntos, este método produce un arco de curvatura mínima para determinar la
trayectoria entre dichos puntos.
El primer paso en la planeación de cualquier pozo direccional es diseñar la
trayectoria del agujero para alcanzar un objetivo dado. El diseño inicial debe
proponer los diferentes tipos de trayectoria que pueden ser perforados
económicamente. El segundo, o diseño final, debe incluir los efectos de las
condiciones geológicas sobre los aparejos de fondo (Bottom Hole Assembly
BHA's por sus siglas en inglés), que serán utilizados y otros factores que
pudieran influenciar la trayectoria final del agujero. Por lo tanto, se puede decir
que la selección del tipo de trayectoria dependerá principalmente de los puntos de
asentamiento de las tuberías, diseño programado del pozo y criterios económicos.
21
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.4.3.4 Diseño de perforación direccional de pozos.
Existen tres perfiles principales que pueden ser previstos para la trayectoria de un
pozo. Nótese que en caso de corrección de curso, podría haber muchas variaciones
del perfil previsto.
a) Perfil de deflexión superficial
El perfil de deflexión superficial está caracterizado por una deflexión superficial
inicial. Cuando se logran la inclinación y el azimut deseados, se reviste el pozo para
proteger la sección de levantamiento. Se mantiene el ángulo del pozo con el fin de
llegar al objetivo.
Este perfil es usado principalmente para perforación a profundidad moderada donde
no se necesita revestimiento intermedio. También se usa para perforar pozos más
profundos que requieran un gran desplazamiento lateral. La mayoría de pozos
direccionales se planean con este perfil.
b) Perfil de curva en S
El perfil de curva en S se caracteriza también por una deflexión inicial a una
profundidad superficial con un revestimiento aislando la sección de levantamiento.
El ángulo de desviación se mantiene hasta que se ha perforado la mayor parte del
desplazamiento lateral deseado. El ángulo del hueco se reduce o se regresa a la
vertical con el fin de llegar al objetivo.
c) Perfil de deflexión aguda
El perfil de deflexión aguda se caracteriza por una deflexión inicial mucho más
abajo del revestimiento de superficie, luego se mantiene el ángulo con el fin de
llegar al objetivo.
22
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.4.3.5 Etapas de la perforación direccional.
Se consideran cuatro etapas principales en la perforación de un pozo direccional.
a) Kick Off.
Este es el punto al cual el pozo se aparta de la vertical. Esto se consigue por medio
de varias técnicas de desviación como el uso de boquillas desviadoras, cucharas
(whipstocks), motores y substitutos angulados (bent subs).
b) Sección de levantamiento.
Después del Kick Off, la inclinación del pozo se aumenta hasta el ángulo deseado
de deflexión. Esto generalmente se consigue mediante el uso de motores y de
substitutos angulados (bent subs).
c) Sección de ángulo constante.
Una vez se ha conseguido el ángulo de deflexión deseado en la sección de
levantamiento, se debe mantener la trayectoria para llevar el pozo al objetivo. Se
utilizan ensamblajes rígidos para perforar siguiendo la misma trayectoria,
encerrando el curso y consiguiendo la rata de penetración óptima.
d) Disminución de ángulo.
Esto puede requerirse si el pozo se está dirigiendo por encima del objetivo. Se
puede reducir el ángulo variando la posición de los estabilizadores (Péndulo) y la
rigidez de la sarta, permitiendo al efecto del péndulo reducir el ángulo. Reducir el
peso en la broca también ayuda a reducir ángulo. Un ensamblaje direccional, que
utilice un motor, puede ser usado para correcciones finales para asegurar que se va
a alcanzar exitosamente el objetivo.
23
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.4.3.6 Técnicas especiales de perforación direccional.
La perforación direccional implica el desarrollo de varias tecnologías para poder
dirigir la barrena hacia el objetivo en la formación, a continuación se describirán las
técnicas mas comunes de desviación para tales fines.
 Cucharas (Whipstocks)
Este es el método más antiguo, pero actualmente reemplazado por los motores de
fondo, los cuales tienen un mejor control de las patas de perro y mantienen estable
el diámetro del hueco. La cuchara removible estándar se usa para iniciar la
deflexión y dirección del pozo, para pasar al lado de tapones de cemento y
enderezar huecos torcidos. Consiste en una cuña invertida, cóncava en un extremo
para sostener y guiar el ensamblaje previsto hacia una dirección dada. También
tiene forma de cincel en la punta para evitar que gire sobre su eje y además un
drillcollar para impedir que la herramienta se salga del hueco. La cuchara de
circulación (circulating whipstock) se corre, se instala y se perfora de igual manera
que la estándar, sin embargo se evita que el fluido de perforación pase a través de
la broca y se le dirige al fondo de la cuchara. Esto hace que se limpie el escalón y
se circule más efectivamente los cortes fuera del pozo, asegurando la limpieza del
fondo del hueco. La cuchara revestidora permanente (permanent-casing whipstock)
está diseñada para permanecer permanentemente en el pozo. Se usa
principalmente para sobrepasar revestimiento colapsado, o basura en el pozo, o
para reentrar en pozos existentes.
 Motores de fondo (downhole motors) y substitutos angulados (bent subs).
El motor de fondo con un substituto angulado (bent sub) es la herramienta de
deflexión más utilizada actualmente. Se mueve a impulso del lodo bombeado por
entre la sarta de perforación para producir fuerza rotante en el fondo, eliminando así
que toda la sarta tenga que girar desde la superficie. Sin que la sarta tenga que
rotar, el pozo se desviará en la dirección en que se haya orientado el sustituto
angulado. La turbina es un tipo de motor de fondo. Su estator estacionario lleva el
24
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
fluido de perforación al rotor interno unido sólidamente a la broca. Las turbinas son
generalmente sistemas de alta velocidad y bajo torque comparables a motores de
desplazamiento positivo. Se instala una malla entre la Kelly y la tubería de
perforación para evitar que material extraño llegue hasta la turbina causando daños
o fallas al motor. La turbina no se debe utilizar cuando se esté adicionando material
de control de pérdida al lodo, pues se taponaría la malla y / o el motor. El motor de
desplazamiento positivo (PDM) funciona en forma similar a la turbina pero a RPM
inferior para un volumen dado de lodo, y actualmente es el más usado. Su rotor es
movido y girado por la presión de la columna de lodo el cual transmite la fuerza
rotacional a la broca. Se pueden usar motores de desplazamiento positivo aunque
se esté agregando al lodo material de control de pérdida.
El substituto angulado se usa para proporcionar una deflexión constante a la broca.
Es un dispositivo cilíndrico corto instalado entre el drillcollar más inferior y el motor
de fondo. El substituto angulado hidráulico puede ser ajustado para perforación
recta, o bien para perforación direccional, para que la broca siga la orientación dada
al substituto en un arco suave y continuo. La rotación generada por los motores
está determinada por la rata de circulación presente. Por ejemplo si se hace una
vuelta cada ocho litros de fluido que pasen por el motor, una rata de flujo de 1.6
m3/min. (1600 litros) producirá unas RPM de 200.
 Rotando y deslizando (sliding)
Se puede usar una combinación de deslizamiento (Rotación solamente con el motor
de fondo) y rotación (Rotación adicional suministrada desde superficie) para
deflectar el pozo.
Cuando se está deslizando, es decir con rotación debida
únicamente al motor de fondo, las ratas de penetración son menores,
incrementando el costo. Si la dirección del pozo es la deseada se puede añadir
rotación desde superficie, suministrando así mayores ratas de penetración. Esta
rotación añadida desde superficie contribuye a reducir el ángulo de levantamiento.
25
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
 Mediante boquilla desviadora (jetting)
Este método de desviación es efectivo para pozos en formaciones blandas, se
dispone de un ensamblaje adecuado con una broca con una boquilla especial para
deflexión y se le orienta en la dirección deseada. Generalmente, se tapan o se
reducen en tamaño considerablemente todas las boquillas menos una. Circulando
el fluido de perforación, al salir de la broca, se dirigirá preferencialmente en una
dirección. Aplicando peso a la broca y una rata de circulación alta, el líquido
expulsado a través del jet mayor o abierto erosionará un lado de la pared del pozo y
en tal forma el pozo se desviará de la vertical. Un problema asociado a este
procedimiento es la creación de patas de perro. Esto se deberá determinar antes de
continuar perforando, y remover las patas de perro más severas por medio de
rimado. Los tipos de sistemas para desviación de ángulo en perforación direccional
se muestran en la siguiente figura.
a)
b)
Figura 1.15. Sistemas de desviación para perforación direccional
a) Cuchara desviadora, b) Sistema de motor de fondo.
Fuente: Schlumberger Introduction to directional Wells 2008.
26
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.5 Equipos de perforación
En los primeros días de la exploración y producción de petróleo, los pozos eran
perforados con torres de perforación con equipos de cable. La técnica utilizada fue
la perforación por percusión donde una broca y la sarta de perforación suspendida
por un cable se dejaban caer repetidamente para ir haciendo hueco. Los golpes
repetidos iban penetrando la formación profundizando el pozo en el proceso. Las
desventajas de la torre de perforación con equipos por cable eran las capacidades
de perforación limitada, ratas de perforación muy lentas y que no había forma de
controlar la presión de formación desde el sitio de operación.
Las torres de perforación en tierra se diseñan en general sobre el principio de mástil
en cantiléver, lo que facilita el transporte y armado del equipo. La torre de
perforación se transporta en secciones al sitio donde se va a hacer la perforación,
dichas secciones se arman horizontalmente sobre el suelo y luego, con la ayuda del
malacate, se levanta a posición vertical. Las válvulas preventoras (Blow out
Preventors, BOP) se colocan directamente sobre el eje de la perforación, bajo la
torre ya erguida, y así puede circular el fluido de perforación y entrar o salir la sarta
de tubería de perforación.
1.5.1Torres de perforación en mar adentro.
La perforación Mar adentro requiere obviamente de un buque completamente
autosuficiente, no sólo en términos de perforación, sino también de acomodación
del personal. Localizados en ubicaciones remotas y hostiles, son mucho más
costosos de operar y requieren medidas de seguridad más sofisticadas puesto que
el nivel del agua separa la cabeza del pozo de la torre de perforación. Existen
diferentes tipos de torre de perforación en mar adentro y su uso depende
principalmente de la profundidad del agua en que se ve a operar. Se les denomina
móviles de perforación a los equipos convencionales montados sobre plataformas
autoelevables, semisumergibles y barcos perforadores.
27
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.5.2 Barcazas
Estos son pequeños buques de fondo plano que sólo se pueden usar en aguas
poco profundas como en los deltas, pantanos, ríos, lagunas, y lagos pandos.
1.5.3 Plataformas de columnas plegables
Estos son buques móviles convenientes para taladrar con agua de mar poco
profunda. Están formados por un casco o plataforma fijos, los cuales se apoyan en
un cierto número de columnas, generalmente tres, que se apoyan en el lecho del
mar. Para mover una plataforma plegable, dichas columnas se levantan y el taladro
puede flotar en su casco y así ser remolcado. Dado que así plegado tiene muy alto
el centro de gravedad, por lo tanto muy inestable durante el remolque, debiendo ser
remolcado con el mar muy calmo y a muy bajas velocidades para evitar el
volcamiento. Una vez en la posición requerida, las columnas se asientan en el lecho
del mar, haciendo una estructura muy estable que no es afectada por las olas. Las
preventoras se instalan bajo el nivel de la mesa del taladro, lo cual hace necesario
un tubo conductor muy largo hasta el lecho del mar para conectar el pozo al taladro
y permitir la circulación del fluido de perforación.
1.5.4 Plataformas semi-sumergibles.
Las plataformas semi-sumergibles son taladros flotantes capaces de perforar en
aguas más profundas que aquellos de patas plegables. La mesa es soportada por
cierto número de patas o columnas. Bajo el nivel del agua estas columnas están
soportadas por pontones que pueden estar o no conectados entre sí. Las columnas
y pontones pueden ser utilizados para lastrar y equilibrar la plataforma. Esta
estructura queda equilibrada por debajo del nivel del agua, evitando el
inconveniente principal que es la turbulencia del mar en la superficie. Esto la hace
más estable que los buques de perforación y por lo tanto más apropiadas para
perforar en aguas turbulentas. Los pontones tienen hélices motrices para ajustar su
posición y para moverse, aunque en general son remolcadas por barcazas y usan
las hélices para un tipo de posicionamiento más preciso. Una vez correctamente
28
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
posicionada, la plataforma es anclada en el lugar, aunque en aguas más profundas
las hélices pueden seguir siendo usadas para mantener la posición por medio de un
control automático de posición. A diferencia de la plataforma de patas plegables, en
este tipo de plataforma las BOPs se instalan sobre el lecho marino, directamente
conectadas al revestimiento del pozo. Instalar las BOPs es un proceso sumamente
complejo y se efectúa por medio de vehículos a control remoto (Remote Operated
Vehicle, ROV) y cámaras marinas. Esto permite que la plataforma pueda abandonar
el pozo en caso de necesidad. Un conductor largo, flexible y telescópico, llamado
riser, conecta las BOPs a la plataforma, permitiendo circular al fluido de perforación
y entrar y salir del pozo a la sarta de perforación.
1.5.5 Buques de perforación.
Los Buques de perforación
pueden
perforar en
aguas más profundas.
Generalmente tiene su propio medio de propulsión y viajan fácilmente de una a otra
localización. Son sumamente móviles, pero no tan estables como las plataformas
semi-sumergibles, y por lo tanto no son aptos para perforar en aguas muy
turbulentas. Un buque de perforación puede ser anclado, o su posición mantenida
mediante un control automático de posición parecido al de una plataforma semisumergible. Los Buques de perforación tienen exactamente el mismo equipo que
las plataformas semi-sumergibles, con las BOPs conectadas sobre el lecho marino.
Para compensar el movimiento del buque (al igual que en las plataformas semisumergibles) el riser tiene una junta escualizable en el lecho marino que permite el
movimiento horizontal.
1.5.6 Plataformas fijas.
Las plataformas fijas son estructuras permanentes montadas especialmente cuando
no se requiere movilidad. Típicamente cuando múltiples pozos han de ser
perforados para desarrollar y entrar a producir un campo. Pueden ser de dos
diseños, soportadas con pilotes o por gravedad. Una plataforma sostenida por
pilotes consiste en una estructura de acero así soportada por dichos pilotes
29
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
clavados en el lecho del mar. Este tipo de plataforma es muy estable cuando hay
mal clima, pero es muy poco móvil. Usualmente se construyen en secciones
separadas que son remolcadas separadamente hasta el sitio y allí ensambladas.
Las plataformas de tipo por gravedad son hechas en concreto, o acero, o en una
combinación de ambos. Tienen una base modular, la cual provee de sitio para lastre
y almacenamiento, y sobre esta base van las columnas verticales que han de
soportar la mesa de perforación. Normalmente son construidas completamente y
luego remolcadas y lastradas en su posición definitiva. Las actividades marinas se
han extendido hasta regiones muy profundas, donde las condiciones son muy
severas y donde se han enfrentado nuevos problemas. Por esto se desarrolló una
técnica
llamada:
Posicionamiento
dinámico,
la
cual
es
una
técnica
de
mantenimiento de la posición de las unidades flotantes teniendo en cuenta las
fuerzas del viento, olas y corrientes marinas tendientes a mover la embarcación. En
la figura1.16 se pueden observar los diferentes tipos de equipos de perforación.
EQUIPO
TERREST
RE
Figura 1.16 Tipos de equipos de perforación.
Fuente: Unidades móviles de perforación marina. UPMP PEMEX 2002.
30
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.6 Componentes del equipo de perforación.
Un taladro moderno de perforación rotatoria de cualquier tipo consiste de cinco
componentes principales:
1. Broca de perforación y sarta de perforación.
2. Sistema de Movimiento de la sarta de perforación.
3. Sistema de circulación del fluido de perforación.
4. Sistema de válvulas preventoras. (BOPs)
5. Sistema de suministro de Energía o de potencia.
1) Broca de perforación y sarta de perforación.
El término rotaria proviene del movimiento físico de la sarta de perforación y la
broca, el cual va aplicando una fuerza rotaria de corte a la roca en el fondo del
pozo. La rotación puede ser aplicada en superficie a toda la sarta o bien por un
motor en fondo a una parte del ensamblaje de fondo (Bottom hole assembly, BHA).
La sarta de perforación consiste en tubería de acero la cual conduce en su interior
el fluido de perforación hasta la broca de perforación. Esta sarta de perforación es
una combinación de tubería de perforación, tubería de perforación más pesada, de
mayor diámetro y calibre, y Drill collars aún más pesadas (Ver figura 1.17).
Figura 1.17 Sistema de rotación.
Fuente: Drilling Rig 3D Rodolfo Santiago Esquitin 2012
31
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
2) Sistema de movimiento de la sarta de perforación.
Toda la sarta es montada en la torre de perforación que tiene un sistema para el
movimiento vertical (hacia adentro y hacia fuera) de dicha sarta. Este sistema está
compuesto de: el malacate, el conjunto de poleas en la corona, el bloque viajero y
la línea de perforación. La rotación de la sarta en superficie es aplicada a la sarta
por una de dos maneras: Por medio de un sistema de kelly, o por medio de un Top
Drive, los cuales se explicarán mas adelante.
3) Sistema de circulación del fluido de perforación.
El fluido de perforación, comúnmente llamado lodo de perforación, se almacena en
tanques o piscinas, y desde allí el lodo puede ser bombeado a través del standpipe
a la swivel donde entra a la kelly o al Top Drive, luego por toda la sarta de
perforación hasta la broca, antes de regresar a la superficie a través del anular, (el
espacio entre la sarta de perforación y las paredes del hueco). Y al regresar a la
superficie el lodo es pasado por varios elementos del equipo de control de sólidos
para que le sean retirados los cortes de la perforación, antes de regresar a los
tanques de lodo y completar el ciclo completo.
Figura 1.18 Sistema de circulación.
Fuente: Chesapeake Energy Corporation 2010
32
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
4) Sistema de válvulas preventoras. (BOPs)
Las formaciones en la sección superficial de un pozo, generalmente están aisladas
por tubo conductor de acero de diámetro grande, llamado revestimiento o casing. El
espacio anular por el cual el lodo regresa a la superficie es ahora el espacio entre el
interior del revestimiento y el exterior de la sarta de perforación. A este
revestimiento se conectan las válvulas preventoras o BOPs (Blow Out Preventors),
una serie de válvulas y sellos que pueden ser usados para cerrar el anular o la boca
completa del pozo con el fin de controlar altas presiones de fondo cuando se
presentan. La figura 1.19 ilustra este concepto.
Figura 1.19 Sistema de control.
Fuente: Chesapeake Energy Corporation 2010
5) Sistema de suministro de energía o de potencia.
Todo el equipo descrito anteriormente se opera con un sistema central de energía,
el cual también suministra la energía para el alumbrado eléctrico, para las
compañías de servicio, etcétera. Normalmente, esta fuente de energía es una
planta eléctrica movida por un motor diesel.
33
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
Figura 1.20 Sistema de potencia.
Fuente: Chesapeake Energy Corporation 2010
En la figura 1.21 se puede observar una distribución usual de un equipo de
perforación terrestre.
Figura 1.21 Equipo de perforación terrestre.
Fuente: Chesapeake Energy Corporation 2010
34
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.7 Criterios de logística y económicos.
Relevantes aspectos ambientales y económicos han incrementado el uso de la
perforación direccional. En algunas áreas simplemente ya no es posible desarrollar
un campo haciendo caminos a cada localización superficial y perforando un pozo
vertical. En lugar de esto, así como en las instalaciones costa fuera, es necesario
construir plantillas desde las cuales se puedan perforar varios pozos. Lo anterior, no
sólo ha incrementado la actividad de perforación direccional, si no que también los
programas de trayectorias son más complicados, aplicándose en situaciones y
áreas donde no era común hacerlo. Por ejemplo, se están perforando pozos
direccionales para desarrollos geotérmicos, los cuales están siendo perforados en
granitos duros y en otras rocas ígneas y metamórficas. También se están
perforando pozos de alcance extendido con desplazamientos horizontales de más
de 10,000 m y con miras a incrementarse.
