-
Operaciones con Tubera Flexible
1. Limpieza
Objetivo
La remocin de los asentamientos ya sean orgnicos e inorgnicos
que
se generan en la vida productiva de un pozo, son eliminados
mediante el uso
de la tubera flexible.
La razn principal de ello es restablecer la capacidad de
produccin de
los pozos.
Los asentamientos de partculas, se dividen en tres
categoras:
Partculas muy finas. Partculas no consolidadas. Partculas
consolidadas.
Mtodos de remocin:
Mecnicos. Qumicos. A chorro (jet).
reas de oportunidad
Pozos en explotacin con problemas de obstruccin parcial o
total
debido a la depositacin de material orgnico e inorgnico. Estas
aplicaciones
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se caracterizan por su bajo costo de equipo, tiempos de
operacin,
localizaciones con reas reducidas, transporte rpido de equipo y
por la
factibilidad de operar a travs de dimetros reducidos.
Consideraciones del equipo
Tratamientos a chorro
El equipo de tubera flexible es el medio apropiado para la
remocin de
asentamientos en los pozos por la habilidad de circular fluidos
a travs del
interior de sta, mientras se va penetrando en el material con el
impacto
hidrulico requerido.
Las partculas del asentamiento son incorporadas al flujo del
fluido y
transportadas a la superficie a travs del espacio anular entre
la tubera flexible
y las tuberas del pozo.
Un aspecto importante es que la velocidad anular del fluido debe
ser
mayor a la velocidad de asentamiento de las partculas.
Estas son de baja densidad y dimensiones pequeas, siendo fciles
de
remover y transportar. En la figura 6.1, se observa la
configuracin del equipo
durante una operacin de limpieza.
Generacin de N2 / espuma
Cruz de flujo
Punto de
Puerto de matar BOP
t
-
Se recomienda la utilizacin de un equipo de tubera flexible (con
base a
los captulos 1,2 y 3), con un dimetro tal, que la tubera de
produccin lo
permita. Tiene la ventaja de un mayor gasto de bombeo, presin y
tensin, que
es lo ms necesario para efectuar este tipo de trabajo.
Tratamientos qumicos
Son efectivos nicamente cuando los depsitos son solubles en
fluidos
como solventes y formulaciones cidas. El impacto creado por la
accin de
chorro de los fluidos a la salida de la tubera disuelve los
depsitos presentes.
Tratamiento mecnico
Se utilizan herramientas como molinos, barrenas y herramientas
de
impacto, para remover los materiales que presentan mayor
resistencia a los
mtodos de limpieza.
Seleccin de los fluidos para el tratamiento de limpieza
-
La presin del yacimiento es la consideracin ms importante
cuando
determinamos y diseamos un trabajo de limpieza de asentamientos.
La
presin se requiere para disear una cdula de bombeo la cul
proporcione un
sistema de circulacin capaz de transportar las partculas de
material a la
superficie sin incurrir en prdidas.
Si la presin del yacimiento es insuficiente para soportar la
columna de
fluidos contenidos en el pozo, se deben considerar los fluidos
nitrogenados y
espumas.
La limpieza del pozo requiere un fluido que permita el acceso a
los
slidos. En muchos casos el fluido lavador y los slidos son
almacenados en
superficie en tanques con un volumen suficiente, haciendo ms
prctico la
recuperacin de estos.
Es importante hacer un programa de lavado de arena, seleccionar
un
sistema de fluido correcto, por esto el fluido lavador deber ser
capaz de tener
balanceada la presin del fondo del pozo y proveer un
desplazamiento de
pistn para la remocin de los slidos.
Actualmente se cuenta con un software para disear el trabajo
de
limpieza.
Tipos de fluidos utilizados en limpiezas con tubera flexible
Fluidos Incompresibles.- se limitan a fluidos acuosos e
hidrocarburos y
pueden ser:
Newtonianos No Newtonianos
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El diseo y la ejecucin de limpiezas con este tipo de fluido son
menos
complicados que para los fluidos compresibles.
