Oilfield Review

DEFINICIÓN DE OPERACIONES DE INTERVENCIÓN
Operaciones de mantenimiento y reparación
Rick von Flatern
Editor senior
Pocos pozos de petróleo y gas exhiben un desempeño eficiente y producen
ininterrumpidamente desde la producción inicial hasta el abandono. Las partes móviles y los sellos se desgastan, los elementos tubulares desarrollan
pérdidas, los sensores fallan y la presión de formación declina. Para encarar
éstos y otros problemas, los operadores acuden a especialistas en intervención de pozos. Las intervenciones corresponden a dos categorías generales:
livianas o pesadas. Durante las intervenciones livianas, los técnicos bajan
las herramientas o los sensores en un pozo activo o vivo, mientras se contiene la presión en la superficie. En las intervenciones pesadas, la brigada
de operaciones puede necesitar remover toda la sarta de terminación del
pozo para efectuar cambios importantes en la configuración del mismo, lo
que requiere que se ahogue (mate) el pozo mediante la interrupción de la
producción en la formación.
El lado más liviano
El personal de servicios al pozo generalmente efectúa las intervenciones livianas utilizando línea de acero, cable conductor o tubería flexible. Estos sistemas permiten que los operadores remuevan del pozo arena, parafina,
hidratos u otras sustancias que pueden formar obturaciones y reducir o
detener completamente la producción. Los operadores también utilizan
intervenciones livianas para cambiar o ajustar el equipamiento de fondo de
pozo, tal como las válvulas o las bombas, y para recoger datos de presión,
temperatura y flujo de fluidos. En muchos casos, dado que son relativamente económicas y requieren un equipamiento mínimo, las intervenciones
livianas se incluyen en los programas de rutina de mantenimiento de pozos.
Una línea de acero es un cordón simple de alambre delgado que permite
bajar y extraer las herramientas y los sensores del pozo (derecha). Las intervenciones basadas en el uso de línea de acero consisten en la remoción de
arena y parafina, la introducción o la recuperación de las válvulas de control
de fondo de pozo y la bajada de los sensores en un pozo para registrar las
temperaturas y las presiones de fondo. La línea de acero se desenrolla y se
enrolla en un tambor de accionamiento hidráulico. Cuando la resistencia a
la tracción requerida para ejecutar una operación excede las especificaciones de la línea de acero, puede desplegarse un cable más pesado desde un
segundo tambor.
El cable conductor también permite bajar las herramientas y los sensores en el pozo con cable; la ventaja del cable es que los datos de fondo de
pozo pueden ser entregados en la superficie en tiempo casi real. El cable conductor actúa como un conducto para la energía eléctrica y la transferencia de
datos entre la superficie y las herramientas y los sensores de fondo de pozo.
Después de poner en producción un pozo, el cable conductor puede ser utilizado para correr registros de producción u otros sensores.
Roldana
Equipo de
control de
presión
Lubricador
Válvula de cierre
Roldana
Árbol de
Navidad
Tambor para
cable conductor
o línea de acero
Celda de carga
> Montaje básico de la línea de acero o del cable conductor. Un cable se
dirige desde el tambor hasta la roldana inferior, que lo redirecciona en
sentido ascendente hasta una segunda roldana. La roldana situada en el
extremo superior del equipo de control de presión hace girar el cable 180°
y lo introduce en el pozo. La válvula de cierre situada por encima del
árbol de Navidad contiene arietes opuestos (no exhibidos aquí) que
pueden ser cerrados para sellarse unos contra otros sin tener que remover
el cable, lo que proporciona una barrera de presión alternativa en caso de
falla del equipo de control de presión ubicado en una posición más alta en
el sistema.
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2014/2015: 26, no. 4.
Copyright © 2015 Schlumberger.
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WINTER 11/12
Slickline Fig. 1
ORWNT11/12-SLKLN 1
Volumen 26, no.4
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DEFINICIÓN DE OPERACIONES DE INTERVENCIÓN
La tubería flexible también permite bajar las herramientas en el pozo,
pero su uso principal es como conducto para el fluido (abajo). Los ingenieros utilizan tubería flexible para eliminar la arena o incrustaciones que se
acumulan dentro de la tubería de producción e inhiben la producción, o
para colocar ácido u otros tratamientos en lugares precisos del pozo. Dado
que la tubería flexible posee cierta rigidez, puede resultar más efectiva para
la bajada de herramientas operadas con cable o con línea de acero, que
dependen generalmente de la acción de la fuerza de gravedad o de tractores
para ser introducidas en pozos de alto ángulo. Cuando se necesitan datos en
tiempo real, se puede insertar un cable en la tubería flexible y conectarlo a
uno de los sensores que está siendo introducido en el pozo.