Conforme se incrementen los costos de desarrollo de campos (en aguas profundas,
localizaciones remotas, ambientales hostiles y zonas productoras mas profundas) el
uso de la perforación direccional también se incrementará. En sus inicios, la
perforación de pozos direccionales fue evidentemente motivada por los aspectos
económicos. Descubrimientos posteriores de aceite y gas en el Golfo de México y
otros países, promovieron la expansión de la perforación direccional. El desarrollo
de campos costa afuera ha absorbido la mayoría de las actividades de perforación
direccional. En varias ocasiones se han descubierto campos debajo de zonas
urbanas, y la única manera de desarrollarlos de manera económica ha sido
perforando direccionalmente.
Frecuentemente, las obstrucciones naturales tales como montañas u otros
accidentes topográficos impiden la construcción de una localización superficial y la
perforación de un pozo casi vertical. Otra aplicación de la perforación direccional es
el efectuar una desviación desde un pozo existente. Esta desviación puede ser
efectuada para “puentear” una obstrucción en el agujero original o para buscar
horizontes productores adicionales en los sectores adyacentes del campo.
35
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.1 Procedimientos de perforación direccional de pozos
Para efectos prácticos de éste manual se considerarán las operaciones de
perforación direccional onshore (costa adentro) utilizando un equipo de perforación
de tipo mástil telescópico de 550 HP autotransportable dado la complejidad de las
operaciones costa afuera (offshore).
En la operación de equipos terrestres se deben considerar los factores que
intervienen en la selección de recursos humanos, equipos y materiales, acorde a las
características de cada uno de ellos. Es por esto, que de acuerdo al tipo y diferentes
características de los equipos, se requiere actividades y procedimientos adecuados a
los mismos para la instalación
y operaciones de perforación. Sin embargo, las
secuencias de las operaciones en su mayor parte se generalizan, normalmente
siguiendo de guía el manual del perforador de la unidad de perforación y
mantenimiento de pozos de petróleos mexicanos (UPMP).
En toda operación son necesarias en forma preliminar las actividades de planeación
y programación para el buen desarrollo y seguridad de la misma y lograr los
objetivos. Los procedimientos de instalación del equipo que se usan en campo
generalmente tienen la siguiente secuencia:
1. Verificación del sitio donde se instalará el equipo
2. Inspección a unidades de apoyo logístico
3. Platicas de seguridad operativa con el personal involucrado
4. Realizar trazos para la distribución del equipo
5. Instalación de barra estabilizadora.
6. Instalación de subestructuras
7. Instalación de malacates
8. Instalación de bombas de lodo, choke manifold, acumulador de presión.
36
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
9. Instalación de silos, casetas y dosificadores de material químico
10. Instalación de maquinas generadoras, de transmisión, motores.
11. Instalación de tanques de lodo, presas de asentamiento, de preparación, etc.
12. Instalación de caseta de herramientas, tanques de agua y diesel
13. Armar piso y rotaria. Power swivel o top drive.
14. Instalar freno magnético, motor eléctrico, tomas de fuerza
15. Acoplar transmisiones y líneas neumáticas
16. Armar mástil y verificar puntos críticos. Evitar dejar objetos en el mástil
17. Instalar brida de izaje
18. Instalar el indicador de peso. Consola del perforador.
19. Instalar sistema eléctrico, de agua, de aire y combustible y probar funcionamiento
del freno auxiliar.
20. Levantar mástil
21. Instalar circuito de circulación de lodo, líneas de descarga, líneas de succión.
22. Armar consola de control de energía y terminar de instalar red eléctrica
23. Instalar al frente, cargadores, rampas y muelles de tubería
24. Instalar trailer habitación
25. Nivelación de equipo e instalación de señalización de seguridad
Figura 2.1 Adecuaciones para la instalación del equipo de perforación.
Fuente: Chesapeake energy 2008
37
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.2 Procedimiento de izaje del equipo
Objetivo
Establecer las normas y procedimientos para realizar el Montaje de Equipo, de una
manera segura, preservando las personas, las herramientas y minimizando el daño
al medio ambiente. El Gerente de Operaciones en turno es el responsable de la
correcta administración, interpretación y actualización del procedimiento. El Jefe de
Equipo y Perforador/Maquinista son los
responsables de la implementación del
mismo.
Materiales e Información Necesaria
• Maestro de Rutinas o manual de procedimientos.
• Diagrama de distanciamiento de las cargas del equipo (Lay-Out).
• Programa del pozo
• Planilla de I.N.D. (Inspección No Destructiva)
• Las herramientas necesarias para el desarrollo seguro de las tareas.
Descripción del proceso
2.2.1. Platicas de Seguridad
Realizar platica de seguridad de acuerdo a la tarea a realizar, leer Análisis de
Trabajo Seguro (AST o ATS) correspondiente con el personal del equipo y todo
personal involucrado en la tarea, registrar los cambios que puedan surgir, evaluando
los riesgos potenciales del trabajo y asignando tareas y responsabilidades a cada
integrante del turno.
2.2.2. Operación
Teniendo las condiciones del terreno favorables y reuniendo todos los requisitos de
seguridad, comienza esta etapa que se denomina: Montaje de Equipo. El montaje del
equipo completo de perforación, es una operación que requiere del mayor grado de
38
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
concentración de cada uno de los operarios. Usar los elementos de seguridad
correctamente. Este procedimiento se divide en siete etapas:
A. Recepción de programa de pozo
B. Montaje de cargas y equipo
C. Montaje de barra estabilizadora
D. Atracar el equipo
E. Montaje de la torre
F. Corona de la torre
G. Montaje del primer tramo.
A. Recepción del programa del pozo
Se debe recibir el programa del pozo, con todos los detalles inherentes a la
operación. Este documento deberá ser entregado por el operador antes de iniciar la
operación. Verificar Estado del terreno; instalación de superficie; perfiles;
profundidad; instalación final actual; capas punzadas y capas a punzar; profundidad
final del pozo y detalle de las maniobras a realizar con el equipo.
B. Montaje de cargas y equipos
Siempre lo que antecede a toda operación o tareas es realizar una reunión con todo
el personal involucrado en la operación, ya sea directa o indirectamente. El Jefe de
equipo y/o Perforador/Maquinista relatará la plática de seguridad, poniendo énfasis
en las precauciones a tener en cuenta, uso de los elementos de protección personal,
y distribución del personal, exigiendo la participación de todo el personal presente.
C. Montaje de barra estabilizadora
La barra estabilizadora se debe montar, en el pozo antes de atracar el equipo. Tomar
la medida del centro de la brida. Un operario realizará las señas correspondientes,
desde ese centro al operario del montacargas. Las señas deben ser claras y
precisas. En casos de terrenos blandos en exceso la Operadora deberá
39
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
reacondicionar nuevamente el terreno y entregarlo en condiciones operativas, para
colocar la rampa donde se montará el carrier. Utilizar nivel a burbuja para comprobar
la correcta posición. En caso de existir contrapozo de gran tamaño se deberá colocar
vigas de apoyo y apuntalar las mismas. No colocar los dedos en ojales o
alojamientos de pernos, realizar el montaje de la barra estabilizadora, en forma lenta
y coordinada, evitando tocar la boca de pozo. Para centrar la barra estabilizadora: el
montacargas desliza la barra según señales de la persona asignada. Respetar el
montaje de las cargas de acuerdo al diagrama de distribución de cada equipo
siempre y cuando la plataforma lo permita. La posición de los trailers habitación
deberán quedar fuera del ángulo de caída de la torre. Todas las cargas deben
quedar sobre terreno plano.
D. Estacionar el equipo
Liberando el freno de estacionamiento, colocando reversa, se moverá lentamente
hacia la boca de pozo, guiado por dos operarios como mínimo, indicando proximidad,
giro a la derecha o izquierda, frenar, moverse para atrás, mover para adelante, etc.
Una vez que el equipo está en posición correcta (guiada por apoyos de los gatos
hidráulicos o bien por medida prefijada a boca de pozo); Se frena el equipo con
pedal, coloca neutro, pulsa freno de estacionamiento; se colocan calzas en las
ruedas; cambia transmisión y cambia aire de cabina a parte trasera del equipo.
Nivelar el equipo con los gatos hidráulico y ajustar las mariposas de seguridad.
Liberar cables de contravientos. Extenderlos hasta el anclaje correspondiente.
Colocar escaleras y barandas al chasis del equipo. Liberar block y torre. Colocar
tensores laterales.
E. Montaje de la torre
Antes de montar la torre se debe realizar una revisión visual, de cables, changuera,
pernos, estructura de la torre y escalera, corona, grilletes y seguros, nivel de aceite
hidráulico y tensores.
40
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
F. Corona de la torre
Purgar el circuito hidráulico y controlar presiones. Cualquier anomalía que presente
el circuito o en los pistones, se suspende el montaje de la torre hasta tanto no se
halla solucionado el problema.
G. Montaje del primer tramo
Accionar comando del pistón del primer tramo, controlando presiones en manómetro.
Registrar presiones de Izaje. Un operario ocupará su posición en la palanca de freno
del tambor principal. Los demás operarios controlarán que nada se interponga en el
izaje del tramo (cables, mangueras, cadenas, etc.). Sacar suficiente cable del tambor
de swaveo y dejar palanca frenada. No deberá haber ningún operario sobre el chasis
del equipo. Estarán el encargado de operar las palancas de montaje a un costado
del equipo y el operario que operará el freno del block en el comando del
perforador/maquinista. El resto del personal deberá quedar alejado de la zona, por
posible caída de la torre. Continuar con el montaje del primer tramo en forma lenta,
sin producir movimientos bruscos, hasta llegar a los apoyos de la torre, colocar
pernos y seguros. El operario que se encuentre en la palanca de freno, irá soltando
el freno a medida que sube el primer tramo. El izaje del primer tramo de la torre,
debe hacerse en forma lenta para tener mayor tiempo de observación en detectar
anormalidades. En caso que ocurra un imprevisto, se bajará el tramo, solucionará el
problema y continuará con la operación normal. (Ver figura 2.2).
Figura. 2.2 Levantamiento del mástil autotransportable por cilindro hidráulico.
Fuente: Chesapeake energy 2010
41
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
Una vez que la torre hizo tope en forma suave, las trabas se extienden
automáticamente. Asentar el segundo tramo, verificar visualmente que asentaron las
trabas y liberar presión. Durante el montaje de el segundo tramo solamente se podrá
ascender al mástil si este esta apoyado en su parte inferior o con trabas colocadas.
Si surge algún inconveniente en el izaje, bajar el tramo, verificar y corregir la
anormalidad.
Colocar y tensar contravientos. El chango, provisto de todos los
elementos de protección personal y para trabajo en altura, colocará el salva caídas
T3 y subirá por la torre, usando dos colas de amarre, (realizando el camino de vida),
para controlar seguro de trabas, conectar luz del segundo tramo, colocar pernos del
barandal de changuera. De tener inconveniente en el izaje de la torre, se
confeccionará un ATS, permiso de trabajo, asistencia mecánica o se llamará al
personal de QHSE, para coordinar las tareas. La elevación del tramo debe realizarse
de manera lenta. Es fundamental la presencia de un supervisor, revisando,
observando y advirtiendo por todo el equipo posibles eventualidades, a una distancia
prudente. Verificar el correcto centrado del block. Durante el montaje del mástil no
deberá circular ningún vehículo por la locación, ya que podría pisar algún cable y
provocar problemas en el izaje. En caso de condiciones climáticas adversas se
suspenderá el montaje de la torre. Durante el montaje se controlará también el nivel
en el tanque de hidráulico del equipo.
H. Montaje del segundo tramo (pistón hidráulico)
Purgar circuito hidráulico y controlar presiones. Registrar presiones de izaje.
Controlar centralizador de pistón, cables, cadenas, y cualquier elemento que pueda
interrumpir el libre despliegue del segundo tramo de la torre. Desenrollar el cable del
winche hidráulico, para evitar que quede la cadena en la parte superior de la torre.
Accionar comando de izaje de segundo tramo, controlando presiones y registrar las
mismas. Dos operarios ocuparan los puestos al costado del equipo, en comandos de
izaje y en freno de tambor principal, liberando el freno a medida que sube el tramo,
manteniendo block a la altura de la parte inferior de la torre. El resto de lo operarios
controlará que no se enganche ningún cable, cadena, durante la elevación del tramo.
42
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.2.2.1 Montaje del sistema de control de brotes
El preventor de surgencia (BOP, Blow Out Preventer), es la válvula de seguridad
principal del pozo. Consta de diferentes tipos de cierre, (parcial, total, anular, etc). Y
es accionada de forma hidráulica o mecánica. El cierre hidráulico es proveniente de
un acumulador de presión, lo que le da seguridad y rapidez, o del circuito hidráulico
del equipo. Para la colocación de la BOP, se debe usar todos los elementos de
protección personal. De ser necesario se confeccionará un ATS (análisis de trabajo
seguro), para definir con exactitud las necesidades de cada Equipo. Este
procedimiento consta de tres tareas:
a) Colocación de BOP en el pozo
b) Conexiones
c) Acumulador de presión
2.2.2.2 Colocación de BOP en el pozo
Una vez realizada la charla o el ATS, y definidos los roles; se procede a instalar los
preventores de brotes. Verificar el estado y diámetro de la boca de pozo programado.
Revisar el alojamiento del aro empaquetador en condiciones favorables. Ajustar y
colocar el aro correspondiente. Se elevará BOP, con eslinga y block para su
colocación en brida. Ajustar grilletes. Quedando solamente suspendida por el block,
por medio de la eslinga. Controlar que la eslinga sea de la resistencia adecuada.
Controlar estado, las eslingas en mal estado deben descartarse, ya que pueden
provocar accidentes. Es elemental la presencia de un supervisor, a distancia
prudencial, para detectar anomalías desde otro ángulo. Bajar BOP, soltando el freno
del block, lentamente hasta hacer coincidir los orificios con los espárragos de la
brida. Debe quedar con la orientación adecuada para la colocación de los volantes
de cierre manual. No permanecer en la línea de desplazamiento de la BOP. El
perforador deberá hacer movimientos suaves. Ajustar espárragos en forma
alternada, para mantener el nivelado y el perfecto ajuste de las bridas.
43
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
Terminar ajuste con llave de golpe y marro. Retirar grilletes, eslingas y liberar block.
Realizar chequeo de BOP: conexiones, orejas de elevación, tuercas y espárragos,
cierres manuales, etc.) Del perfecto ensamble y limpieza de los elementos de
empaquetado (bridas, roscas, aro empaquetador, alojamiento del aro, espárragos,
etc., dependerá la seguridad de los operarios y del pozo.
Figura 2.3 Preventor de reventones BOP
Fuente: Manual del Inspector técnico en perforación UPMP.
44
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.2.2.3 Conexiones
Las conexiones necesarias para la prueba de BOP, son las líneas de inyección
desde la presa al pozo; las líneas de hidráulico, y los cierres manuales. Al realizar
éstas conexiones se deben minimizar los derrames. Evitarlos de ser posible.
2.2.2.4Líneas de inyección:
Las conexiones de líneas se realizan desde la bomba de ahogue o control hasta la
válvula lateral de BOP (Kill line), y por la válvula lateral del tubing spool se colocará,
la línea de descarga o shock line. La líneas de entre columna (choke-line y kill-line),
directa y llenado, deberán estar armadas con la mínima cantidad de codos
articulados (chick-sand). Cuando el pozo lo requiera se colocará dos válvulas y HCR
(Hydraulic Control Remote) o Check-valv (para pozos con presión).Verificar el
perfecto estado de las uniones y empaquetaduras. Realizar limpieza de uniones,
ajustar en forma manual y terminar ajuste con marro.
2.2.2.5 Cierres manuales:
Estos dispositivos con forma de volante, son los cierres que se deberán usar, en
caso que el cierre hidráulico no funcione. Por lo tanto deben funcionar a la
perfección. Colocar los soportes y los volantes por ambos lados de la BOP. Colocar
los seguros de los cierres, para evitar el desprendimiento de los volantes.
Es
importante saber con cuántas vueltas del volante se produce el cierre total de las
esclusas.
2.2.2.6 Líneas de hidráulico:
Las líneas de hidráulico, son las encargadas de transportar el fluido hidráulico desde
el acumulador hasta la camisa de cada esclusa de la BOP. El pistón de doble acción,
que se encuentra alojado dentro de la camisa es deslizado por el fluido hidráulico,
desde un extremo. Por el otro extremo fluye el fluido hidráulico residual, retornando al
recipiente del acumulador, de esta manera se cierra el circuito. Dependiendo de la
posición del acumulador, el conjunto de líneas fijas, puede estar montado sobre
45
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
caballetes o permanentes en el chasis del equipo, este ultimo de fácil remoción en
caso que una emergencia requiera quitar el equipo dejando BOP colocada y
accionada. Conectar mangueras inífugas desde chasis de equipo hasta BOP (cierres
parcial, total y anular, si posee.) Las conexiones deben estar limpias y ajustar con
marro. Las uniones en la BOP, deben ser metal-metal. No transitar sobre las líneas
de hidráulico. Colocar rampa para transitar sobre las líneas. Verificar la posición de
las líneas para que coincidan luego con los accionamientos de apertura y cierre de
esclusas, verificar el ajuste de cada una de las uniones de las líneas.
2.2.2.7 Línea de llenado:
Es aquella que va colocada en la entrada del tubo de salida lateral, (Trip-Tank)
2.2.2.8 Línea de venteo:
Es utilizada para realizar el venteo de gas, y posterior quemado. Se recomienda la
colocación de una válvula de retención a la salida del golpeador. Verificar el cierre de
la válvula de descarga del acumulador, realizar todas las conexiones eléctricas y
neumáticas del acumulador, verificar la precarga de los botellones, poner en
funcionamiento el acumulador de presión, verificar los manómetros de presión
(presión acumulada en los botellones y presión de trabajo regulada), la bomba
eléctrica succiona el aceite hidráulico, llenando los botellones a presión, hasta que el
presóstato, corte la energía y pare el motor de la bomba.
2.2.2.9 Acumulador de presión.
Verificar el nivel de aceite hidráulico del recipiente del acumulador. Comprobar que la
presión del fluido hidráulico, acumulada en los botellones, coincida con el valor de
corte del presóstato. Desconectar las conexiones de la/s bombas eléctrica y/o
neumática. Accionar los cierres (total, parcial y anular si lo hubiere). El mínimo
requerimiento de cierres que se piden son: Si al producir los cierres del parcial, total,
anular y HCR, la presión del acumulador tiene por lo menos 200 psi sobre la presión
de precarga, la prueba resultó exitosa. (Realizar la prueba con bombas eléctrica y
46
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
neumática, desconectadas)Por ejemplo si la presión de precarga de los botellones es
de 1000 psi, deberá quedar el manómetro indicando 1200 psi, por lo menos. Caso
contrario, se debe encontrar el problema y solucionarlo. Es muy importante que el
acumulador funcione correctamente. Para ello cada vez que se cierre cada esclusa,
no debe tardar más de 30 segundos en completar su cierre. Calcular el tiempo que
tarda el sistema en recargarse, desde cero hasta la presión regulada en el
presóstato. El acumulador debe contar con válvula de alivio de presión, por
seguridad en caso que el presóstato no funcione. Los controles de accionamiento de
la BOP, no deben permanecer en posición neutral durante la operación. En la figura
2.4 se muestra el acumulador de presión.
Figura 2.4 Acumulador de presión.
Fuente: Well Control Operations
Durante la prueba el acumulador de presión debe registrar las siguientes presiones.
Presión de precarga de los botellones (nitrógeno) 900 a 1100 PSI.
Presión acumulada en los botellones (hidráulico) 3000 PSI.
Presión de trabajo regulada
1500 PSI.
Presión para mover tubería con anular 800 PSI.
47
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.2.3 Prueba de BOP y Acumulador
Objetivo
Establecer las normas y procedimientos para realizar la prueba de BOP y
Acumulador, de una manera segura, preservándolas personas, las herramientas y
minimizando el daño al medio ambiente.
Descripción del proceso
2.2.3.1 Platicas de Seguridad
Realizar platica de seguridad de acuerdo a la tarea a realizar, leer ATS
correspondiente con el personal del equipo, y personal involucrado en la tarea,
registrar los cambios que puedan surgir, evaluando los riesgos potenciales del
trabajo y asignando tareas y responsabilidades a cada integrante del turno.
2.2.3.2 Operación
De la veracidad de esta prueba, va depender la seguridad de cada una de las
personas que se presenten en la locación. El cuidado al medio ambiente está ligado
directamente al buen funcionamiento del conjunto BOP y acumulador de presión.