Los fluidos Newtonianos.- muestran una viscosidad constante y
la
velocidad de corte es directamente proporcional al esfuerzo de
corte y dentro
de estos estn: el agua, salmueras, glicerina, aceites ligeros,
cidos y mezclas
de biopolmeros ligeros (menores a 25 cp), sta es la viscosidad
mnima que
deber tener un fluido de reparacin y que viene a ser fcilmente
colocado en
flujo turbulento y creando una energa significativa en la
mezcla.
Los fluidos no-newtonianos.- tienen una consistencia que es
funcin del
esfuerzo de corte, y el esfuerzo relacionado con la velocidad de
corte no es
lineal.
Algunos de estos fluidos son: los lodos de perforacin, gel
altamente
viscosos y geles complejos, estos fluidos de limpieza tienen una
afinidad fuerte
de las partculas en su interior, y son generalmente
seleccionados en
suspensin, as como tambin tienen la capacidad de controlar la
presin de la
formacin, estos pueden ser puestos en flujo turbulento en el
espacio anular,
los fluidos no-newtonianos de corte delgado tambin pueden ser
usados como
reductores de friccin.
Los fluidos newtonianos son generalmente adecuados dependiendo
del
tamao de la tubera flexible cuando los lavados son dentro de la
tubera de
produccin, sin embargo, reducen la velocidad del anular una vez
que la
tubera flexible sale de la tubera de produccin, lo cual no es
favorable para la
transportacin de slidos a superficie.
Fluidos compresibles
Los fluidos compresibles son ms difciles de disear, estn
compuestos por una variedad de fraccin de gas y son usados
para
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compensar la baja presin de fondo de la formacin, para el
levantamiento de
los slidos cuando la velocidad anular es insuficiente, entonces
el volumen en
el fluido cambia con la temperatura y la presin, entrando a un
sistema de
compresin, por lo que, los fluidos lavadores de retorno no podrn
viajar a la
misma velocidad a travs del espacio anular.
Una vez que se establece la circulacin en un programa de lavado
a
compresin, la unidad de volumen del fluido lavador es bombeado
hacia abajo
por la tubera flexible a presiones necesarias para vencer las
prdidas de
presin por friccin, de esta forma el fluido lavador baja la alta
presin y ocupa
un mnimo de volumen, como la unidad de volumen del fluido
compresible sale
de la tubera flexible, disminuye la hidrosttica en el espacio
anular y reduce la
presin por friccin permitiendo que el gas en el fluido lavador
se expanda.
Esta expansin incrementa la velocidad y las prdidas por
friccin.
Para predecir la velocidad anular y la capacidad para remover
los
slidos, se requieren de clculos complejos y el uso de programas
de cmputo
para evaluar el comportamiento de los fluidos lavadores
compresibles.
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Espuma
Las espumas son formadas por la combinacin de gas nitrgeno con
un
fluido base y un agente espumante. En las operaciones de
limpieza por
asentamientos el fluido base puede ser agua o aceite. Las
espumas con alta
viscosidad pueden ser generadas por un fluido base gel. Dos
factores
influyen en las propiedades de la espuma: la composicin del
fluido base y la
proporcin de gas adicionado al lquido.
Los tipos de espuma generados en diferentes rangos de calidad.
El
mximo acarreo de slidos ocurre cuando la calidad es
aproximadamente del
96 %, por lo que una operacin con espuma debe disearse
estableciendo un
rango de calidad entre el 80 y 92 %.
Pozos desviados
Las tcnicas de remocin en pozos altamente desviados u
horizontales
requieren de un diseo especial y de algunas consideraciones.
Durante las
operaciones de remocin, el material puede asentarse rpidamente
en la parte
baja donde inicia la desviacin del pozo. Una vez que las
partculas se asientan
es difcil restablecer el acarreo.