Los sistemas de intervención livianos generalmente incluyen un mecanismo
que asegura la contención de las presiones del pozo mientras la línea de acero,
el cable conductor o la tubería flexible lo atraviesan e ingresan en el pozo.
Los sellos de los sistemas de línea de acero y cable conductor son mantenidos
utilizando el equipamiento ubicado por encima del cabezal del pozo. Los sistemas de tubería flexible utilizan un sistema de control de presión autónomo,
que permite que la tubería se introduzca en el cabezal del pozo.
Sistema de levantamiento pesado
Para ejecutar intervenciones pesadas, o remediaciones, las brigadas de
operaciones remueven el cabezal del pozo y otras barreras de presión para
permitir el acceso libre al pozo. Las brigadas llenan el pozo con lodo pesado
Arco de guía
(cuello de ganso)
Sarta de
tubería flexible (TF)
Cabezal
inyector
Carrete
BOP
de tipo
stripper
> Unidad de tubería flexible. La tubería flexible (TF) puede desenrollarse
y enrollarse en un carrete de grandes dimensiones utilizando un cabezal
inyector. El cabezal inyector accionado hidráulicamente emplea una serie
de cuñas para sujetar y extraer la tubería del carrete o del pozo y a través
de una guía arqueada denominada cuello de ganso. El cuello de ganso
flexiona la tubería en dirección al cabezal del pozo o para enrollarla
nuevamente en el carrete. La tubería flexible entra y sale del pozo a través
de un preventor de reventones (BOP) de tipo stripper, que aloja los
componentes que se sellan contra la tubería para contener la presión del pozo.
Un segundo conjunto de arietes de sello (no exhibidos aquí), ubicados en
la BOP, puede cerrarse contra la tubería flexible para proporcionar una
barrera de presión alternativa en caso de falla del BOP de tipo stripper.
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para contener la presión de formación durante una intervención. El lodo
pesado es un fluido denso que genera una presión hidrostática en la formación, mayor que la presión de poro de la formación.
Las intervenciones pesadas requieren un equipo de terminación de pozos
para remover y reinstalar los componentes de la terminación del pozo.
En muchos casos, el objetivo del operador es reemplazar partes desgastadas o
con pérdidas. Generalmente, esto requiere que se reemplacen sólo las partes
con fallas y se vuelvan a correr los componentes de terminación en el pozo.
No obstante, en ciertos casos, los operadores efectúan remediaciones para
adaptar la terminación a las condiciones de yacimiento, que se han modificado como resultado de la producción. Estos cambios pueden incluir el inicio
de la producción de agua y arena o la caída de la presión de formación hasta
alcanzar valores demasiado bajos para llevar los fluidos a la superficie. En el
caso en que la formación aloje reservas con potencial económico, el operador puede efectuar ajustes para aislar la producción de agua, desplegar
equipos de control de la producción de arena o correr sistemas de levantamiento artificial en el pozo.
Los operadores pueden implementar un tipo especial de opción de remediación —una reterminación— para abandonar una zona y abrir y terminar
otra, que fue sometida a pruebas y dejada detrás de la tubería cuando se perforó el pozo. En algunos casos, se puede utilizar línea de acero para aislar la
primera zona bajando en el pozo una herramienta especial para cerrar una
camisa deslizante que había sido colocada a través de los disparos como parte
de la terminación original. En ese caso, se utiliza línea de acero para abrir una
camisa y permitir la producción desde una zona secundaria.
No obstante, debido a las condiciones iniciales del pozo, en general las
camisas no constituyen una opción de terminación viable y los operadores
deben abandonar primero la zona de producción primaria colocando allí un
tapón de cemento. Luego, instalan el nuevo equipamiento de terminación
con el cual producirán de la zona secundaria.
A veces, los operadores son reacios a utilizar lodo pesado para efectuar
intervenciones pesadas porque el fluido denso puede dañar permanentemente
las formaciones con agotamiento de presión. Una opción consiste en ejecutar
la operación de intervención pesada con el pozo bajo presión, como en las
intervenciones livianas, utilizando una unidad de entubación bajo presión.
En las operaciones de entubación bajo presión se emplea un gato hidráulico para entubar o bajar tramos de tubería en un pozo activo contra la presión del pozo. Si bien las operaciones de entubación bajo presión son
similares a las operaciones con tubería flexible, las primeras utilizan tramos
de tubería de producción o tubería de revestimiento rígida y pueden ser
llevadas a cabo en pozos con presiones significativamente más altas que las
presiones que son posibles con tubería flexible. Dado que el equipo de entubación bajo presión es más robusto que el utilizado en las operaciones con
tubería flexible, puede emplearse para llevar a cabo casi todas las operaciones que requieren el empleo de un equipo de terminación de pozos.
