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). 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