Para realizar este procedimiento, al igual que en otros, se deben utilizar los
elementos de protección personal. Este procedimiento consta de cuatro tareas:
A. Prueba de línea
B. Prueba de BOP
C. Prueba del acumulador
D. Prueba de esclusa total.
48
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
En cada una de las tareas a continuación descritas, se debe prestar especial
atención a la salud de cada una de las personas que intervengan a la seguridad que
irá de la mano de cada una de las maniobras y acciones que se realicen, al medio
ambiente que rodea y a la calidad que reflejará en forma constante.
A. Prueba de línea
Para tener una prueba de BOP satisfactoria, primero se debe probar la bomba de
inyección, líneas y válvulas. Esta prueba se realizará en forma minuciosa, para
detectar posibles fugas de presión y evitar problemas durante la operación. En caso
de existir fugas de presión: reparar y continuar con las pruebas, hasta que sean
satisfactorias. Las pruebas de líneas se realizan a una presión que varía de acuerdo
al tipo de válvulas, líneas y la presión estimada de trabajo. Siempre se debe probar
con una presión máxima igual a la presión de trabajo menor de todo el conjunto
(bomba, manómetro, líneas, válvulas, etc.). Ningún operario debe acercarse a la
zona de alta presión, excepto el operario que abra la válvula de descarga. Verificar la
existencia de eslingas de seguridad donde haya codos articulados y uniones dobles.
Mantener el área libre de obstáculos.
B. Prueba de BOP
Para probar la BOP, con presión, se debe tener en cuenta lo siguiente:
• Presión máxima de trabajo de la BOP.
• Ubicación y diámetro de las esclusas.
• Diámetro del tubing en uso.
• Controlar registrador de presión.
C. Prueba de esclusa parcial
Para probar las esclusas parciales del conjunto, se debe aislar de la presión al
casing. Para eso se utiliza un dispositivo llamado probador de copa o cup -tester.
Esta herramienta consta de una copa empaquetadora que no permite el paso de
49
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
fluido a presión por debajo de ella. Se arma con un tubing, se coloca en el pozo y se
cierra la esclusa parcial. Llenar a caudal lento y observar incremento de presión. Se
está presurizando desde la empaquetadura del probador hasta la esclusa parcial de
la BOP. Si la presión se mantiene y no se observan fugas, la prueba es un éxito.
Registrar y descargar presión. Si la presión baja, encontrar y reparar la falla. Esta
prueba no se realizará si esta la instalación en el pozo, ya que se tendría que
enroscar el cup-tester a la instalación y éste soportar el peso de la tubería, más la
presión aplicada. En el caso de tener instalación en el pozo, la prueba de esclusa
parcial, se hará llenando entre tubo, cerrar esclusa parcial, y probar hasta la presión
de admisión del pozo. Al sacar la instalación se realizará la prueba con el probador
copa. Tener la precaución de cerrar la esclusa parcial, en el cuerpo del tubing.
D. Prueba de esclusa total.
Para probar en la BOP, las esclusas de cierre total, no tendrá que haber tubulares en
el pozo. Hay dos maneras de probar dichas esclusas: Cerrando la válvula de
seguridad 7 1/16 5M tipo exclusa y/o contra fondo de pozo. Se cierra válvula de
seguridad, se cierra esclusa total y prueba hermeticidad bombeando a caudal lento y
controlando manómetro de presión de bomba. Si la presión de prueba se mantiene y
no se observan pérdidas, la prueba fue un éxito. Registrar, descargar presión, y
retirar probador con tubing. Cuando se usa tapón y packer para probar esclusas de
cierre total, se debe fijar tapón a profundidad deseada y probarlo con presión. Sacar
el packer fuera del pozo, completar pozo y cerrar esclusa total. Probar con caudal
lento, controlando manómetro. La parte presurizada será tapón, parte del casing
hasta los rams o esclusas de cierre total. Registrar, descargar presión, abrir
esclusas. La presión de prueba de la BOP se realizará por lo menos el 70% de la
presión de trabajo de la BOP. Si la presión baja, se tiene que encontrar y reparar la
falla.
50
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.3 Arranque del equipo.
Las consideraciones que se deben de tomar en cuenta para iniciar el arranque del
equipo de perforación después de haberse instalado cumpliendo todos los puntos
críticos de seguridad. Este procedimiento consta de siete tareas:
A. Preparación y uso del winch de maniobra
B. Uso de la llave hidráulica
C. Uso de llave stilson y de cadena
D. Preparación del block
E. Preparación del elevador
F. Control del seguro carrera block
G. Verificación de elementos de elevación
A. Preparación y uso del winch de maniobra
Verificar estado de cable del winche. Verificar estado de cadena, giratorio y del
gancho.
Verificar
sus
conexiones
hidráulicas
o
neumáticas.
Verificar
sus
accionamientos de válvulas. Verificar grampas de fijación del cable a grillete. Verificar
vinculación con giratorio. Verificar polea de corona (Chango). Engrasar polea y
verificar el movimiento libre de la misma. Revisar fijación de polea (tuerca, chaveta y
cadena de seguridad). Desplegar cable de winche y liberar gancho de fijación en
pata de torre .Llevar grillete con extremo de cable hacia la rampa desplegando cable
del winche y favoreciendo su descenso con la ayuda de un operario que lo guía
desde el piso de trabajo
B. Uso de la llave hidráulica
Acondicionar llave hidráulica. Verificaciones: Purgar circuito hidráulico, desacoplar
bomba hidráulica, desconectar mangueras de alimentación a la llave, limpiar llave
hidráulica, verificar existencia de mordazas adecuadas a la tubería a utilizar, limpiar
mordazas., controlar desgaste de mordazas, controlar estado de eslinga de retenida ,
eslinga de seguridad, verificar seguros, verificar aguante.
51
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
C. Uso de llaves stilson
La mayoría de accidentes asociados con la utilización de llaves tienen que ver con el
uso de las herramientas en malas condiciones o uso incorrecto de las mismas.
Nunca subirse sobre las llaves para apretar o aflojar. Una llave con demasiado
desgaste puede repentinamente soltarse y generar lesiones en las manos de quien la
opera. El exceso de esfuerzo en las llaves puede ocasionar que éstas se suelten y
generen lesión en diferentes partes del cuerpo. El hecho de martillar las llaves o con
estas, puede ocasionar rotura o daños de las mismas durante su operación. No
utilizar prolongaciones ni llaves en mal estado. No se permite el cambio de diseño
original. Retirar las llaves que no están en condiciones óptimas de uso.
D. Preparación del block
Descender el block hasta la altura de trabajo. Retirar cable de winche de su posición.
Amarrar ámela con cadena de winche. Retirar bulones de orejas de ámelas (en el
block). Levantar, colocar ámelas en alojamiento. Liberar cadena de winche. Colocar
oreja de ámelas. Ajustar bulones de la misma. Se repite operación para otra ámela.
E. Preparación del elevador
Colocar cadena de winche en elevador (parte posterior). Levantar block hasta que el
ojo inferior de las ámelas quede a nivel de trabajo del operario. Levantar con winche
el elevador (guiado con soga). Sacar bulones de oreja. Colocar elevador en las
ámelas. Colocar orejas y bulones de seguridad. Retirar cadena y winche, fijarlo en su
posición de la torre. Abrir elevador. Mover el block lentamente, simultáneamente un
operario lo tomará de las manijas con la finalidad de separarlo de la vertical y
colocarlo sobre la cabeza elevadora de la porta barrenas.
F. Control del seguro carrera block
Seguros carrera block accionados por crown o matic (dedo), subir block lentamente,
verificar freno, y continuar subiendo hasta 1.50 metros aproximado debajo de corona
(marca delimitada en mástil). Colocar la cadena de freno. Regular posición del
52
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
actuador (dedo) en el tambor principal. Bajar block unos metros, verificar
accionamiento repitiendo prueba.
G. Verificación de elementos de elevación
Detectar diariamente fisuras, pérdidas, estiramientos, desgaste o deformaciones.
Retirar de servicio y enviar a taller, los elementos con anomalías
2.4 Herramientas y piso de trabajo.
2.4.1 Platicas de Seguridad
Realizar platica de seguridad de acuerdo a la tarea a realizar, leer ATS
correspondiente con el personal del equipo, y personal involucrado en la tarea,
registrar los cambios que puedan surgir, evaluando los riesgos potenciales del
trabajo y asignando tareas y responsabilidades a cada integrante del turno.
2.4.2 Operación
El siguiente procedimiento es una guía para el uso y revisión de los elementos de
elevación. Se deberá usar los elementos de protección personal, se deberá
confeccionar un ATS. Se tendrá especial cuidado en minimizar el daño al medio
ambiente. Secuencia de pasos y recomendaciones al utilizar las cuñas y collarines
a) El perforador realiza una reunión con el personal operativo para dar instrucciones
y tomar todas las precauciones de seguridad durante la operación. Normalmente
cuando más se utilizan las cuñas es en una conexión y/o desconexión de T.P. al
estar perforando o cuando realizan viajes a la zapata o a la superficie.
Se
recomienda que las reuniones se realicen cada cambio de turno y en cada cambio
de guardia.
b) Se deben revisar periódicamente las cuñas, y collarines antes de meter o sacar
tubería,
revisar que los insertos (dados) estén en condiciones optimas de
53
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
operación y limpios, teniendo especial cuidado en que cuente con los pasadores
de seguridad en la parte superior del cuerpo de las cuñas, así como también
cuente con los tornillos de sujeción y sostén de las asas y que estas no estén
dobladas o rotas, que contenga su tornillo y tuerca de seguridad correspondientes
para el caso y estén en condiciones optimas de operación.
c) En la extracción o introducción de las cuñas los tres ayudantes de piso, deben
tener presente que en esta acción se deberá hacer de manera sincronizada, es
decir los tres miembros de la cuadrilla deberán ejecutar la acción al mismo tiempo,
para evitar el riesgo de daños lumbares o similares, el ayudante de piso que se
designe será el encargado de engrasar periódicamente las cuñas y el buje para
evitar pegamiento de las mismas a los bushingn´s.
d) Las cuñas para tubería de perforación deben ser mantenidas en buen estado y
utilizadas
solo con tuberías del diámetro que se este trabajando. Cuando las
cuñas son demasiado pequeñas para la tubería no solo ocasionara deterioro a la
tubería y a los filos de los dados, sino que también provocara el riesgo de que se
suelte o se colapse el tubo. Cuando las cuñas son demasiado grandes no logran
hacer contacto completo alrededor de la tubería provocando el riesgo de que esta
se deslice y se vaya al fondo del pozo o que se suelte y se atoren las cuñas,
tuberías y buje maestro provocando daños al equipo.
e) Al meter tubería no detenga el peso de la sarta bruscamente con las cuñas, ya
que puede ocasionar una deformación permanente a la tubería y también a las
mismas cuñas y bujes.
f). En cargas menores de 250,000 lbs. utilice cuñas que soporten dicho peso, pero
para cargas mayores de 250,000 lbs. utilice cuñas extra largas, vigilando que los
bujes de la rotaria tengan la suficiente longitud, con el propósito de que las cuñas
trabajen a toda su extensión.
54
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
g) Al sacar tubería nunca deje las cuñas dentro del buje, ya que se dañan las juntas
de la tubería rápidamente y se desgastan los dados.
h) Cuando se utilicen cuñas neumáticas verifique siempre que la presión de aire sea
la correcta (120 lb/pg2 ) y que las mangueras conductoras del suministro de aire
no tengan presente fugas y estén en buenas condiciones para evitar la ocurrencia
de algún accidente operativo o personal.
i) Si al efectuar una reparación o mantenimiento a las cuñas neumáticas no libera la
presión del aire, y desconecta las mangueras, se expone a sufrir un accidente
ocasionado por la presión neumática, o por accionar los controles en un
movimiento involuntario. Antes de efectuar una reparación o mantenimiento, libere
la presión neumática o hidráulica para evitar un accidente si se acciona una perilla
de operación accidentalmente.
En la siguiente figura se puede observar la operación de perforación en el piso de
trabajo. (Ver la figura 2.5 )
Figura 2.5 Operaciones en piso de trabajo.
Fuente: Manual del Inspector técnico en perforación UPMP.
55
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.5 Inicio de la perforación
El sistema de movimiento de tubería tiene varias funciones básicas, dentro de las
cuales se encuentran:
• Soportar el peso de la sarta de perforación, posiblemente varios cientos de
toneladas.
• Llevar hacia adentro y hacia afuera, según el caso, la sarta de perforación.
• Mantener el peso aplicado sobre la broca durante la perforación y el rimado.
Sobre la mesa del taladro siempre se estará soportando todo el peso de la sarta de
perforación, ya si la sarta está en cuñas o bien si la sarta está colgada en la torre de
perforación. El tamaño y la capacidad de carga del taladro es el factor limitante para
el peso de tubería que puede soportar un taladro y por lo tanto la profundidad hasta
la cual puede perforar. La altura de la torre determinará el tamaño de las paradas de
tubería que podrán ser almacenadas sobre la mesa del taladro cuando la tubería se
saque del pozo. Durante esta operación, la tubería será quebrada en paradas dobles
o triples (de dos o tres juntas). Durante las operaciones de perforación, la sarta y la
Kelly o el Top Drive serán soportadas por el bloque viajero por medio del gancho, a
su vez sostenidos al malacate con la línea de perforación por un sistema simple de
poleas. La línea de perforación se enrolla y desenrolla en tambor del malacate,
según se suba o se baje el bloque viajero. Desde el malacate, la línea va hasta el
conjunto fijo de poleas en la corona, y desde allí a las poleas en el bloque viajero, el
cual queda suspendido de la torre por un número de líneas, generalmente 8, 10 o 12,
y por último por la línea muerta donde el cable está debidamente asegurado.Esta
sección, llamada línea muerta, llega al ancla, situada a un lado de la torre. Del ancla
la línea pasa a un carrete de almacenamiento, donde se almacena para irlo
reemplazando a medida que se vaya desgastando. El otro extremo de la línea, el
cual está asegurado al malacate se le llama línea rápida, pues se mueve a mayor
velocidad que las otras secciones entre poleas y del malacate sale a la polea rápida.
Proporcionando Rotación a la Sarta de perforación y a la Broca
56
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.5.1 Kelly y Power swivel
La kelly es una sección tubular de sección exterior cuadrada o hexagonal, por dentro
de la cual el fluido de perforación puede pasar dentro de la tubería de perforación.
Esta se conecta en la parte superior extrema de la sarta de perforación por medio del
saver-sub o Kelly-sub. Este ‘sub’, más barato de reemplazar que la kelly, impide que
esta se desgaste con el continuo conectar y desconectar de la tubería. La kelly, pasa
a través del Kelly-bushing, que ajusta sobre la rotaria. El movimiento vertical libre
hacia arriba y hacia abajo de la kelly es posible a través del mecanismo del Kellybushing, la cual ajusta exactamente dentro del Kelly-bushing de forma que cuando el
Kelly-bushing gira, la Kelly gira. Puesto que el Kelly-bushing está asegurado a la
rotaria, la rotación de la misma (sea eléctrica o mecánica) forzará al Kelly-bushing a
rotar igualmente con la Kelly y a toda la sarta de perforación. El movimiento vertical
hacia arriba y hacia abajo sigue siendo posible durante la rotación. Entre la Kelly y el
gancho está la swivel, la cual está conectada a la kelly pero no rota con ella, pues
está conectada a la manguera por la cual entra el lodo y además impide que el
gancho y el bloque viajero también rotaran con la kelly. La conexión a la manguera
de lodo se hace a través del tubo cuello de ganso. Una válvula de seguridad está
situada en la parte superior de la Kelly. Esta es llamada kelly-cock, y puede ser
cerrada manualmente en el caso de que el pozo esté fluyendo debido a una alta
presión de formación. Esto impide someter a la swivel a una alta presión, que podría
resultar dañina.
2.5.2 Unidad de Top Drive
En los taladros más modernos, la rotación y la swivel se han combinado en una sola
unidad de Top Drive, la cual puede ser operada eléctrica o hidráulicamente. En este
caso la sarta de perforación se conecta directamente al Top Drive donde la fuerza de
rotación se aplica directamente y el lodo entra a la sarta de perforación en forma
similar a como lo hace en una swivel. Como la fuerza de rotación ya ha sido aplicada,
no se necesitará ya de Kelly ni de Kelly-bushing. La ventaja de un Top Drive sobre el
sistema de Kelly convencional es de tiempo y costo. Con la kelly, a medida que
progresa la perforación, sólo puede agregarse de a un solo tubo en cada conexión.
57
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
Este proceso Implica que la Kelly sea desconectada de la sarta de perforación,
levantar y conectar la nueva junta y después conectar otra vez la Kelly a la sarta de
perforación. Con una unidad de Top Drive, la operación no sólo es mucho más
simple por el hecho de que la tubería está directamente conectada al Top Drive, sino
que permite que sean agregadas tres juntas de tubería de una vez. La longitud
completa de una junta puede ser perforada en forma continua, mientras que sólo se
puede perforar la longitud de un tubo cuando se perfora con Kelly. El tiempo total que
se emplea en hacer conexiones es por lo tanto mucho menor para taladros que
tienen Top Drive. Esto implica un gran ahorro en costos, especialmente en taladros
en tierra grandes o en plataformas marinas donde la tarifa de alquiler del taladro es
muy alta. Otra ventaja importante del Top Drive es durante las operaciones de viaje,
cuando se está sacando o metiendo tubería radica en que la Kelly convencional no
se usa cuando se está viajando, se deja a un lado en lo que se llama el hueco del
ratón, y se usan los elevadores y los brazos para mover la tubería. Si la tubería se
pega durante un viaje, se necesitará circular para poder liberarla, para lograr esto la
Kelly tendría que sacarse del hueco del ratón y conectarse nuevamente a la sarta de
perforación, un procedimiento que puede tardar entre 5 y 10 minutos en el mejor de
los casos, tiempo durante el cual la pega puede empeorar. En la siguiente figura se
muestran los sistemas de rotación.
a)
b)
Figura 2.6 Sistema rotación a) Power Swivel b) Top drive.
Fuente: National Oilwell Varco 1999.
58
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.6 Sarta de perforación y producción.
Dicho simplemente la sarta de perforación esta compuesta de tubería de perforación
y botellas, collares, porta-mechas o drillcollars, con una cierta cantidad de
componentes menores y conecta
los sistemas de superficie con la broca de
perforación.
Las funciones principales de la sarta de perforación son:
 Proporcionar una vía desde la superficie hasta la broca para que el fluido de
perforación se pueda llevar bajo presión.
 Transmitir la rotación, aplicada en superficie, a la broca.
 Transmitir la fuerza, o peso, a la broca para que la formación se rompa más
fácilmente.
 Proporcionar los medios para bajar y subir la broca de perforación dentro del pozo.
Todas las conexiones que se hacen desde la swivel hasta la parte superior de la
Kelly o Top Drive , son de rosca izquierda (en sentido antihorario) y todas las demás
son de rosca derecha (en sentido horario), pues dado que la rotación aplicada es en
el mismo sentido horario las conexiones tenderán a apretarse en vez de soltarse.
Todos los tamaños de tubería, sean tubería de perforación, botellas, collares o portamechas o revestimiento están clasificados por el Instituto Americano del Petróleo
(API) por su diámetro exterior. (Outside diameter)(OD)
2.6.1 Tubería de perforación
Este es el componente principal, en términos de longitud de la sarta de perforación.