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El trabajo en áreas marinas
Desde la introducción de los pozos submarinos en la década de 1970, las
compañías de servicios han desarrollado métodos para ejecutar intervenciones livianas sin los costosos equipos de perforación marinos. Mediante la
utilización de embarcaciones especialmente diseñadas, las compañías de
servicios ejecutan operaciones con línea de acero, cable conductor o tubería flexible a través de los cabezales de pozos submarinos con métodos basados en el uso de tubos ascendentes o sin tubo ascendente (abajo).
En las intervenciones sin tubo ascendente, se despliegan las herramientas con cable conductor o línea de acero desde una embarcación para ope-
Cable conductor o línea de acero
Tubería flexible
Umbilical
de control
Guías
Umbilical ROV
Tubería flexible,
línea de acero o
cable conductor
Amarra ROV
Paquete de
intervención
de pozo
Vehículo operado en
forma remota (ROV)
BOP submarino
Cabezal de pozo submarino
> Montaje de un sistema de intervención liviano sin tubo ascendente.
Mediante la utilización de una embarcación monocasco con capacidades de
posicionamiento dinámico, las compañías proveedoras de servicios ejecutan
intervenciones sin tubo ascendente con cable conductor y línea de acero.
Puede utilizarse un vehículo operado en forma remota (ROV) para visualizar la
operación y monitorear y guiar el asentamiento del paquete de intervención
de pozo en el cabezal de pozo submarino. El paquete de intervención de pozo
incluye el equipo de control de presión y el BOP submarino. Un umbilical de
control permite a los técnicos manipular la BOP y las válvulas del árbol de
producción submarino desde la superficie.
Volumen 26, no.4
raciones de intervención submarinas hasta un paquete de control de presión
submarino ubicado en el cabezal del pozo. Estas operaciones en agua libre
se limitan actualmente a aguas relativamente someras de menos de 400 m
[1 300 pies]. La utilización de tubería flexible en operaciones en agua libre
se restringe casi exclusivamente a las operaciones que requieren intervenciones hidráulicas, tales como el emplazamiento de lodo pesado o la ejecución de tratamientos de estimulación o de aseguramiento del flujo.
Las intervenciones submarinas también pueden llevarse a cabo a través
de un tubo ascendente, o una sarta de revestimiento, que conecta el cabezal
submarino con un sistema en la superficie. Dado que los tubos ascendentes
deben ser desplegados desde equipos de perforación marinos, este método
tiene un costo más elevado que los métodos sin tubo ascendente. No obstante, el tubo ascendente extiende efectivamente el pozo hasta la superficie, lo que permite que los ingenieros utilicen todas las opciones disponibles
en materia de intervenciones livianas y pesadas.
Intervenir o no intervenir
Las intervenciones constituyen una opción económica; los operadores
deben considerar el costo de la operación en función del valor de la producción adicional potencial. Las decisiones de intervención pueden tomarse ya
en la fase de planeación cuando, por ejemplo, los operadores incluyen camisas deslizantes en la terminación. O los ingenieros pueden llegar a la conclusión de que la producción de una zona secundaria potencial justifica la
instalación de una terminación de pozo inteligente provista de sensores
permanentes y camisas deslizantes accionadas en forma remota que requieren pocas operaciones de intervención, o ninguna, para acceder a las reservas conocidas dejadas detrás de la tubería.
En las decisiones de los operadores también inciden los métodos de
intervención nuevos o mejorados. Por ejemplo, los ingenieros han desarrollado una línea de acero que posibilita la comunicación bilateral digital y
que puede desplegarse utilizando una unidad de línea de acero estándar.
Esta línea de acero digital confirma la profundidad de las herramientas y las
operaciones a medida que se ejecutan y permite a los operadores efectuar
numerosas operaciones que en una época sólo eran posibles utilizando unidades con cable más pesadas y más grandes.
Los mayores desafíos y oportunidades en materia de operaciones de
intervención de pozos se encuentran en las áreas marinas. El porcentaje de
recuperación en los pozos submarinos es de tan sólo un 20% en comparación
con un 50% a un 60% en los pozos en tierra firme y los pozos de plataformas.
La diferencia radica en el proceso de toma de decisiones económicas. Dado que
las intervenciones de pozos submarinos en profundidades de agua de más
de 400 m deben ser ejecutadas desde costosos equipos de perforación marinos, los incrementos de producción esperados a menudo no justifican el
costo de una intervención. A través del aumento de la capacidad de profundidad de las intervenciones livianas, mucho menos costosas, los expertos
consideran que podrán incrementar la recuperación final en un 15% a un
30% en algunos campos de aguas profundas.
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