Cada junta
de tubería de perforación, hecha en acero,
comúnmente tiene una
longitud de 9 a 11 metros, con una caja de conexión (Tool Joint), macho o hembra,
la cual está soldada en cada extremo de tal forma que se puedan enroscar entre sí
una tras otra. El hombro alrededor de cada caja de conexión tiene un diámetro mayor
pues así se ha dispuesto para dar mayor resistencia a las conexiones. La tubería de
perforación se consigue en varios diámetros (OD) aunque el más utilizado es el de
59
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
5” (127 mm). El diámetro interior de la tubería de perforación (Inside Diameter)(ID)
varía de acuerdo al peso por unidad de longitud de cada tipo de tubo, entre mayor
sea el peso, menor será su diámetro interior. Comúnmente, el peso de la tubería de
5” más utilizada es de 19.5 lbs/pie o 29.1 kg/m. También puede conseguirse tubería
de perforación en diferentes grados de acero, lo cual se obtienen diferentes grados
de resistencia, donde ‘D’ es la más débil y ‘S’ la más resistente. La tubería con pared
más gruesa es llamada comúnmente ‘heavy weight drill pipe’ o tubería de
extrapesada. A esta clase de tubería más pesada se le sitúa normalmente
directamente encima de los Drillcollars en la sarta de perforación para obtener mayor
peso y estabilidad. Al igual que la tubería ‘estándar’ los heavy weight drill pipe
(HWDP) se consiguen en diferentes
diámetros e ID (inside diameter) diámetro
interior variable según su peso por unidad de longitud. Los heavy weight drill pipe se
diferencian exteriormente porque tiene las cajas de conexión (Tool Joints) más largas
que la tubería normal. Comúnmente, el heavy weight drill pipe de 5” más utilizado es
de 49.3 lbs/pie o 73.5 kg/m:
2.6.2 Drillcollars (Collares, botellas, o portamechas)
Los Drillcollars son tubos de pared gruesa, rígidos y de alto peso que son la parte
más importante
del
ensamblaje
de
fondo
(Bottom
Hole
Assembly)(BHA),
posicionados entre la tubería de perforación y la broca. Cumplen varias funciones
importantes:
• Proporcionar peso para la broca.
• Proporcionar la resistencia para que los drillcollars estén siempre en compresión.
• Proporcionar el peso para asegurar que la tubería de perforación siempre se
mantenga en tensión para evitar que se tuerza.
• Proporcionar rigidez o consistencia para que la dirección del pozo se mantenga.
• Producir un efecto de péndulo, permitiendo que los pozos casi verticales puedan ser
perforados. El peso aplicado a la broca debe provenir únicamente de los drillcollars,
si el peso aplicado a la broca excede el peso total de los drillcollars, el peso extra
60
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
provendrá de la tubería, la cual
estaría en compresión, siendo susceptible de
torceduras y a que se zafara la rosca. En la siguiente figura se observan tres tipos
de drillcollars (Ver figura 2.7).
Figura 2.7 Diferentes tipos de drill collars.
Fuente: Tesco drilling tools 2008
La tendencia de la sarta de colgar verticalmente debido al peso y la gravedad. Entre
más pesados sean los drilcollars, menos probable es que el pozo se desvíe de la
vertical. El peso aplicado a la broca la hará estabilizar, haciendo que el pozo
mantenga su dirección constantemente.
2.6.3 El Ensamblaje de Fondo (BHA)
Este es el nombre aplicado a los drillcollars y cualquier otra herramienta o tubería
incorporada, incluyendo la broca. La sarta de perforación es entonces la tubería de
perforación más el BHA. (el cual está incluido dentro del BHA)
2.6.4 Estabilizadores
Estos son unos tramos cortos de tubería, (Subs.) posicionados entre los drillcollars
con el fin de mantenerlos centrados dentro del hueco, mantener el pozo derecho y
por medio de la acción de mantener el diámetro correcto en las paredes del pozo. El
diámetro completo del pozo se consigue con unas ‘Cuchillas’ montadas en el cuerpo
del estabilizador, las cuales pueden estar hechas de aluminio o caucho macizo, o
más comúnmente, de acero con insertos de carburo de tungsteno dispuestos en la
caras cortantes. Los estabilizadores se pueden clasificar como de cuchillas rotantes
o no rotantes, o como de cuchillas espirales o rectas (Ver figura 2.8).
61
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
Figura 2.8 Estabilizadores.
Fuente: Weatherford Drilling Training 2002
2.6.5 Rimadores (Reamers)
Los rimadores riman las paredes del pozo a un diámetro igual o inferior al de la broca
y realizan
una función similar a los estabilizadores en cuanto que ayudan a
estabilizar el ensamblaje de fondo y mantener el hueco con el diámetro completo.
Son usados generalmente cuando se experimentan problemas para mantener el
pozo del diámetro de la broca, en formaciones abrasivas, cuando a la broca se le
desgasta el diámetro exterior (Ver figura 2.9).
Figura 2.9 Rimadores.
Fuente: Baker Hugdes Tools 2000
Los Under-reamers también son ubicados directamente encima de la broca para
rimar el hueco y mantener el diámetro o aumentar el diámetro del hueco ya
62
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
perforado. La acción de corte o rimado se logra por medio de conos giratorios que
van sobre brazos extensibles. Estos brazos se abren y se mantienen abiertos
durante la perforación por la presión de lodo que esté pasando a través de la tubería.
2.6.6 Hole opener (ensanchador)
Esta herramienta es similar a los under reamers, en la cual la acción de corte o
rimado se logra por medio de conos giratorios para ensanchar el diámetro del hueco.
Pero a diferencia de estos, no van sobre brazos extensibles. Generalmente son
usados en secciones superiores de pozos donde se requieran diámetros grandes
2.6.7 Cross-Overs
Los Cross-Overs son pequeñas secciones de tubería que permiten conectar entre sí
tuberías y drillcolllars de diferente rosca y diámetro.
2.6.8 Martillos (jars)
Estos son elementos operados mecánica o hidráulicamente para proporcionar un
golpe de alto impacto sobre la sarta de perforación dentro del pozo para el caso en
que sobrevenga una pega de tubería. Los Martillos están específicamente diseñados
para perforar o para pescar (recuperar una parte de la sarta de perforación que se ha
dejado en el pozo). En la siguiente figura se muestra un ejemplo de martillo hidráulico
(Ver figura 2.10).
Figura 2.10 Martillo hidráulico,
Fuente: Schlumberger Oilfield Services 2005
63
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.6.9 Herramientas y/o equipo de desviación
Para la perforación direccional es sumamente importante contar con las herramientas
desviadoras adecuadas, así como con las barrenas, herramientas auxiliares y la
instrumentación apropiadas. Las herramientas desviadoras son el medio para iniciar
o corregir la deflexión de la trayectoria del pozo.
La apertura de la llamada ventana (KOP), resulta una etapa crítica durante la
perforación de un pozo direccional, ya que un inicio correcto de la desviación dará la
pauta para lograr un desarrollo satisfactorio del curso.
Conforme la perforación direccional evolucionó, las herramientas desviadoras han
sufrido cambios considerables en su diseño, provocando que en la actualidad no se
utilicen algunas de las herramientas usadas en los orígenes de esta técnica de
perforación. Tal es el caso de los desviadores de pared, de las barrenas de chorro,
entre otras, predominando en la actualidad el uso de motores de fondo dirigibles o
geonavegables en la perforación de pozos direccionales.
2.6.10 Dinámica de la sarta
El torque y arrastre en pozos direccionales extremos dan como resultado mayor
energía almacenada en la sarta que en otros pozos. El comportamiento promedio de
un BHA dinámicamente activo puede caracterizarse por su desplazamiento estático y
estado de fuerzas estáticas. Sin embargo, comportamientos dinámicos tienen un
impacto significativo en otros aspectos, como la integridad estructural de la broca y
BHA, y fatiga del equipo. La dinámica de la sarta a indicado diferentes fallas por
fatiga, desconexiones y fallas de las electrónicas MWD/LWD Además, en algunas
situaciones, los comportamientos dinámicos puede ser más o menos dominantes e
impactar severamente las operaciones de perforación direccional. Varios modos de
comportamientos dinámicos pueden estar activos en la “estructura” compuesta de la
sarta, BHA, y broca.
64
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.6.11 Tuberías de revestimiento
La fase primordial en la delicada tarea de perforar, terminar y reparar pozos, es la de
programar en forma adecuada el conjunto de variables que pueden presentarse
según sea el caso. La selección de los materiales a utilizar es de suma importancia,
ya que de éstos dependerá el éxito en el cumplimiento de los programas. Uno de los
aspectos de primer orden dentro de las operaciones que se efectúan para perforar un
pozo, es el que se refiere a la protección de las paredes del agujero para evitar
derrumbes y aislar manifestaciones de líquidos o gas. Dicha protección se lleva
acabo mediante tuberías de revestimiento o ademe, las cuales se introducen al pozo
en forma telecopiada, es decir, que los diámetros de las tuberías utilizadas van de
mayor a menor, por razones fundamentales técnicas y económicas.
Durante la perforación de los pozos se atraviesan formaciones con situaciones y
problemáticas diferentes, entre las que se tienen: zonas de bajos gradientes de
fractura, intervalos con presiones anormalmente altas, formaciones inestables,
yacimientos depresionados, etc. Esto origina que a medida que se va profundizando
se tengan que ir aislando intervalos con característica diferentes mediante la
introducción y cementación de tuberías de revestimiento. El objetivo de un diseño, es
el seleccionar una tubería de revestimiento con un cierto grado, peso y junta, la cual
sea la más económica, y que además resista sin falla, las fuerzas a las que estará
sujeta.
Las funciones de las tuberías de revestimiento son:
1. Evitar derrumbes y concavidades.
2. Prevenir la contaminación de los acuíferos.
3. Confiar la producción del intervalo seleccionado.
4. Dar un soporte para la instalación del equipo de control superficial.
5. Facilitar la instalación del equipo de terminación, así como los sistemas artificiales
de producción.
65
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
Las tuberías de revestimiento representan alrededor del 18% del costo total del pozo.
De aquí la importancia de optimizar los diseños a fin de seleccionar las menos
costosas que garanticen la integridad del pozo durante la perforación y la terminación
del mismo. Al ser colocada dentro de un pozo, la tubería de revestimiento esta sujeta
a tres fuerzas significantes durante las operaciones de perforación, terminación,
reparación o vida productiva del pozo, por lo que en su selección deben soportar las
siguientes:
 Presión externa (colapso).
 Presión interna.
 Carga axial y longitudinal (tensión y compresión).
En general, las tuberías de revestimiento se pueden clasificar en conductora,
superficial, intermedia y de explotación.
Tubería Conductora.- Es la primera que se cementa o hinca al iniciar la perforación
del pozo. La profundidad de asentamiento varía de 20m a 250 m. Su objetivo
principal es establecer un medio de circulación y control del fluido de perforación que
retorna del pozo hacia el equipo de eliminación de sólidos y las presas de
tratamiento.
Tubería Superficial.- La introducción de ésta tubería tiene por objeto instalar
conexiones superficiales de control y al mismo tiempo proteger al agujero
descubierto, aislando los flujos de agua y zonas de pérdida de lodo cercanas a la
superficie del terreno.
Tubería Intermedia.- Estas tuberías se introducen con la finalidad de aislar zonas
que contengan presiones normales de formación, flujos de agua, derrumbes y
pérdidas de circulación: en sí se utiliza como protección del agujero descubierto, para
tratar, en la mayoría de los casos, de incrementar la densidad de los fluidos de
perforación y controlar las zonas de alta presión.
66
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
Tubería de Explotación.- Estas tuberías tienen como meta primordial aislar el
yacimiento de fluidos indeseables en la formación productora y de otras zonas del
agujero, también para la instalación de empacadores de producción y accesorios
utilizados en la terminación del mismo
Tubería de Revestimiento Corta (Liners).- Constituye una instalación especial que
evita utilizar una sarta de la superficie al fondo del pozo; la longitud de esta tubería
permite cubrir el agujero descubierto, quedando una parte traslapada dentro de la
última tubería que pude variar de 50 a 150 m.
Complemento (tie-back). Es una sarta de tubería que proporciona integridad al
pozo, desde la cima de la tubería corta hasta la superficie. Normalmente es un
refuerzo para la tubería de explotación si se tienen altas presiones, fluidos corrosivos
o si la tubería de explotación fue dañada. Puede ser cementada parcialmente.
Complemento Corto (STUB). Es una sarta de tubería que funciona igual que el
complemento proporciona integridad por presión para extender la cima de la tubería
corta. Puede ser cementada parcialmente.
Sin Tubería de Producción (TUBINGLESS). Es una tubería de explotación que se
extiende a la superficie y que se utiliza como tubería de producción para explotar los
hidrocarburos.
Figura 2.11 Diagrama de tuberías de revestimiento.
Fuente: Instituto Mexicano del Petróleo 1998
67
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.7 Estabilidad y control de pozos mediante lodos
2.7.1 Fluidos de perforación
Están formados por una mezcla de aditivos químicos que brindan propiedades físico
- químicas idóneas para las condiciones operativas de la formación a perforar. Las
funciones del fluido de perforación radican en: limpiar y lubricar la broca con el
objetivo de que no exista embolamiento y se pueda seguir perforando; cumple con la
función también de acarrear los cortes hacia superficie, manteniendo la limpieza del
hueco, o en su defecto suspenderlos para que no vuelvan a caer al fondo; así mismo
es importante el papel fundamental que cumple el lodo en la columna hidrostática ya
que permite tener controlada la presión del reservorio y evitar surgencia”.
La clasificación de los fluidos de perforación se desarrolla analizando su fase
continua o predominante, los mas comunes son:
2.7.2 Fluidos base agua
Su fase predominante es el agua, se clasifican por la resistencia a los contaminantes
de la formación y a sus temperaturas. Es así como tenemos fluidos bentoníticos no
dispersos, en los que se utilizan dispersantes y arcillas comerciales, usados al
principio de la perforación.
2.7.3 Fluidos base aceite
Su fase predominante es el aceite, el agua que forma parte del sistema consiste en
pequeñas gotas que se hallan dispersas en el aceite. Se forman varias emulsiones
durante su formación, con el objetivo de mantener estable el fluido. Se utilizan para
perforar lutitas problemáticas por su alto grado de hidratación, y zonas de arenas
productoras con altas temperaturas.
68
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.7.4 Propiedades del fluido de perforación
Las propiedades físicas y químicas de un lodo de perforación deben controlarse
debidamente para asegurar un desempeño adecuado durante la perforación.
2.7.5 Densidad del lodo
Las presiones de la formación se mantienen por la presión hidrostática del lodo, la
cual es función de la profundidad y densidad. La densidad es peso de una partícula
por unidad de volumen, se expresa en libras por galón (LPG) o kilogramos por metro
cúbico (kg/m3). Se determina con la ayuda de una balanza y se la lee directamente.
2.7.6 Propiedades reológicas
Radica su importancia en el hecho de que nos sirven para calcular las pérdidas de
presión por fricción, determinar la capacidad del lodo, elevar los cortes y
desprendimientos hacia la superficie, analizar la contaminación, como también para
determinar los cambios de presión en el interior del pozo.
2.7.7 Viscosidad
Es la resistencia interna de un fluido a fluir, para una medición simple se utiliza un
embudo Marsh y se cuantifica la viscosidad en segundos Marsh. Para una mejor
medición de la características reológicas se emplea un viscosímetro electrónico
rotatorio de lectura directa y de cilindros concéntricos, el viscosímetro provee dos
lecturas, viscosidad plástica [cp] y punto de cedencia [lb/100 pies2].
2.7.8 Viscosidad plástica y punto de cedencia
La viscosidad plástica se puede conocer restando las lecturas del viscosímetro de
600 rpm menos la lectura de 300 rpm; es afectada por la concentración, tamaño y
forma de las partículas sólidas suspendidas en el lodo. Mientras que el punto de
cadencia es la fuerza mínima requerida para iniciar el flujo en un fluido plástico de
Bingham, causada por la fuerza de atracción entre las partículas.
69
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.7.9 pH y alcalinidad
Los lodos son casi siempre alcalinos, su pH afecta a la
dispersabilidad de las
arcillas, la solubilidad de varios productos y sustancias químicas, la corrosión de
materiales de acero y la reología del lodo.
2.7.10 Filtración
Cuando el lodo circula a través de una formación permeable, el lodo perderá su fase
líquida hacia el interior de la formación, los sólidos se depositaran sobre las paredes
del pozo, formando una costra. La pérdida de fluido se afecta por la permeabilidad de
la formación, por la presión diferencial entre el lodo y la formación.
2.7.11 Funciones principales de los fluidos de perforación
Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido de
perforación es capaz de desempeñar, aunque algunas de éstas no sean esenciales
en cada pozo. Aunque el orden de importancia sea determinado por las condiciones
del pozo y las operaciones en curso, las funciones más comunes del fluido de
perforación son las siguientes:
2.7.12 Transportar los ripios de
perforación del fondo del hoyo hacia la
superficie.
La habilidad para sacar partículas de diversos tamaños fuera del hoyo es una de las
funciones más importantes de un fluido de perforación. En la perforación de una
formación, los cortes hechos por la broca, o en algunos casos, pedazos de la
formación provenientes de las paredes del hoyo al ocurrir algún derrumbe, deben ser
continuamente evacuados desde el hoyo hasta la superficie.
2.7.13 Enfriar y lubricar la broca y la sarta de perforación.
La fricción originada por el contacto de la broca y de la sarta de perforación con las
formaciones genera una cantidad considerable de calor. Los lodos deben tener
suficiente capacidad calorífica y conductividad térmica para permitir que el calor sea
70
CAPÍTULO II
recogido del fondo
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
del pozo, para transportarlo a la superficie y disiparlo a la
atmósfera. Es mínima la posibilidad de que este calor se elimine por conducción
a través del subsuelo, en consecuencia debe eliminarse por el fluido circulante. El
calor transmitido desde los puntos de fricción al lodo es difundido a medida que éste
alcanza la superficie. En menor grado el lodo por sí mismo ayuda a la lubricación.
Esta lubricidad es aumentada mediante el uso de emulsionantes , o aditivos
especiales que afectan la tensión superficial.
2.7.14 Prevenir el derrumbamiento de las paredes del
hoyo y controlar las
presiones de las formaciones perforadas (estabilidad).
Un buen fluido de perforación debe depositar un revoque que sea liso, delgado,
flexible y de baja permeabilidad. Esto ayudará a minimizar los problemas de
derrumbes y atascamiento de la tubería, además de consolidar la formación y
retardar el paso de fluido hacia la misma, al ejercer una presión sobre las paredes
del hoyo abierto.
2.7.15 Mantener en suspensión los ripios y el material densificante.
Las
propiedades
mantener
tixotrópicas
del
lodo de perforación ,
deben
permitir
en suspensión las partículas sólidas cuando se interrumpe la circulación,
para luego depositarlas en la superficie cuando esta se reinicia. Bajo condiciones
estáticas la resistencia o fuerza de gelatinización debe evitar, en lodos pesados, la
decantación del material densificante.
2.7.16 Soportar parte del peso de la sarta de perforación o del revestidor
(flotabilidad).
Con el incremento de las profundidades perforadas el
peso que soporta el
equipo de perforación, se hace cada vez mayor. El peso de la sarta de perforación
llena con lodo, es igual a su peso en el aire multiplicado por el factor de flotación.
71
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.7.17 Facilitar la máxima obtención de información sobre las formaciones
perforadas
La calidad del lodo debe permitir
la
obtención de toda la
información necesaria
para valorar la capacidad productiva de petróleo de las formaciones perforadas. Las
características físico-químicas del lodo deben ser tales que puedan asegurar la
información geológica deseada, la obtención de mejores registros y la toma de
núcleos.
2.7.18 Transmitir potencia hidráulica a la broca
El fluido de perforación es un medio para transmitir la potencia hidráulica
disponible a través de la broca, ayudando así a perforar la formación y limpiar el
fondo del hoyo. La potencia debe ser considerada dentro del programa del lodo; en
general esto significa que la tasa de circulación, debe ser tal que el rendimiento de la
potencia óptima sea usado para limpiar la cara del hoyo frente a la broca.
2.8 Control químico de lodos.
Las propiedades del
flujo del
lodo: viscosidad plástica, punto cedente, etc.,
ejercen una considerable influencia sobre las propiedades hidráulicas y deben ser
controladas en los valores apropiados. El contenido de sólidos en el lodo debe ser
también controlado en un nivel óptimo para lograr los mejores rendimientos.
2.8.1 Programa del fluido de perforación
El diseño de los fluidos de perforación va en función de la litología, temperatura,
hidráulica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador, profundización), perfil
del agujero, programa de diámetro de agujero y tuberías de revestimiento
(convencional, esbelto, núcleos continuos, etc.), profundidad del pozo, logística,
daños a la formación y restricciones ambientales.
desarrollados con las propiedades y características
Los fluidos deben ser
apropiadas para todas las
72
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
operaciones que se realizarán considerando los costos de los mismos. Un programa
de fluidos debe especificar:
 Los tipos de fluidos de perforación y terminación que se usarán.
 Los rangos de densidad necesarios para balancear las presiones de los fluidos de
la formación en cada sección del agujero descubierto.
 Las principales propiedades requeridas para una perforación eficiente.
 Aditivos de los fluidos sugeridos para cada sección.
 Problemas esperados y los procedimientos de control.
2.8.2 Control del fluido de perforación
La importancia del buen mantenimiento y funcionamiento del fluido depende del
control diario de sus características. Cada perforador al redactar en el informe diario
de perforación la relación de las actividades realizadas en su correspondiente
guardia, llena un espacio referente a las características, a los ingredientes añadidos
y al comportamiento del fluido. Además, personal especializado en fluidos de
perforación, bien de la propia empresa dueña de la locación, o de la contratista de
perforación, o de una empresa de servicio especializada, puede estar encargado del
control y mantenimiento. Este personal hace visitas rutinarias al taladro y realiza
análisis de las propiedades del fluido y por escrito deja instrucciones sobre dosis de
aditivos que deben añadirse para mantenimiento y control físico y químico del fluido.
El sistema de circulación en sí cuenta además con equipo auxiliar y complementario
representado por tanques o fosas para guardar fluido de reserva; tolvas y tanques
para mezclar volúmenes adicionales; agitadores fijos mecánicos o eléctricos de baja
y/o alta velocidad; agitadores giratorios tipo de chorro (pistola); desgasificadores;
desarenadores; separadores de cieno; sitio para almacenamiento de materiales
73
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
básicos y aditivos, etc. El fluido de perforación representa, aproximadamente, entre 6
y 10 % del costo total de perforación y a medida que aumentan la profundidad, los
costos de equipos y materiales y la inflación, el costo del fluido tiende a
incrementarse. Durante la intervención del pozo se lleva un registro de fluidos de
perforación con la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparando con
las estadísticas de los pozos vecinos. Los reportes de fluidos describen las
características físicas y químicas del sistema de lodos, los cuales se hacen
diariamente. (Para llevar el control de las características físicas se pueden aplicar las
tablas proporcionadas en el manual del perforador). El reporte del lodo debe incluir la
siguiente información:
Tabla 1. Propiedades del Informe diario del lodo de perforación.
 Nombre del pozo
 Fecha
 Profundidad
 Equipo para el
control de sólidos
 Viscosidad
plástica
 Contenido del ión
calcio
 Por ciento de
agua
 Densidad
 Viscosidad Marsh
 Punto de
cedencia
 Contenido de
sólidos
 Cantidad de
sólidos
 Gelatinosidades
 Datos de las
bombas de lodos
 pH del lodo
 Filtrado
 Contenido de
cloruros
 Por ciento de aceite
 Temperatura
 Filtrado
Fuente: UPMP PEMEX 2002. Manual del Inspector técnico en perforación.
En la figura se observan componentes del sistema de circulación de lodos de
perforación, control de solidos, tanques de preparación, tanque de asentamiento de
sólidos, entre otros componentes.
Figura 2.12 Presas de circulación de lodo de perforación.
Fuente: Mud drilling equipment 2000
74
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.9 Problemas comunes en la perforación
2.9.1 Fracturas
Aunque las fracturas ocurren en todas las formaciones, ellas son más comunes en
formaciones más duras y consolidadas, así como alrededor de zonas falladas y otras
áreas sujetas a fuerzas naturales. El ancho de las Fracturas va desde tamaños
microscópicos hasta más de 1/8 de pulgada (3 mm), pudiendo ser ordenadas o no.
Las formaciones más antiguas, profundas y duras tienden a estar más fracturadas
que las superficiales, blandas y nuevas.
2.9.2 Pérdida de circulación
La pérdida de circulación en formaciones normalmente presurizadas bajo el nivel del
revestimiento de superficie puede ser ocasionada por fracturas naturales en
formaciones con una presión subnormal de poro. Si a medida que avanza la
perforación, no hay retorno de fluido o de cortes, es muy probable que se esté
perdiendo en una zona fracturada.
2.9.3 Derrumbes, Incremento en el volumen de cortes.
Las partículas de una formación fracturada tienen la tendencia de caer al fondo del
pozo, incrementando el volumen de cortes. El volumen y el tamaño de las partículas
que caen al pozo dependen del tamaño del hueco, inclinación del pozo, ángulo de
buzamiento y extensión de la fractura. En general pueden reconocerse porque son
mayores que los cortes de perforación. El material de Llenado de Hueco (hole fill)
(Cortes de perforación que se acumulan en el fondo del pozo), se pueden ver
después de las conexiones.
2.9.4 Rotación restringida, tubería en pega.
Cuando el pozo se llena con un volumen excesivo de cortes, la rotación puede llegar
a estar restringida o incluso imposible: la tubería se puede quedar pegada,
impidiendo rotación y bloqueando la circulación (pack-off).
75
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.9.5 Hueco Agrandado, velocidad anular disminuida, limpieza de hueco.
Perforar a través de formaciones fracturadas e inestables invariablemente resulta en
hueco de diámetro agrandado, lo cual causa velocidad anular reducida y requiere
limpieza adicional de hueco.
2.9.6 Ojos de llave, escalones (ledges) y desviación
Las formaciones fracturadas pueden crear escalones (ledges) y dependiendo de la
inclinación del hueco y la desviación también la formación de ojos de llave. Esto
puede ocasionar problemas de alto arrastre y alto peso de levantamiento (pick-up
Weight) y pega de tubería.
2.9.7 Torque errático
Los derrumbes fracturados que caen dentro del pozo actúan contra la rotación de la
sarta de perforación, lo cual implica torque más alto y errático. En casos extremos, la
rotación puede detenerse
completamente por el alto torque, presentándose el
peligro de que la tubería se tuerza permanentemente (twist off) o se rompa.
2.9.8 Movimiento de tubería y limpieza de hueco
De la misma manera, debe permitirse el tiempo adecuado de circulación para que la
limpieza de cortes sea completa. Es importante bombear píldoras (sweeps) de lodo
con propiedades óptimas de limpieza para mntener el pozo limpio. También ayuda un
cuidadoso rimado durante los viajes a través de la zona fracturada.
2.9.9 Incremento de la densidad de lodo.
Una torta de lodo de calidad puede ser suficiente para dar el soporte necesario a
algunas zonas fracturadas, pero en zonas altamente fracturadas donde se encuentra
derrumbamiento alto y continuo, puede ser efectivo el incremento del peso del lodo
para sostener la pared y estabilizar la formación fracturada.
76
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.9.10 Evitar presiones de surgencia
Las presiones de surgencia pueden crear o incrementar fracturamiento. Entonces es
importante tener velocidades de movimiento de tubería a baja velocidad cuando el
ensamblaje de fondo pasa a través de una zona fracturada, y comenzar y detener
suavemente el bombeo en dicha zona.
2.9.11 Protección de la pared con cemento
Generalmente, las zonas fracturadas se estabilizan después de un período de
tiempo. Si después de tomar todas las medidas citadas anteriormente, el pozo sigue
sin estabilizarse, el recurso final es el uso de cemento. Al depositar cemento se
puede sellar y estabilizar la formación de cemento, impidiendo problemas
adicionales.
2.9.12 Formaciones en superficie
La perforación de formaciones superficiales puede resultar en diferentes problemas y
en diversas consideraciones operacionales. Estas formaciones superficiales en
general son sueltas e in-consolidadas, por lo tanto altamente susceptibles al
derrumbe y al colapso. En formaciones de conglomerados la grava, los guijos y
guijarros presentan fuertes obstáculos contra la perforación y frecuentemente pueden
deflectar la broca creando problemas de desviación.
Aún sin estos problemas
asociados, el gran tamaño de los huecos de superficie resulta en un gran volumen
de cortes, lo cual requiere de una hidráulica muy eficiente para levantar y sacar estos
fuera del pozo.
Las formaciones superficiales que contengan gas también son un peligro en la
perforación. Cuando aparece gas presionado en superficie hay muy poco tiempo
disponible para reaccionar antes que el gas aparezca en superficie. Con patadas de
pozo de origen más profundo hay algún tiempo en que se alcanza a ver el
incremento de volumen en los tanques y en el flujo de salida lo cual permite cerrar el
pozo oportunamente y controlar la patada. En pozos superficiales, se usan
77
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
generalmente lodos livianos en base agua, los que muy poco balance pueden
aportar contra una aparición de gas presionado que se expansiona y aparece
súbitamente en superficie. Esta situación requiere de una extrema vigilancia de los
personales de perforación y de Mudlogging para evitar situaciones muy peligrosas.
Los reservorios donde se encuentra agua dulce, presentan un problema de clase
diferente. Con acuíferos sobre-presionados, tenemos el problema de las patadas de
pozo. Sin embargo los reservorios pueden también estar sub-presionados y
presentar el problema asociado de pérdida de circulación. Igualmente importante es
el hecho que estos acuíferos pueden ser del suministro de agua para una comunidad
particular y debe evitarse a toda costa la contaminación con las operaciones de
perforación. Para evitar que el lodo invada un acuífero este debe ser revestido
prontamente para su protección de operaciones de perforación subsecuentes.
2.9.13 Secciones salinas
Si se usa un lodo incorrecto para perforar secciones salinas (por ejemplo, lodo en
agua dulce), la sal se disolverá en el lodo, lo cual resultará en secciones
desgastadas donde se pueden acumular cortes y causar problemas de limpieza en el
pozo. Por lo tanto siempre debe usarse un lodo saturado de sal o un lodo base
aceite para perforar secciones salinas.
2.9.14 Formaciones de anhidrita / yeso
El yeso y especialmente la anhidrita presentan un grave reto para el ingeniero de
lodos. Estos elementos incrementan la viscosidad y los valores de gel del lodo. Esto
altera las propiedades de flujo y la hidráulica del lodo, llevando a mayores presiones
de circulación de suaveo (swab) y surgencia (surge) además crea el problema de
manejo del lodo pues se empaca alrededor del equipo de superficie.
78
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.9.15 Detección
Una alerta por una zona de pérdida puede ser dada por un aumento en la rata de
perforación, esto puede ser debido que la formación encontrada es frágil,
inconsolidada, cavernosa o extremadamente porosa. Las fracturas pueden ser
detectadas por un incremento súbito en la rata de penetración acompañada por
torque alto y errático. La pérdida de circulación inicialmente será detectada por una
reducción de flujo de lodo hacia la superficie, acompañada de una pérdida de
presión. Si la situación continúa o empeora, el nivel del lodo en el tanque de succión
bajará a medida que se pierde el lodo. En una situación aún más severa, habrá una
total ausencia de retornos del pozo.
2.9.16 Brotes
En el peor de los casos es cuando se pierde fluido a la formación, cae la altura de la
columna de lodo dentro del anular y se reduce en consecuencia la presión
hidrostática. Esta caída de presión hidrostática puede permitir que entren al pozo
fluidos de otras formaciones(es decir una patada). En este caso, el pozo está
fluyendo a una profundidad y perdiendo en otra. Los fluidos de formación pueden
fluir entre los dos intervalos, resultando en un reventón subterráneo. Este flujo
incontrolable de fluidos bajo la superficie, es una situación muy crítica y muy difícil de
resolver.
79
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.10 Fracturamiento hidráulico.
Es una de las técnicas de estimulación de pozos en yacimientos de hidrocarburos se
enfoca en resolver problemas relacionados con la baja productividad, que
generalmente se atribuyen a daño inducido en la perforación y/o permeabilidad baja
del yacimiento. El fracturamiento es una técnica de estimulación que consiste en la
inyección sostenida de un fluido a una presión tal que provoque la ruptura de la roca
del yacimiento y mantenerla abierta, con un agente apuntalante, arena natural o
sintética, una vez que se halla liberado la presión de inyección con el objeto de crear
nuevos canales o conectar canales de flujo existentes y de esa forma aumentar la
tasa de flujo del pozo y con ello su productividad. La fractura apuntalada se comporta
como un canal de alta conductividad entre yacimiento y el pozo, mejorando
significativamente su capacidad productiva. Los fluidos fracturantes son clasificados
en la siguiente categoría:
Base Agua: Son los más utilizados debido a su bajo costo; no son combustibles, su
disposición es inmediata y facilita el control de la viscosidad.
Base Aceite: Los sistemas de geles de petróleo pueden ser preparados con una
amplia variedad de fluidos base hidrocarburos, incluyendo diesel, kerosina, frac oil,
condensado y muchas otras clases de crudo.
Base Alcohol: El alcohol reduce la tensión superficial del agua y tiene un amplio uso
como estabilizador de temperatura.
Emulsiones: En presencia de geles reducen las pérdidas de fricción.
Base Espuma: Las burbujas de gas proveen alta viscosidad y una excelente
capacidad de transporte del material sustentante.
80
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
Las principales propiedades que deben caracterizar a un fluido fracturante son las
siguientes:
1. Compatibilidad con el material de la formación.
2. Compatibilidad con los fluidos de la formación.
3. Capacidad de suspender y transportar el material soportante.
4. Capaz de desarrollar el ancho de la fractura necesaria para poder aceptar el
material soportante.
5. Eficiente, es decir tener bajas pérdidas de fluido en la formación.
6. Poder removerlo fácilmente de la formación.
7. Lograr que las pérdidas de presión por fricción sean las más bajas posibles.
8. Preparación del fluido en el campo, fácil y sencilla.
9. Ser estable para que pueda retener su viscosidad durante el tratamiento.
10. Costos bajos.
Casi todas las propiedades deseables e indeseables del fluido fracturante, están
relacionadas con su viscosidad, lo cual es función de la carga de polímeros
primordialmente
2.10.1 Función del equipamiento.
El concepto de fracturar una capa implícita el propósito de crear condiciones
favorables para lograr un mejoramiento de la conductividad de la formación respecto
a como estaba antes de fracturar. La construcción de esta operación requiere la
inyección de distintos fluidos, agentes de sostén de permeabilidad adecuadas que
soportarán la presión de confinamiento y una variedad de aditivos que
proporcionaran propiedades reológicas y control de filtrado al fluido utilizado. Para
lograr esto, y efectivizar la operación que cumplirá en rigor el diseño prestablecido,
se debe recurrir a una amplia gama de equipamientos. Generalmente, las fracturas
obligan, a un movimiento de equipos bastante más numerosos que otras operaciones
de bombeo, ya que debe lograrse una potencia efectiva que alcance para comenzar,
81
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
extender y empaquetar la fractura. Esto dependerá de las propiedades de la
formación a tratar, de la profundidad, de las tuberías y de los fluidos utilizados.
Aunque existen variantes en los trabajos, en una operación de fractura debe
prepararse un fluido gelificado, mezclarlo con el apuntalante, alimentar las bombas
de alta presión, y bombearlo a altas presiones. Los equipamientos de superficie
involucrados pueden incluir: Tanques de almacenaje de fluido, transportadores de
arena, blenders (mezcladores), equipos de bombeo, líneas de alta presión y cabezas
de pozo, instrumentos de medición y control, etc.
Figura 2.13 Unidad de bombeo para fracturamiento hidráulico.
Fuente: Halliburton Frac Jobs Handbook 2010
2.10.2 Pasos para realizar una prueba de inyección
En principio cuando se llega a campo el ingeniero encargado de efectuar la
evaluación debe de observar los siguientes pasos:
1. Previamente se le proporciona una propuesta de operación en la cual contempla
valores preliminares como lo son la cantidad de fluido a suministrar, la carga
polimérica, el tipo de arena que se va a manejar, el intervalo que se va a estimular
y las variables que se pudieran tomar en cuenta de la producción del pozo, y
trabajos de mantenimiento que se pudieron a ver realizado.
82
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2. El ingeniero de fracturas al llegar al sitio donde está localizado el pozo petrolero
debe corroborar la cantidad de fluido que se va a manejar, si el fluido a utilizar es
el que se especifica en la propuesta y hacer posible la caracterización de este
fluido para efectuar la prueba de inyección o minifrac. Debido a que de esto
dependerá el éxito para obtener valores indispensables para una eficiente
estimulación.
3. El especialista de campo debe de elegir el tipo de prueba que desea aplicar en
base a condiciones del pozo que previamente se analizaron y el tipo de
parámetros que desea obtener en base una estadística de comportamiento de
pozos cercanos que se estimularon por fracturamiento hidráulico.
4. De acuerdo a lo anterior se tendrá buenos argumentos para ejecutar la prueba e
inyección, tales como Step Rate, Step Down, Mini-Falloff, Flowback. Las primeras
dos pruebas las contempla un minifrac.
5. Y posteriormente obtener todos los parámetros que sean posibles para poder
optimizar la operación completa del fracturamiento hidráulico, en la que se puede
disminuir la cantidad de fluido a suministrar y la potencia en bombas para inyectar
el fluido, el ingeniero de fracturas elabora un reporte de los datos en el momento
en que la operación y se almacenan para análisis posteriores.
Una vez que se terminó el bombeo y que la fractura se ha cerrado sobre el agente de
sostén se necesita sacar rápidamente el fluido inyectado del empaque y de la
formación. También debe quedar lo mínimo posible de residuo dentro del empaque.
Por lo tanto el gel tiene que romperse completamente volviendo en algo lo más
parecido posible al fluido base. Esa es una de las propiedades más difíciles de
conseguir. O sea, se necesita una viscosidad adecuada durante el tiempo de
bombeo, pero esta viscosidad debe disminuir rápidamente una vez la fractura se ha
cerrado.
83
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.11 Equipo coiled tubing
La unidad de Coiled Tubing es una unidad autónoma de reparación fácilmente
transportable e hidráulica, que inyecta y recupera una tubería flexible y continua
dentro de una línea más grande de tubing o casing. Este sistema no requiere de un
equipo adicional de workover. La unidad puede ser
utilizada en pozos vivos y
permite la continua inyección de fluidos o nitrógeno mientras se continúa moviendo la
tubería flexible.
La perforación con Coiled Tubing está creciendo rápidamente. Los mejores
resultados obtenidos con esta tecnología se observan en:
 Perforación en Desbalance
 Perforación en Pozos Verticales de Diámetro Reducido (Slim Hole).
 Profundizaciones verticales en pozos horizontales.
 Re-entradas horizontales en desbalance a pozos existentes.
Beneficios
 No es necesario que el personal esté en boca de pozo durante la operación.
 Se reduce o desaparece el riesgo de daño cerca del wellbore al permitir que el pozo
circule mientras se está perforando.
 Disminuye considerablemente la pérdida de circulación y los
ocasionados por aprisionamiento con depletamiento de
problemas
los reservorios cuya
producción está en un proceso de disminución.
 Los costos de perforación disminuyen a mayores caudales de
penetración, pro
longa la vida del trépano, reduce los problemas relacionados con la perforación y
los costos de los lodos de perforación cuando se lo compara con la perforación
convencional.
 Se reduce o elimina la necesidad de deposición de los fluidos de perforación.
 Optimiza la perforación en desbalance al no ser necesario realizar conexiones.
84
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.11.1 Limpieza de pozos
La acumulación de arena durante la Producción del pozo, los agentes de sostén en
operaciones de fractura o los sólidos de perforación se pueden lavar y circular a
superficie utilizando el coiled tubing. El tamaño de las partículas, el perfil de
desviación, la geometría de la instalación y la presión y temperatura del reservorio
son elementos fundamentales que determinan qué método y tipo de fluido utilizar en
la limpieza.
2.11.2 Estimulaciones ácidas
Los lavados con ácido se realizan para eliminar las obstrucciones, generalmente, de
carbonato de calcio. Las operaciones de lavado se diseñan para asegurar que los
tratamientos de fluido no invadan la matriz. En pozos donde es necesario remover
las obstrucciones de sulfato de calcio, se han obtenido buenos resultados realizando
una conversión química de sulfatos a carbonato. Luego de este trabajo, es posible
realizar el lavado ácido. En pozos donde la tubería está totalmente obstruida es
necesario realizar una limpieza mecánica, con motor de fondo y fresa, previa al
lavado final.
2.11.3 Cementaciones
Algunas operaciones de reparación por cementación se pueden realizar sin tener que
ahogar el pozo. El cemento que queda en la cañería luego del bombeo se puede
circular para restablecer el acceso a la profundidad total. La contaminación
intencional de la lechada se utiliza en algunos casos para favorecer este método de
trabajo.
2.11.4 Pesca
La intervención del C.T. en operaciones de pesca ha crecido mucho en los últimos
años, en gran parte apoyado por el desarrollo de nuevas herramientas para operar
con diámetros pequeños. Su mayor capacidad de carga y la capacidad de realizar
lavados hidráulicos permiten realizar operaciones más allá del ámbito de wireline.
85
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.11.5 Fresado y underreaming
Los motores de fondo se utilizan para eliminar cemento e incrustaciones de la
cañería de producción o para eliminar obstrucciones. Para los casos en que la
obstrucción se encuentra en un casing y debemos pasar a través de un tubing de
menor diámetro, es posible utilizar underreamers.
2.11.6 Perfiles
El perfilaje de pozos dirigidos u horizontales asistidos con han dado muy buenos
resultados, especialmente en tramos horizontales extendidos o con severidades de
curvatura importantes. La tecnología utilizada para realizar perfiles asistidos consiste
en un cable conductor enhebrado dentro del coiled tubing La resistencia del coiled
tubing. permite un movimiento uniforme de la herramienta.
2.11.7 Cortadores de cañería.
Los cortes de cañería tradicionalmente se han realizado con cortadores químicos o
con explosivos. La utilización del coiled tubing ha permitido desarrollar nuevas
técnicas basadas en el uso de motores de fondo y cortadores mecánicos.
En la siguiente figura se muestra una unidad de coiled tubing terrestre montado en
un camión para transportarse a diversas locaciones.
Figura 2.14 Unidad de tubería flexible.
Fuente: Coiled Tubing Schlumberger Drilling Handbook 2009
86
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.12 Cementación con equipo de bombeo alta presión.
Se le conoce como cementación al proceso de bombeo de una lechada de cemento
en el espacio anular localizado entre el revestidor y la formación expuesta al fondo
del pozo teniendo como propósito lograr una buena adherencia entre las fases
formación-cemento-tubería y asegurar el sello efectivo. Algunos objetivos de la
cementación son los siguientes:
 Aislar las zonas para evitar el movimiento de los fluidos por el espacio anular y sí
evitar la contaminación de las zonas productivas, y diferenciar la producción de as
distintas zonas de producción.
 Proteger el casing de la corrosión.
 Soportar los esfuerzos producido por la re-perforación, así como también soportar
las fuerzas axiales y tangenciales producidas por el suelo.
Las operaciones de cementación en perforación de pozos se dividen en:
 Cementación Primaria.
 Cementación a Presión.
 Tapones de cemento:a) Tapón por Circulación. b) Tapón por desplazamiento.
2.12.1 Función del Equipamiento.
Los trabajos de cementación generalmente requieren de una unidad de alta presión
con capacidad de mezclado, silos de cemento que comúnmente se montan en un
camión con compresores para poder bombear el cemento en polvo, un camión para
el transporte de agua o liquido de mezcla para el cemento.
A continuación de observan equipos para cementación de última generación para
operaciones en locaciones remotas.
87
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
Figura 2.15 Unidad de bombeo a alta presión y unidad silos de cemento.
Fuente: Halliburton Red eRedBook 2008
2.12.2 Procedimiento para la cementación de una Tuberia de Revestimiento.
La preparación y los procedimientos para cementar una Tubería conductora, TR
(superficial o intermedia) y una Tubería de explotación, TR corta (liner) son:
1. Tener la profundidad programada.
2. Solicitar cemento y la unidad cementadora, con 4 horas de anticipación.
3. Hacer preparativos para meter TR.
4. Acondicionar lodo para meter TR sin problemas.
5. Efectuar viaje corto a la zapata y circular 1 ciclo completo.
6. Solicitar material para TR (según diámetro)
7. Preparar andamio (medio changuero).
8. Confirmar unidad y cemento a la hora indicada.
9. Cerciorarse que haya suficiente agua para la operación.
10. Desconectar manguera del stand pipe.
88
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
11. Meter TR.
12. Instalar unidad cementadora en cuanto llegue.
13. Hacer las circulaciones y el movimiento verticales, según programa.
14. Revisar la cabeza de cementación.
15. Preparar los dispersantes ha usar.
16. Terminada la última circulada, soltar el tapón diafragma.
17. Bombear: a) Dispersantes b) Colchón de agua (según programa),c) Lechada,
verificando su densidad.
18. Soltar tapón ciego y desplazar con lodo, usando la bomba del equipo o la unidad
de alta.
19. Llegando el tapón al cople, suspender la operación.
20. Descargar presión a cero.
21. Cerrar la válvula de la cabeza de cementación.
2.12.3 Tapones de cemento:
a) Tapón de cemento por circulación: Se coloca cuando la presión de fondo, en el
intervalo abierto, es tal que soporta la presión hidrostática ejercida por la lechada
de cemento y el fluido de control desplazante. Así como también la presión de
bombeo, generada en la superficie para colocarlo y desplazar inverso el excedente
de la lechada de cemento.
b) Tapón de cemento por desplazamiento: Se utiliza cuando de antemano sabemos
que la presión de fondo es baja en el intervalo abierto, y debido a esto, no es
posible circular el fluido de control a la superficie.
Los objetivos que se persiguen con la aplicación de un tapón de cemento, son:
 Aislar intervalos.
 Abandonar pozos.
 Corregir anomalías en la TR.
89
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.13 Evaluación de productividad.
El concepto productividad integra las diferentes etapas de producción de un pozo, e
inclusive desde su perforación, fluyente, operación con sistema artificial, su
reactivación por cambio de intervalo(s) reparación mayor y finalmente su abandono
en la siguiente figura de manera esquemática se representan las etapas:
terminación, completación, sistema artificial de producción ejecutado, reparación
menor y reparación mayor vs producción en barriles de petróleo.
Figura 2.16 Gráfica esquemática las etapas de producción en pozos.
Fuente: Proyecto Chicontepec No-Convencional Antonio Narváez Ramírez 2012
Los ingresos del proyecto se refieren al resultado de multiplicar el número de Bls de
petróleo producidos por el precio de cada barril. La producción anual de cada pozo
determinada por la evaluación de productividad, indica los Bls de petróleo que se
obtendría en caso de que cada pozo produzca durante los 365 días del año. Sin
embargo, se debe considerar el tiempo de perforación y de cambio de bomba o
reacondicionamiento de cada pozo. Algunos de los dispositivos más comunes para
medir la productividad se muestran en la siguiente figura.
90
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
Figura 2.17 Medidores de producción.
Fuente: Proyecto Chicontepec No-Convencional Antonio Narváez Ramírez 2012
2.14 Instalación de Completación y Sistema Artificial de Producción.
El objetivo del diseño de la completación y los sistemas artificiales de producción de
un pozo productor de petróleo es permitir que los fluidos del reservorio se transporten
hasta superficie de manera segura y eficiente. Tambièn para decidir en el futuro si los
reacondicionamientos se hacen con torre o sin torre.
2.14.1 Completación.
Completar es utilizar diferentes tipos de herramientas de flujo para que el pozo
pueda ser evaluado (conocer su potencial), controlar y aislar la producción de las
diferentes estratos productivos. Para decidirse por uno u otro tipo de completación
para uno u otro tipo de levantamiento debemos conocer el potencial del pozo y las
condiciones de superficie. Los ingenieros han diseñado muchos tipos de
completaciones o terminaciones de pozos. Estas pueden ser tan sencillas como
producir a través de pozo abierto, o tan complicadas como son las terminaciones
múltiples a grandes profundidades submarinas.
Algunos tipos de terminaciones
resultan excelentes en algunas áreas y por demás inadecuadas en otras. En la
actualidad, las terminaciones no son tan sencillas, y deben comprenderse en
profundidad
para
poder
planificar
cualquier
trabajo
de
reparación
o
reacondicionamiento.
91
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.14.2 Cañoneo
Este proceso consiste en hacer agujeros en el casing y en la formación para
aumentar el flujo del área expuesta, de esta manera permitir la entrada del fluido de
la formación hacia el pozo. Existen varias clases de cañones , los màs utilizados son
los cañones de balas y los cañones de chorro (jet).
2.14.3 Métodos de Cañoneo
Mediante cable Eléctrico
Mediante TCP (Tubing conveyed perforating)
Un buen trabajo de terminación debe respetar todas las reglamentaciones
gubernamentales, ser seguro, presentar la menor cantidad de restricciones posibles
al fluido producido, ser económico, libre de problemas y requiere el mínimo trabajo
de reacondicionamiento posible durante la vida útil de la zona productora.
Normalmente la extracción de petróleo crudo se efectúa utilizando la presión misma
del yacimiento, la cual hace que el petróleo emerja a la superficie a través de la
tubería de producción.
La fuerza de empuje viene de la energía natural de los fluidos comprimidos o
almacenados en el yacimiento. La declinación de la energía para que el pozo
produzca, es el resultado de una reducción en la presión entre el yacimiento y la
cavidad del pozo, cuando se tiene un diferencial de presión lo suficientemente
grande el pozo fluirá naturalmente a la superficie, utilizando solamente la energía
natural suministrada por el mismo yacimiento.
Cuando la energía natural asociada con el petróleo no es suficiente para levantar los
fluidos del yacimiento hasta la superficie y hasta sus instalaciones, o como para
conducirlos con un volumen suficiente, es necesario implementar un sistema artificial
de producción, acorde a las características del campo. Se entiende como sistema
artificial de producción como transferencia de energía de fondo de pozo o
92
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
decremento de la densidad del fluido para reducir la carga hidrostática sobre la
formación, de tal forma que la energía disponible del yacimiento fluye al pozo y los
volúmenes comerciales de hidrocarburos son levantados o desplazados a la
superficie. Existen diferentes sistemas artificiales de producción dentro de los cuales
se encuentran los siguientes:
Bombeo neumático: es un medio de levantamiento de fluidos desde el fondo del
pozo hasta la superficie, el cual se hace por medio de inyección de gas a una presión
relativamente alta a través del espacio anular. El gas pasa a la T.P. a través de
válvulas conectadas en uno o más puntos de inyección. El bombeo neumático se
lleva a cabo por uno de los métodos siguientes:
a) Bombeo continuo(Ver figura 2.18).
b) Bombeo intermitente.
Figura 2.18 Bombeo Neumático: continuo
Fuente: Antonio Narváez Ramírez 2012 .Proyecto Chicontepec No-Convencional
Bombeo mecánico: es un sistema artificial de producción en el cual el movimiento
de la unidad superficial se transmite a la bomba por medio de una sarta de varillas de
succión. Debido a que se usa una bomba de émbolo, el movimiento de las varillas
produce un vacío en el interior del barril de trabajo, ocasionado por la salida parcial
93
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
del émbolo, haciendo que el líquido entre al barril de trabajo a través de la válvula de
pie ocupando el espacio vacío. El desplazamiento de líquido y su descarga a través
de la válvula viajera y de la tubería de descarga, se produce haciendo entrar
nuevamente el émbolo. Este es el sistema más ampliamente usado en pozos
someros y de profundidad media (Ver figura 2.19).
Figura 2.19 Bombeo Mecánico.
Fuente: Antonio Narváez Ramírez 2012 .Proyecto Chicontepec No-Convencional
Otros tipos de sistemas artificiales de producción
El tipo de terminación de un pozo petrolero, tendrá influencia en la vida productiva
actual del pozo, en el intervalo productor bajo la acción de esfuerzos in-situ que van
cambiando gradualmente durante el agotamiento o caída de presión del yacimiento,
y estos esfuerzos no son bien conocidos.
Bombeo Cavidades Progresivas.
Una Bomba de cavidad progresiva consiste en una bomba de desplazamiento
positivo, engranada en forma espiral, cuyos componentes principales son un rotor
metálico y un estator cuyo material es elastómero. El crudo es desplazado en forma
continua entre los filamentos de tornillo del rotor y desplazado axialmente mientras
que el tornillo rota (Ver figura 2.20).
94
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
Figura 2.20 Bombeo Cavidades Progresivas.
Fuente: Antonio Narváez Ramírez 2012 .Proyecto Chicontepec No-Convencional
Bombeo Hidráulico.
Las bombas hidráulicas se clasifican en bombas de acción sencilla y las de doble
acción. Las de acción sencilla desplazan fluido a la superficie en un solo sentido, es
decir, en el movimiento de ascenso o descenso. Las de doble acción desplazan
fluido hasta la superficie en ambos recorridos, ya que poseen válvulas de succión y
de descarga en ambos lados del pistón que combinan acciones de apertura y cierre
de las válvulas de succión y descarga del mismo (Ver figura 2.21).
Figura 2.21 Bombeo Hidráulico.
Fuente: Antonio Narváez Ramírez 2012 .Proyecto Chicontepec No-Convencional
95
CAPÍTULO II
PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
2.15 Posible estimulación futura.
Cuando la producción primaria se acerca a su límite económico, es posible que sólo
se haya extraído un pequeño porcentaje del crudo almacenado, que en ningún caso
supera el 25%. Por ello, la industria petrolera ha desarrollado sistemas para
complementar esta producción primaria que utiliza fundamentalmente la energía
natural del yacimiento. Los sistemas complementarios, conocidos como tecnología
de recuperación mejorada de petróleo, pueden aumentar la recuperación de crudo,
pero sólo con el coste adicional de suministrar energía externa al depósito. En la
actualidad se emplean dos sistemas complementarios:
1. Inyección de agua: En un campo petrolero explotado en su totalidad, los pozos
pueden perforarse a una distancia de entre 50 y 500 metros, según la naturaleza
del yacimiento. Si se bombea agua en uno de cada dos pozos, puede mantenerse
o incluso incrementarse la presión del yacimiento en su conjunto. Con ello también
puede aumentarse el ritmo de producción de crudo; además, el agua desplaza
físicamente al petróleo, por lo que aumenta la eficiencia de recuperación.
2. Inyección de vapor y dióxido de carbono: se emplea en depósitos que
contienen petróleos muy viscosos. El vapor y el gas no sólo desplaza el petróleo,
sino que también reduce mucho la viscosidad (al aumentar la temperatura del
yacimiento), con lo que el crudo fluye más deprisa a una presión dada. En la
siguiente figura se muestra un equipo para bombeo de CO2.
Figura 2.22 Operaciones con equipo de inyección de CO2.
Fuente: National Oilwell Varco
96
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
3.1 Procedimientos de disciplina operativa en el campo de perforación.
En las operaciones de perforación direccional de pozos petroleros se debe tener en
cuenta los máximos estándares de seguridad e higiene, ya que de esto depende el
éxito de las operaciones. Para cumplir con la normatividad emitida por el Gobierno
Federal
en
cuanto
a
programas
y
desarrollo
administrativo
referente
a
procedimientos de actividades petroleras en las operaciones de perforación y
mantenimiento de pozos observando un estricto cumplimiento en cuanto a las
normas de Seguridad e Higiene y Protección al Medio Ambiente (Quality Healty
Safety Enviroment QHSE).
Objetivo:
Estructurar un procedimiento que permita al personal realizar en una forma
sistemática el proceso de los trabajos relacionados con la Perforación y
Mantenimiento de pozos direccionales bajo un estricto control considerando los
aspectos relacionados con la seguridad y protección al medio ambiente.
Política:
Los lineamientos establecidos por Petróleos Mexicanos permiten que cada
dependencia del sistema petrolero de acuerdo con sus necesidades y objetivos
estratégicos conformen su propia manera de operar de tal manera que el presente
procedimiento orienta a facilitar el desarrollo continuo de los procesos con la
participación de los responsables directos a través de la gerencia de tecnología y
gerencias divisionales para integrar los manuales de procedimientos de disciplina
operativa. Estos procedimientos se aplican a todas las gerencias divisionales de la
unidad de perforación y mantenimiento de pozos (UPMP) siendo responsabilidad de
la gerencia de tecnología la revisión periódica y actualización del mismo.
97
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
Marco normativo:
 Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
 Ley General del equilibrio Ecológico y la Protección Ambiental.
 Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos.
 Manual de procedimientos para elaborar estrategias en PEP.
3.1.1 Elementos de un Sistema de salud, seguridad y medio ambiente
El Sistema de Salud, Seguridad y, Medio Ambiente ha sido desarrollado en forma
integrada basado en los requisitos emitidos por la Compañía operativa (Directiva,
Normas, Principios y Procedimientos). El Sistema de Salud, Seguridad y Medio
Ambiente (QHSE) establece:
•Los requisitos para la gestión de los riesgos y control de las pérdidas. Buscando
maximizar los esfuerzos orientados a la identificación, evaluación y control de los
riesgos.
•La gestión para manejar los aspectos ambientales y la identificación de
oportunidades de mejora, para reducir los impactos ambientales generados por las
actividades de perforación en los diferentes proyectos.
•La gestión del Plan de Salud para alcanzar los objetivos de protección de la salud de
los colaboradores.
3.1.2 Gestión de accidentes y casi accidentes
Los casi accidentes y accidentes son reportados e investigados para:
• Identificar las causas y prevenir que vuelva a ocurrir.
• Cumplir con la Política de Salud, Seguridad y Medio Ambiente de la Compañía.
• Cumplir con las leyes y reglamentos referidos a accidentes de trabajo.
• Mantener al trabajador consciente de la importancia de hábitos de trabajo seguros.
98
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
El Procedimiento para la Gestión de Accidentes y Casi Accidentes de la Compañía,
incluye como mínimo lo siguiente:
• Requisitos para satisfacer los requerimientos de la legislación vigente.
• Métodos de Inducción al personal para reportar cualquier accidente /casi accidente /
condición insegura.
• Acción inmediata después de la ocurrencia de un evento.
•Sistema de reporte para todo accidente y casi accidente que involucre tanto al
colaborador de la Compañía, Proveedores, así como a las personas que pudieron
haber sido afectados por las actividades de la Compañía. El mismo sistema debe
ser usado para el daño / pérdida de la propiedad e impacto ambiental.
• Notificación y reporte a la Compañía de la severidad del accidente /casi accidente.
•Responsabilidad de todas las funciones involucradas en el manejo del accidente
/casi accidente.
• Revisión del manejo operativo y cierre del proceso de investigación.
• Revisión del Gerente General de los mecanismos.
• Producción y uso de las estadísticas.
• Comunicación de las medidas encontradas y preventivas al interior de la Compañía.
• Requerimientos concernientes al reporte de accidentes / casi accidentes solicitados
por el cliente y el ente regulador.
• Seguimiento y cierre.
El sistema de reporte de Casi Accidentes / Accidentes de la Compañía desarrollado,
permite asegurar la publicación y difusión de las Estadísticas de la Compañía. Éste
también es usado para incrementar la distribución de la información en los Proyectos
(Operaciones), para prevenir repeticiones futuras. Los aspectos esenciales de un
desempeño de seguridad integral en una empresa pueden ser resumidos como
sigue:
a) Debe existir una dirección ejecutiva continua y enérgica.
b) El equipo y las instalaciones deben ser seguras.
99
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
c) La supervisión debe ser competente y tener un ferviente espíritu de seguridad.
d) Es menester mantener y cuidar la existencia de una plena cooperación en la
prevención de accidentes por parte del empleado.
Desarrollar un sistema de seguridad significa: Planear, organizar, coordinar, dirigir y
controlar las actividades relacionadas a mantener y garantizar la integridad física de
los recursos, así como el resguardo de los activos físicos e intangibles de alto valor
en la empresa. Un sistema integral debe contemplar:
• Definir elementos administrativos
• Definir políticas de seguridad
• Organizar y dividir las responsabilidades
• Definir prácticas de seguridad para el personal
• Determinar plan de emergencias
3.2 Seguridad e higiene industrial antes de la perforación.
3.2.1 Sistema de trabajo
Las actividades de perforación se desarrollan con turnos continuos, durante las 24
horas del día. En la fase de montaje y desmontaje de la instalación, la actividad se
desarrolla solamente con la luz del día. Las operaciones de perforación solo se
detienen en caso de emergencias o para mantenimiento del equipo. El ciclo
trabajo/descanso es de acuerdo al cargo.
3.2.2 Análisis de riesgos
La actividad de perforación es una actividad dinámica que es ejecutada a través de
una serie de operaciones que van desde el montaje de la torre a la real actividad de
perforación,
hasta el desmontaje de la torre del equipo. Los mismos que serán
movidos a otros sitios alrededor de cientos de kilómetros de distancia. Los
numerosos deberes del personal, su ejecución en diferentes áreas de la operación, la
imposibilidad de cuantificar la permanencia en varias áreas de la operación, sugiere
100
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
analizar los peligros de la actividad de perforación en su totalidad. El personal deberá
ser capaz de ejecutar las diferentes actividades, las cuales pueden requerir
capacidades y conocimientos específicos. Además, no olvidar que también el área
de operaciones (aún si esta no es grande) presenta al centro de la actividad de
perforación en la mesa de trabajo, el personal, que tal como previamente ha sido
descrito, deberá trabajar también en todas las áreas restantes del equipo o áreas de
actividades auxiliares.
3.2.3 Evaluación de riesgos.
La Evaluación de Riesgos es un proceso simple y efectivo para identificar y evaluar
los peligros asociados a cada elemento de una tarea y revisar los controles y
precauciones asociados requeridos. La Evaluación de Riesgos es apropiada para
toda tarea donde sea necesario evaluar los peligros y las medidas de control
apropiadas.
3.2.4 Identificación de los Peligros
El siguiente paso para el equipo de Evaluación de Riesgos es compilar una lista de
los peligros significativos asociados a cada paso de la tarea. El líder del equipo de
Evaluación de Riesgos debe promover que el equipo identifique todos los posibles
peligros significativos.
3.2.5 Política de seguridad industrial, salud Ocupacional y control ambiental.
La política de seguridad se basa en la estandarización de los procesos de
perforación, la capacitación de los trabajadores y la mejora continua del Sistema de
Gestión de Calidad, Salud, Seguridad y Ambiente QHSE. Esto se respalda por el
cumplimiento de:
• Comunicar e implantar los Objetivos y Metas a todos los colaboradores
involucrados y realizar el monitoreo periódico de los indicadores establecidos.
101
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
• Verificar y analizar el resultado de los Objetivos, de tal manera que se generen
nuevas estrategias de mejoramiento.
• Alcanzar niveles de eficacia en las operaciones, mediante la prevención de eventos
no deseados y de no conformidades.
• Observar la legislación local vigente e implementar normas y procedimientos a
cumplir para todos los trabajadores de la Compañía.
• Capacitar a todos los trabajadores y colaboradores de la Compañía con el enfoque
de que, así como una operación puede ser importante y una orden urgente, se debe
tener el cuidado necesario para realizar el trabajo de una manera segura y
saludable, lo cual implica una labor bien hecha.
Asimismo la Política QHSE se basa en los siguientes principios:
• Compromiso con el logro e implementación del Sistema de Gestión QHSE y en el
trabajo del mejoramiento continuo.
• Prevenir la contaminación, reduciendo los impactos ambientales en los procesos de
perforación para la conservación del medio ambiente.
• Minimizar los riesgos relacionados a las actividades de perforación para evitar
la ocurrencia de los accidentes y casi accidentes.
• Velar por la Salud Ocupacional de los trabajadores dentro del proceso que realizan.
• Lograr un clima organizacional saludable y la Sostenibilidad como parte de la
conducta de la Compañía.
102
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
3.3 Seguridad e higiene industrial durante la perforación.
En esta sección se enlistan los procedimientos que deben llevarse a cabo con alta
disciplina operativa en el área de perforación direccional, estos procedimientos
aplican a todo el personal directo en indirecto que desempeñe funciones en el equipo
de perforación.
3.3.1 Sistema de permiso de trabajo
El objetivo del sistema de trabajos con riesgo de PEMEX exploración y producción es
asegurar que todos los trabajos no rutinarios que impliquen riesgos sean
correctamente controlados y coordinados. Los formularios de Permiso / Certificado
de trabajo son custodiados y emitidos por el Tool Pusher / Supervisor.
3.3.2 Monitoreo
El sistema de permisos de trabajo deberá ser monitoreado y auditado para verificar
su efectividad. El jefe del equipo o supervisor de área son responsables de garantizar
que todos los permisos emitidos estén registrados apropiadamente en el archivo de
permisos de trabajo. El coordinador de seguridad y medio ambiente realizará un
control semanal de los permisos de trabajo emitidos y deberá registrar lo encontrado
en el control del registro de permisos de trabajo.
3.3.3 Requerimientos de permisos de trabajo
a) Trabajo en Caliente
Los permisos de trabajo en caliente son generalmente aplicados a cualquier tipo de
trabajo que involucra fuentes de ignición actuales o potenciales y trabajos en donde
puede haber riesgo de fuego y / o explosión, o aquellos que involucran la emisión de
vapores tóxicos debido a la aplicación de calor. El trabajo en caliente deberá incluir
(pero no estar limitado) lo siguiente: Quemado, soldado, calentado, esmerilado,
sopleteado, trabajado con equipos de electricidad activa o el uso de motores de
combustión portátiles y herramientas de energía eléctrica.
103
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
b) Trabajo en Frío
Los permisos de trabajo en frío son aplicados a una variedad de actividades que no
están cubiertas por algún permiso o certificado. El trabajo en frío incluye (pero no se
limita) lo siguiente:
• Andamios (montaje y uso).
• Alta presión / limpieza con vapor. Presión de prueba.
• Operaciones de mantenimiento que comprometen la remoción de sistemas críticos
de seguridad en servicio (Ej.: Sistemas de detección de fuego o gases, Sistemas
contra incendio, etc.).
• Mantenimiento / reemplazo de partes en equipos importantes (bombas de lodo,
malacates, corona, bloque viajero, top drive, motores, líneas de alta presión,
compresores de aire, etc.).
• Calibración de maquinaria (Ej. Bandas de freno y palanca, crown-o-matic, etc.).
• Corte de cable de perforación.
Cualquiera de los trabajos arriba mencionados requerirá Certificados de Aislamiento /
Ingreso emitidos para cumplimiento con este procedimiento.
c) Certificado de Ingreso
El Certificado de Ingreso es usado para especificar las precauciones que se
necesitan tomar para eliminar humos peligrosos o prevenir pérdida de oxígeno antes
de permitir que una persona ingrese a un espacio confinado. El certificado deberá
confirmar que el área está libre de humos peligrosos o gases asfixiantes. Las
precauciones deberán estar especificadas en el Certificado para proteger la
atmósfera contra el ingreso de contaminantes provenientes de fuentes adyacentes y /
o transportados por el viento. El permiso de trabajo para ingresar al espacio
confinado no puede ser emitido sin que el Certificado de Ingreso haya sido
correctamente completado.
104
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
d) Certificado de Aislamiento
Se requiere Certificado de Aislamiento antes que se inicie cualquier trabajo en
proceso, planta o equipo mecánico o eléctrico. También se requiere un Certificado de
Aislamiento donde el acceso al Equipo esté restringido o su seguridad esté puesta en
peligro por cualquier planta o equipo adyacente. Una actividad no puede comenzar
hasta que todos los requisitos de aislamiento necesarios estén en su lugar. El
personal involucrado en la tarea debe verificar que el Certificado de Aislamiento esté
vigente.
e) Análisis de seguridad en el trabajo (AST).
Si la naturaleza del trabajo a ser realizado posee peligros adicionales o anormales,
los cuales están por encima de la norma de la tarea para la cual se ha emitido el
permiso, entonces debe realizarse un AST. El AST es un estudio sistemático de las
actividades, peligros específicos y una evaluación de las acciones preventivas /
mitigadoras a realizarse para ciertos tipos de operaciones de trabajo. Una copia del
AST deberá anexarse, si fuera el caso, al permiso correspondiente. El Análisis de la
Seguridad del Trabajo (AST) es un proceso muy eficaz. No es difícil aprender y
cualquier persona que sepa realizar correctamente un trabajo o una tarea puede
aplicarlo a dicho trabajo. Al capacitar a los empleados en la manera correcta de
realizar un trabajo, no hay mejor herramienta que un Análisis de Seguridad del
Trabajo (AST). Durante las operaciones de perforación se debe realizar una reunión
con todo el personal que vaya a participar en la ejecución de una actividad y en
conjunto se procede a realizar el Análisis de Seguridad (AST) el cual se debe realizar
para toda actividad que tenga un riesgo en su ejecución y generalmente para todas
las actividades no rutinarias.
105
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
3.3.4 Equipo de protección personal.
Diferentes trabajos y tareas pueden requerir vestimentas y Equipos de Protección
Personal especializados. El Coordinador de Seguridad y Medio Ambiente asesorará
en la selección de la vestimenta y equipos adecuados. Los supervisores serán
responsables de su cumplimiento modelando con el ejemplo. Para que un sistema
de EPP sea efectivo, se tienen que considerar tres elementos:
a) Naturaleza del peligro: se requieren detalles antes que se pueda hacer la
selección adecuada, como el tipo de contaminante y su concentración.
b) Información del desempeño del EPP: se requerirá la información del fabricante
referente a la capacidad del EPP para proteger contra un peligro en particular.
c) El nivel aceptable de exposición al peligro: para algunos peligros el único nivel
de exposición aceptable es cero.
Existen dos temas interrelacionados a considerar antes de hacer la elección
adecuada del EPP:
1) Lugar de trabajo: ¿Qué clase de peligros faltan ser controlados?, ¿Cuán grandes
son los riesgos que quedan?, ¿Cuál es un nivel aceptable de exposición o
contaminación?, ¿Qué maquinarias o procesos están involucrados?, ¿Qué
movimiento de objetos o personas se requerirá?
2) Ambiente de trabajo: ¿Cuáles son las restricciones físicas?, incluyendo
temperatura, humedad, ventilación, tamaño y requerimientos de movimiento de
personas y de la planta.
Usuario del EPP: Los puntos a considerar incluyen:
106
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
1) Entrenamiento: Los usuarios y supervisores deben saber por qué es necesario el
EPP, todas las limitaciones que tenga, el uso correcto, cómo lograr un buen ajuste
el mantenimiento y almacenamiento necesario para el equipo.
2) Ajuste: Se requiere un buen EPP para el usuario individual para garantizar una
protección completa. Algunos EPP solamente están disponibles en un rango
limitado de tallas y diseños.
3) Aceptabilidad: ¿Por cuánto tiempo tienen que usar el EPP los colaboradores? Al
darle la opción de elección del equipo al usuario (sin comprometer las normas de
protección), mejorará las probabilidades de su uso correcto.
4) Patrón de Desgaste: ¿Hay alguna consecuencia adversa a la salud y seguridad
que necesite ser anticipada? Por ejemplo, toda necesidad de retiro frecuente del
EPP, que pudiera ser requerida por la naturaleza del trabajo, puede afectar la
elección del diseño o tipo del EPP.
3.3.5 Tipos de equipos de protección personal (EPP)
Los tipos de EPP tienen diferentes aplicaciones entre ellas, la de protección ocular,
respiratoria, de la piel y en general en la forma de vestimenta protectora, arneses de
seguridad y líneas de vida.
3.3.5.1 Protección de la cabeza.
Los cascos de seguridad de material no-metálico y dieléctrico son obligatorios para
las personas que se encuentran fuera de los límites de las oficinas o ingresan a
áreas de trabajo designadas que requieren el uso de cascos. Todos los cascos
cumplirán con las normas técnicas locales vigentes, en cuanto a las disposiciones
reglamentarias se debe prestar especial atención a el material de fabrica del casco.
107
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
Los cascos tendrán asiento para orejeras y escudo facial y estarán adaptados para el
empleo de barbiquejos (correas para el mentón); el color estándar es blanco para los
colaboradores, color verde para personal nuevo, recién contratado y para los
visitantes / terceras partes, el casco será de color amarillo.
3.3.5.2 Protección ocular.
Los protectores oculares estarán en conformidad con las normas técnicas o comités
técnicos de normalización de los gobiernos locales donde se desarrollen los
proyectos. Se deberán tener puestos todo el tiempo en las instalaciones del equipo,
áreas de trabajo y lugares donde lo indiquen las señales de seguridad. Esto incluye a
los empleados, visitantes y partes interesadas que ingresen a las instalaciones. De
manera muy estricta se deben cumplir todas las reglas de uso de EPP. Las
siguientes actividades requerirán el uso de la protección ocular adecuada:
• Toda operación relacionada al esmerilado.
• Al usar fluidos (químicos irritantes o cáusticos) o polvos.
• Soldadura / Corte (realizado por los operadores y ayudantes / observadores).
• Operación de martilleo, materiales que pudieran quebrarse o desportillarse.
3.3.5.3 Protección de la audición.
Se proporcionarán protectores auditivos adecuados y deberán ser usados por el
personal expuesto a niveles de ruido (> 85 dB). Tales protectores deberán ser
conservados por el usuario. Los dispositivos de protección de la audición cumplirán
con las normas técnicas o comités técnicos de normalización de los gobiernos
locales donde se desarrollen los proyectos.
3.3.5.4 Protección de manos y pies.
1. Guantes
Se usarán guantes adecuados para el tipo de trabajo que se va a llevar a cabo
cuando exista la posibilidad de lesiones por la manipulación de substancias
108
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
corrosivas o venenosas, cortes o abrasiones o por calor, frío, fuego o descarga
eléctrica. Los guantes deben ser seleccionados cuidadosamente, tomando en cuenta
los requerimientos del uso tales como comodidad, grado de destreza requerida,
protección de temperatura ofrecida y habilidad de agarrar en todas las condiciones
que sean probables de encontrarse.
2. Botas de seguridad.
Las botas de seguridad deben ser usadas en los equipos de Perforación y en todas
las áreas fuera de la oficina / alojamientos y se limpiarán regularmente. Se debe
tener cuidado en la elección del calzado de seguridad para garantizar que el tipo de
bota sea el adecuado para las tareas que emprenderá el usuario.
Las botas de seguridad cumplirán con las normas técnicas o comités técnicos de
normalización de los gobiernos locales donde se desarrollen los proyectos. Los tipos
de calzado de seguridad son los siguientes:
a) Botas Estándar de Seguridad: con puntera de acero, suela anti-deslizante, media
suela de acero contra perforación, antiestáticas, aislamiento contra calor y frío,
resistentes al petróleo.
b) Botas Estándar de Material Sintético: con puntera de acero, media suela de acero
contra perforación, protección del tobillo, suela anti-deslizante, adecuadas contra
el agua, hechas de caucho o poliuretano.
c) Botas Dieléctricas de Material de Cuero: con puntera resistente a impactos, suela
anti-deslizante, media suela de material aislante resistente a la perforación,
resistentes al petróleo.
109
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
3.3.5.5 Arneses
Los arneses de seguridad cumplirán con los requisitos de las normas técnicas o
comités técnicos de normalización de los gobiernos locales donde se desarrollen los
proyectos. Los arneses de seguridad no son el reemplazo de las prácticas efectivas
de prevención contra caídas. Además de la comodidad y libertad de movimiento, la
selección de este equipo tomará en cuenta la necesidad de proporcionar protección
al cuerpo contra la transferencia de energía en el caso de una caída.
Los acoplamientos del arnés a los puntos firmes de fijación deberán ser capaces de
resistir la carga de impacto de toda caída. El equipo que haya sido involucrado en la
detención de caídas debe ser descartado.
3.3.5.6 Protección de la piel.
Cuando la vestimenta de protección no es una solución factible para un peligro, se
pueden usar cremas de barrera en conjunto con la rutina de higiene antes y después
de los períodos de trabajo. Hay tres tipos de cremas de barrera que se pueden
encontrar comúnmente: miscibles en agua, repelentes del agua, aplicaciones
especiales, acudir al médico del equipo o área para la preparación de la prescripción
respectiva, las instrucciones de uso y especificaciones.
3.3.5.7 Protección respiratoria.
Se proporcionarán dispositivos de protección respiratoria para el uso en espacios
confinados que puedan contener vapores o mezclas gaseosas, en áreas donde el
contenido de oxígeno atmosférico esté por debajo de los niveles permisibles o donde
estén presentes contaminantes atmosféricos peligrosos. Se considerará lo siguiente
al seleccionar un dispositivo de protección respiratoria adecuado para las
operaciones que se lleven a cabo el personal en turno:
 La naturaleza de la operación o proceso peligroso.
110
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
 El tipo de contaminante presente en el aire, incluyendo sus propiedades físicas,
propiedades químicas, efectos fisiológicos en el cuerpo y su concentración.
 El período de tiempo durante el cual se debe proporcionar la protección respiratoria.
 El estado de salud del personal o usuarios involucrados.
 El uso de respiradores aprobados.
El Equipo de Protección Respiratoria cumplirá con los requisitos de normas
aprobadas.
3.3.6 Inspección de los equipos de protección personal (EPP)
La Inspección del Equipo de Protección Personal debe ser llevado por el Tool Pusher
o por el responsable inmediato, por lo menos una vez al mes, para proporcionar una
evaluación de la situación actual y presente del equipo de protección personal.
Figura 3.1 Inspección de Equipo de Protección Personal.
Fuente: Seguridad en el campo de perforación CEDIP 2008
111
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
3.3.7 Inspección del equipo de perforación direccional.
El Superintendente y Jefe de equipo son los responsables de la supervisión del
cumplimiento de la inspección de equipos de trabajo para asegurar la correcta
ejecución de la operación. Para efectuar la inspección de un equipo de perforación,
se han considerado los siguientes sectores:
Sector 1 :
Facilidades de campo en general, prevención de incendios, documentos
/ misceláneas, ambiental.
Sector 2 :
Mesa de trabajo, dog house, área de preventores, sub Estructura,
manifold, acumulador.
Sector 3 :
Área caballetes, almacenes, letreros y señales.
Sector 4 :
Mástil, piletas de lodo, bombas de lodo, tanque agua.
Sector 5 :
Tanque combustible, taller mecánico.
Sector 6 :
Generadores, SCR.
Sector 7 :
Taller de soldadura.
La Inspección de los sectores será efectuada por el jefe de equipo junto con el
Responsable de cada Sector, según se indica continuación:
Sector 1: Jefe de Equipo
Sector 2: Perforador
Sector 3: Asistente de Perforador
Sector 4: Engrampador
Sector 5: Mecánico
Sector 6: Electrónico
Sector 7: Soldador
112
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
3.3.8 Prevención y control de incendios.
Cuando se declara un incendio en una actividad existen toda una gama de acciones
que se pueden llevar a cabo para limitar su propagación y por lo tanto sus
consecuencias. El objetivo de la prevención de incendios es, minimizar el número de
emergencias contra incendios, y controlar con rapidez las emergencias para que sus
consecuencias sean mínimas. Los extintores se clasifican en los siguientes tipos en
función del agente extintor:
• Extintor de agua.
• Extintor de espuma.
• Extintor de polvo.
• Extintor de anhídrido carbónico (CO2).
• Extintor de hidrocarburos alógenos.
Los tipos básicos de incendios son de clases A, B, D, y E como se define a
continuación.
a) Los de clase A son fuegos en materiales combustibles comunes como madera,
tela, papel, caucho y muchos plásticos.
b) Los de clase B son fuegos en líquidos inflamables, aceites, grasas, alquitranes,
base de pinturas, lacas y gases inflamables.
c) Los de clase D son incendios en metales combustibles como magnesio, titanio,
zirconio, sodio, litio, y potasio.
d) Los de clase e son incendios que envuelven equipos eléctricos energizados donde
la no conductividad eléctrica del medio de extinción es importante. (Cuando el
equipo está desenergizado, pueden ser utilizados sin riesgo, extintores para
incendio de clase A y B).
113
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
Figura 3.2 Tipos de agentes extintores.
Fuente: http://www.paginasprodigy.com.mx/5556127676/pagina76787.html
3.3.8.1 Aplicación de agentes extintores.
Según las características de los diferentes agentes, responden de diversos modos
el: las distintas clases de fuego, por ello puede ser adecuado para unos y de
resultado contraproducente en otros, su aplicabilidad se describe en la tabla 3
Tabla 3.- Uso de Tipos de extintores para clases de fuego.
AGENTE EXTINTOR
AGUA
ESPUMA
POLVO QUIMICO SECO
TRI CLASE ABC
ANHIDRIDO CARBONICO
AGENTES HALOGENADOS
POLVOS SECOS ESPECIALES
CLASES DE FUEGO
A
B
C
D
A
N (+)
N
N
A
N (+)
N
N
A
A
N
N
P (+)
A
A
P
A
A
A
P
P
P
A
N
N
N
N
A
Fuente: Seguridad Industrial en Perforación CEDIP
A: Adecuado
N (+): En forma de niebla N: No debe usarse
P: Puede usarse pero no es efectivo.
P (+): Puede usarse pero junto a otro agente adecuado
114
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
3.3.8.2 Selección de extintores.
Los extintores serán seleccionados de acuerdo a las siguientes subdivisiones:
a) Los extintores para protección de riesgos clase A deben ser seleccionados de los
siguientes: agua anticongelante, soda - ácida, espuma formadora de película acuosa
(AFFF), agente humectante, químico seco multipropósito.
b) Los extintores para la protección de riesgo clase B deben ser seleccionados entre:
Bromotrifluorometano (Balan 1301), químico seco, espuma, (AFFF).
c) Los extintores para la protección de riesgo clase e deben ser seleccionado
de los siguientes: (Halon 1301), dióxido de carbono y químico seco.
3.3.8.3 Distribución de extintores.
Los elementos que afectan la distribución de extintores portátiles son: el área, la
severidad del peligro, las clases esperadas de incendio, otros sistemas o aparatos
protectores, y las distancias a recorrer para el alcance de los extintores. Además
debe considerarse el grado de propagación del fuego, la intensidad y grado de
desarrollo del calor y el humo producido por los materiales en combustión. Los
extintores con ruedas tienen mayor cantidad de agente o mayor alcance y deberían
ser tenidos en cuenta para áreas donde se necesita protección adicional. El extintor
debe estar colocado a una altura visible y accesible. Debe colocarse siempre en una
pared vertical y de ser posible siempre cerca de los puntos de evacuación
El extintor nunca debe encontrarse colocado de tal forma que la parte superior del
extintor supere los 1,70 metros. Es recomendable colocar extintores cerca de los
puntos en los que existen más probabilidades de que se inicie un fuego. La ubicación
del extintor debe estar correctamente señalizada mediante una señal cuadrada o
rectangular situada en la pared encima del extintor de incendios. Esta señal debe ser
115
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
de color rojo con la palabra extintor o un dibujo de un extintor en color blanco. El
color rojo debe siempre ocupar como mínimo el 50% de la señal. La distancia de
recorrido para el manejo de extintores portátiles utilizados para líquidos inflamables o
riesgos en gases a presión no deberán exceder los 15.25m.
Los extintores con
clasificación e deben ser instalados donde se encuentre equipo eléctrico energizado,
el cual requeriría a un medio de extinción no conductor.
Tabla 5.- Distribución de extintores según componentes del equipo.
Ubicación
Tipo
TANQUES DE LODOS
PQS 30 LBS
ZARANDAS
PQS 30 LBS
CASETA DE QUIMICOS
PQS 30 LBS
TALLER DE SOLDADURA
PQS 30 LBS
ACUMULADOR
PQS 30 LBS
MECÁNICA
PQS 30 LBS
GENERADORES
CO2 20 LBS
UNIDADES SCR
CO2 20 LBS
GENERADORES
PQS 300 LBS
TANQUE DE DIESEL
PQS 300 LBS
MESA DEL TALADRO
PQS 30 LBS
SOLDADORA
PQS 30 LBS
BOMBAS DE AGUA
AFFF 100Gls
Fuente: Seguridad Industrial en Perforación CEDIP
El tamaño y la organización de la brigada contra incendios dependen del tamaño y
distribución de las instalaciones que debe proteger,
la ayuda del cuerpo de
bomberos con que se puede contar y el tiempo que se considere demore en llegar la
ayuda del cuerpo de bomberos. La brigada debe ajustarse a las modalidades de la
empresa. Los detalles deben ser discutidos con los expertos y con el personal de
protección contra incendios de la empresa.
116
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
3.3.8.4 Inspección mantenimiento y recarga
Los extintores deben ser inspeccionados mensualmente o con la frecuencia
necesaria cuando las circunstancias la requieran.
a) El extintor debe estar en un lugar designado.
b) El acceso o la visibilidad al extintor no deben ser obstruidos.
c) Las instrucciones de manejo sobre la placa del extintor deben ser legibles y estar
de frente a la vista.
d) Cualquiera de los sellos indicados que estén rotos o que falten deben ser
remplazados.
e) Deberán tener en cuenta las lecturas del manómetro de presión, si estas no están
en el rango operable.
Cuando la inspección revela alguna alteración, o que esta estropeado, dañado, con
escape, con carga insuficiente o sobrecargado, o que tenga corrosión evidente, el
extintor debe ser sometido a procedimientos de mantenimiento.
3.3.9 Acido sulfhídrico H2S
Objetivo
Establecer las medidas de seguridad a ser adoptadas en las operaciones de
perforación e intervención de pozos donde se presuma o se haya comprobado la
presencia de Sulfhídrico, para minimizar los riesgos resultantes de la exposición del
personal.
El H2S es también conocido como Sulfuro de Hidrógeno, Sulfhídrico, Gas agrio, gas
ido, Hidrógeno Sulfurado. Es extremadamente toxico, concentraciones relativamente
pequeñas del gas en el aire pueden ser fatales. Una sola inhalación del gas puede
117
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
provocar una intoxicación aguda que puede ser fatal. Es 6 veces más letal que el
Monóxido de Carbono. Las fuentes de H2S incluyen formaciones geológicas, material
orgánico y producción química del gas (tal como en algunos tratamientos ácidos).
Puede formarse como resultado del metabolismo de bacterias sulfato-reductoras
comúnmente presentes en yacimientos en etapas avanzadas de inyección de agua
para recuperación secundaria.
3.3.9.1 Procedimientos de monitoreo y detección de H2S
El olor del gas (a huevos podridos) es usualmente el primer y desafortunadamente
en muchos casos el ultimo indicador. Confiar en el sentido del olfato para detectar el
gas sulfhídrico es muy peligroso pues se puede oler concentraciones tan bajas como
1 ppm y en concentraciones más altas tales como 100 ppm, se puede perder
rápidamente el sentido del olfato ocasionando una falsa sensación de seguridad.
Existen varios métodos de detección tales como:
 Dispositivos tipo tubos portátiles que dan una medida aproximada de la
concentración del gas en un punto determinado. Son colorimétricos y tienen un
margen de error comúnmente de ± 25 % de la concentración real del gas.
 Ampollas de Acetato que cambian de color, usualmente se ponen negras o café
oscuro, pueden ser utilizadas solo como indicadores de la presencia del gas.
 Detectores electrónicos portátiles con lecturas en ppm o porcentaje del gas y
alarmas audibles prefijadas a una determinada concentración del gas.
 Detectores fijos electrónicos que brindan un monitoreo continuo del área donde
están ubicados sus sensores, están equipados con alarmas audibles y visibles
cuando los niveles de H2S exceden los límites establecidos en el sistema de
detección. Para los casos de detecciones con equipos portátiles se debe tomar en
cuenta que el H2S es más pesado que el aire, por lo cual la medición deberá
realizarse a la altura de la rodilla.
118
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
Se puede encontrar H2S prácticamente en cualquier lugar de la locación incluyendo:
 Boca de pozo en piso de trabajo.
 Área de BOP y antepozo
 Pileta de ensayo.
 Tanques de lodo
 Zaranda.
 Área de bombas
 Desgasificador
 Sistema de tuberías, espacios confinados, áreas con bermas, etc.
 Sellos
 Conexiones
 Bridas
 Drenajes
 Válvulas de alivio
 Líneas de venteo
Como componente de una mezcla gaseosa que es más liviana que el aire, el gas
puede subir en vez de tender a bajar. Si se libera de un sistema presurizado, puede
estar presente en cualquier lugar hacia donde se esté dirigiendo el flujo del gas. Si
son significativamente mas caliente que el aire ambiental, las mezclas de H2S,
pueden subir, aunque sean normalmente más pesadas que el aire. Operaciones en
invierno. Se puede esperar H2S en la parte alta de tanques abiertos cuando
contienen líquidos que son agitados, circulados o bombeados, pues estos
procedimientos pueden hacer que se liberen. Las labores de detección de H2S serán
ejecutadas solamente por personal provisto de equipos de respiración autónoma
(SCBA) de 30 minutos de autonomía, debidamente entrenado tanto en el uso de los
detectores como en el uso de los equipos autónomos de respiración y autorizado por
la Gerencia de Operaciones. La detección con equipos portátiles no es aceptable
como medición o monitoreo continuo, solo será utilizada como detección puntual en
los sitios de la misma.
119
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
3.3.9.2 Detectores fijos
Deben ser sensores fijos de lectura continua, deben contar de un display que indique
el valor medido y un sistema de alarma audible y visual. En el caso de equipos de
perforación y terminación, los cabezales de detección o sensores deben estar
montados como mínimo en:
• Piso de trabajo, cerca de la boca de pozo
• Zarandas
Los sensores de H2S deben ser montados contemplando los siguientes factores:
• Orientar los sensores en sentido opuesto a la dirección del viento, enfocados de
frente a la fuente de emisión.
• Para una mejor lectura el sensor preferentemente deberá ser montado a menos de
1 metro de distancia de la potencial fuente de emisión.
• En lugares bajos donde el H2S se puede acumular
• Los sensores de piletas deben montarse después de la zona límite de llenado de
las mismas.
3.3.9.3 Procedimientos de emergencia
Ante la activación de cualquier alarma de Sulfhídrico, o sospecha fundada (olor
característico del gas), se deberá interrumpir la tarea y activar el rol de emergencias
para H2S siguiendo los siguientes pasos:
 Activar la alarma sonora, alertar al personal a viva voz y evacuar inmediatamente el
área y dirigirse al punto de reunión ubicado en sentido contrario al viento.
 El perforador y dos ayudantes de boca de pozo provistos de equipos de respiración
autónoma (SCBA) de 30 minutos, debidamente entrenados en su uso, procederán a
cerrar el pozo, siguiendo el procedimiento operativo correspondiente.
120
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
 El Jefe de Equipo o su designado realizará un conteo del personal y determinará si
fuera necesario la formación de un equipo de rescate. En caso de ser necesario el
mismo, solo se permitirá el ingreso de personal entrenado provisto de equipos
autónomos de respiración (SCBA) de 30 minutos.
 El Jefe de Equipo o su designado dispondrá la restricción de acceso a la locación y
dará aviso a la base de operaciones y esperará las instrucciones de la gerencia de
operaciones. El jefe de equipo o su designado llevará registro de:
• Hora en que se manifiesta el H2S.
• Maniobra en curso
• Profundidad
• Dirección del viento.
• Niveles y/o concentraciones detectadas.
Las actividades posteriores al cierre de pozo deberán ser efectuadas por personal
certificado para conducir operaciones en presencia de Sulfhídrico, provisto de
protección respiratoria
tipo sistema de cascada y bajo la supervisión de un
especialista en operaciones con Sulfhídrico. Antes de autorizar el retorno a
operaciones normales, el Jefe de Equipo dispondrá la verificación de la no presencia
de H2S mediante la utilización de detectores portátiles. La persona a ser designada
para estas mediciones deberá estar provista de un equipo de respiración autónoma
(SCBA) de 30 minutos, estar debidamente entrenado en el uso del detector portátil y
en el uso del equipos autónomo de respiración a ser utilizado y estar autorizada por
el gerente de operaciones. Las mediciones deberán realizarse como mínimo en:
• Boca de pozo a nivel del suelo
• Pileta de Ensayo
• Pileta de decantación
• Zona de Bombas
• Casilla de personal
121
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
3.4 Seguridad e higiene industrial después de la perforación.
Las operaciones de perforación de pozos petroleros representan modificar ciertas
condiciones del ambiente, los cuales después de ejecutar tal actividad, exigen el
restauramiento de las zonas naturales afectadas durante tal actividad, es por eso que
se deben tener en mente varios aspectos ambientales y reglamentaciones vigentes
para tratar de minimizar el impacto ecológico a zonas sensibles.
3.5 Análisis ecológico.
La industria petrolera utiliza materias primas, energía, capital y trabajo humano para
generar bienes socialmente deseables, pero también, sus procesos productivos
arrojan al ambiente subproductos indeseables para los cuales, generalmente, no hay
precios positivos ni mercados. Entre ellos están las emisiones de contaminantes a la
atmósfera, las descargas de aguas residuales y los residuos peligrosos y no
peligrosos. En etapas incipientes del proceso de industrialización, el volumen
degeneración de residuos peligrosos es relativamente pequeño, y permite que éste
sea asimilado dentro de las capacidades de carga de suelos, cuerpos de agua y
drenajes urbanos. Sin embargo, al avanzar el proceso, el volumen desborda las
capacidades biofísicas e institucionales de asimilación y manejo, transgrediendo
ciertos umbrales críticos y provocando costos socio- ambientales excesivos. Por un
mal manejo de materiales y residuos industriales peligrosos se puede causar:
 Impactos ecológicos en sistemas y recursos hídricos,
 Riesgos de salud ambiental posibles accidentes o contingencias.
 Movimiento de sustancias tóxicas y de residuos peligrosos en el ambiente.
3.5.1 Emisiones al aire
Son aquellas que tienen un impacto significativo en la calidad del aire, así como
también producen efectos en la salud de la población y de los propios trabajadores,
por lo que su control es indispensable para que las actividades de perforación
cuenten con un desarrollo equilibrado en el medio ambiente. El objetivo dentro del
122
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
sistema integral de administración de la seguridad y protección ambiental es contribuir con
el programa global de mantener una atmósfera limpia, al evitar y/o reducir de manera
significativa las emisiones de gases y partículas contaminantes al aire que son
ocasionadas por los motores de combustión interna y/o equipos similares que
intervienen en las UPMP y las quemas a cielo abierto durante la etapa de
observación del pozo y/o manifestaciones del pozo de forma circunstancial.
3.5.2 Manejo de agua.
Es el uso y aprovechamiento del agua en las actividades de perforación y
mantenimiento de pozos, son fundamentales; por lo que es importante identificar y
evaluar los aspectos que impactan al medio ambiente, debido a las descargas de
aguas residuales, ya que estas deben cumplir con la normatividad ambiental vigente.
En la UPMP se tiene el propósito de llevar a cabo el programa de “0” (cero)
descargas de contaminantes en sus equipos aplicando tecnología de vanguardia en
materia ambiental.
Su objetivo es desarrollar procedimientos acorde a la normatividad vigente para el
cumplimiento de la gestión ambiental en materia de control de contaminantes en las
descargas de aguas durante las operaciones de UPMP. Su meta es identificar y
evaluar en las instalaciones de UPMP el aprovechamiento de aguas de diversas
fuentes y descargas de aguas residuales, para el cumplimiento de los registros y la
normatividad ambiental vigente.
3.5.3 Manejos de residuos
Son medidas para disminuir su generación, asi como darle el tratamiento y la
disposición adecuada a fin de que no representen riesgos al medio ambiente, a la
seguridad y salud de los trabajadores, con estricto apego al cumplimiento de la
normatividad ambiental vigente. Su objetivo es identificar las fuentes de donde se
genera residuos, así como darles su manejo adecuado, durante las operaciones de
los equipos que intervienen en las UPMP. Su meta es establecer un control para la
123
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
reducción de residuos mediante un programa aplicable a las fuentes identificadas en
los equipos de la UPMP. Un residuo es cualquier material generado en los procesos
de extracción, beneficio, transformación, producción, utilización, control o tratamiento
cuya calidad no permita usarlo nuevamente en el proceso que lo generó. Los
residuos se clasifican en peligrosos y no peligrosos.
Residuos peligrosos son: Recortes de perforación, aceites y lubricantes, estopas
impregnadas, plásticos impregnados, grasas y solventes, remanente de material
químico, filtros para diesel y aceites usados en motores de combustión interna
Residuos no peligrosos: Basura orgánica, basura inorgánica, chatarra.
Durante el desarrollo de la perforación y mantenimiento de pozos se han originado
derrames y fugas accidentales de materiales contaminantes, dando origen a la
contaminación del entorno ecológico, por lo cual es necesario realizar una
evaluación, caracterización y restauración de los sitios impactados y se deberán
aplicar medidas preventivas para reducir el presente problema, con apego a lo que
marca la legislación en materia ambiental.
3.5.4 Restauración
Sus objetivos son realizar las técnicas de restauración de los sitios contaminados con
la aplicación de la mejor tecnología, de acuerdo con lo establecido en la normatividad
ambiental vigente. Su meta es garantizar que las técnicas de restauración, de sitios
contaminados se realicen correctamente para la recuperación y mejora del medio
ambiente cumpliendo con la normatividad ambiental vigente. Se deben de cumplir,
porque estamos sujetos a una verificación industrial por la PROFEPA, ya que de no
cumplirse con la normatividad ambiental vigente se esta sujeto a sanciones que van
de 3 meses a 6 años, de prisión y de mil a veinte mil días de multa, de acuerdo al
código penal relacionado con el medio ambiente. Lo que se debe hacer en los
equipos de UPMP.
124
CAPÍTULO III
CRITERIOS DE SEGURIDAD E HIGIENE
3.6 Análisis económico-factibilidad.
El cuidadoso planeamiento de un proyecto direccional previo al comienzo de las
operaciones es probablemente el factor más importante de un proyecto. Cada pozo
direccional es único en el sentido de que este tiene objetivos específicos. Perforar un
pozo direccional básicamente envuelve perforar un pozo desde un punto en el
espacio (locación de superficie) a otro punto en el espacio (el objetivo) de tal manera
que el pozo pueda ser usado para los propósitos propuestos. Para poder hacer esto
se tiene primero que definir las locaciones en superficie y del objetivo. La propuesta
de ubicar nuevos pozos de exploratorios y desarrollo en el campo se realiza con la
finalidad de recuperar los Bls de reservas, y obtener una buena depletación y
producción del campo. Para la evaluación de estas reservas se realiza una
predicción de producción, pero sin el conocimiento de la factibilidad económica que
representa la perforación y producción de este campo, no podría haber factibilidad en
el proyecto, es por eso que se realiza el análisis económico del mismo. El análisis
económico se lo realiza con el fin de establecer la factibilidad de la perforación de los
pozos propuestos, como ya se mencionó anteriormente, considerando la producción
de los mismos. Para ello se necesita conocer tanto los costos de perforación de
pozos y como los costos de producción.
125
CONCLUSIONES
CONCLUSIONES
Los objetivos tratados en el desarrollo del presente trabajo práctico técnico se
cumplen dando a conocer los fundamentos, procedimientos generales y criterios de
seguridad e higiene relacionados con la perforación direccional de pozos petroleros
Se dan a conocer las operaciones de perforación direccional de pozos petroleros,
considerando que el personal operativo relacionado debe tener una formación tal
cual que durante el desempeño de sus labores sea capaz de desarrollarlas con
disciplina operativa y seguridad, reduciendo de esta manera el índice de
accidentabilidad e impacto ambiental en los equipos de perforación.
Se describen las herramientas y componentes adecuados para la realización de las
tareas, la función e importancia de los fluidos de perforación, el control que deben
tener los mismos durante la ejecución del trabajo, los problemas a los que se es
susceptible
enfrentarse
en
el
proceso
de
perforación
y
las
operaciones
complementarias tales como el fracturamiento hidráulico, la unidad de tubería flexible
y la cementación.
Además se mencionan las acciones antes de realizar cualquier actividad en el campo
petrolero, los cuales destacan la importancia del sistema de permisos de trabajo,
análisis de seguridad en el trabajo, uso de equipo de protección personal
y
certificados de aislamiento, los cuales indicaron los puntos a considerar para ejecutar
las tareas de perforación de la manera mas adecuada y teniendo como principio
fundamental la seguridad del personal en general.
126
BIBLIOGRAFÍA
1. Baker Hughes (1995). Manual de Perforación Direccional.
2. Baker Hughes Tools (2000). Herramientas especiales en sartas de perforación.
3. Baroid (1990).Drilling mud handbook;
4. BJ services, (2000) Engineering handbook, 3ra. Ed., Houston,.
5. Chesapeake Energy Corporation (2010) Horizontal Drilling and hydraulic fracturing.
6. Datalog (2001). Manual de operaciones en el pozo, versión 3.0, trad. V1 2002
7. Dowell Schlumberger (2008). Coiled tubing engineering operator’s Handbook.
8. Halliburton (2008) hydraulic fracturing, performance focused on the environment.
9. Halliburton (2009) Perforating solutions and cementing design.
10. Halliburton. Well construction book (2007): http://www.halliburton.com
11. Instituto Mexicano del Petróleo (1998). Diseño de sartas de tuberías de
revestimiento.
12. M-i swaco. (2001). M-i drilling fluids engineering manual. Versión 2.0.s4/
13. Narváez Ramírez Antonio (2012).Proyecto Chicontepec No-Convencional
14. San Antonio Internacional (2012) .Sistema de operaciónes de perforación y QHSE.
15. Santiago Esquitin Rodolfo. Drilling Rig 3D (2012) powered by google Sketch up.
16. Schlumberger (2008). Introduction to directional Wells
17. Schlumberger (1998). Introduction to Well Testing
18. Schlumberger (2010). Well evaluation conferences.
19. UPMP PEMEX (2002). Manual del Inspector técnico en perforación.
20. Weatherford (2002) .Drilling Operations Training and control for the drilling team.
127
Descargar

Repositorio Institucional de la Universidad Veracruzana