En algunos casos, la velocidad de los fluidos puede ser
suficiente para el
acarreo de los sedimentos en una seccin horizontal pero, ser
insuficiente en
la zona donde inicia la desviacin hacia la vertical del pozo.
Esto es debido a
los efectos gravitacionales los cuales causan la acumulacin y
formacin de
incrustaciones. Algunos efectos son ms evidentes en
inclinaciones de 30 a
60. En pozos con desviaciones mayores a 60, las partculas
tienden a
asentarse en la pared de la tubera.
Generalidades de diseo
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Para asegurar la eficiencia de cualquier operacin de remocin
de
asentamientos, las propiedades fsicas de stos deben ser
analizadas, se
requiere una muestra del material a remover para hacerle un
anlisis fsico y
qumico, la muestra del asentamiento deber ser la aportada por
los fluidos de
la formacin o bien recuperarla con herramientas de fondo.
A continuacin se muestra una tabla de valores de tamao de
partculas
y mallas ms comunes.
Tamao de mallas Dimetro de partcula pg
3 0.2500 4 0.1870 6 0.1320
8 0.0937 10 0.0787 12 0.0661
16 0.0469 20 0.0331 30 0.0232
35 0.0197 40 0.0165 50 0.0117
60 0.0098 100 0.0059 200 0.0029
270 0.0021 325 0.0017
Para fines ilustrativos se muestra una tabla que contiene las
densidades
de las partculas ms comunes encontradas en los pozos.
Material Tamao de Malla Densidad
Arena 12-70 2.65 Arena con resina 12-40 2.56
Isp 12-40 3.20
-
Bauxita 16-70 3.70 Zirconio 20-40 3.15
Barita - 4.33 Bentonita - 2.65
Cloruro de calcio - 1.75 Cloruro de sodio - 2.16
Carbonato de calcio - 2.71
Acero - 7.90 Cobre - 8.50
Elastmeros comunes - 1.20
Arena y finos 100-350 2.65
Consideraciones de diseo: El diseo de una tcnica apropiada en
la
remocin de asentamientos requiere de la investigacin y anlisis
de los
siguientes puntos:
Geometra del pozo: Tamao, peso, grado, profundidad de tuberas
de
produccin y T.Rs, desviacin, niples o restricciones.
Densidad de los disparos: Caractersticas de los fluidos - tipo,
densidad,
prdidas.
Parmetros del yacimiento: Temperatura y presin.
Porosidad y permeabilidad.
Sensibilidad de la formacin.
Contactos de los fluidos gas-aceite, agua-
aceite.
Datos de produccin: Registros de produccin.
Produccin acumulada.
Caractersticas del asentamiento: Tamao y geometra de la
partcula.
Densidad.
Solubilidad.
-
Volumen estimado de los sedimentos.
Tamao de la partcula y densidad
Para permitir que el fluido transporte las partculas del
asentamiento en
un pozo vertical, la velocidad de este deber exceder la
velocidad del
asentamiento de la partcula en el viaje del fluido.
La velocidad del asentamiento de la partcula puede ser
determinada
usando el tamao y la densidad de la misma, caractersticas del
fluido y
geometra de la sarta de trabajo. Conocida la velocidad de
asentamiento se
compara con la velocidad mnima anular para asegurar un eficiente
barrido de
las partculas.
A continuacin se describen las ecuaciones para determinar la
velocidad
de asentamiento de las partculas:
( 1 )
( 8.34 Sgp pl ) d2v = 9.28 g x
18 a
Donde:
v = Velocidad de asentamiento de la partcula (pg/seg)
= 0.22 para ley de potencias
g = Aceleracin de la gravedad (32.2 pies/seg/seg)
pl = Densidad de acarreo
Sgp = Gravedad especfica de las partculas
d = Dimetro de la partcula
a = Viscosidad del fluido de transporte de la partcula (cp)
La viscosidad aparente (a) del fluido de acarreo debe calcularse
con la
siguiente ecuacin:
( 2 )
-
1647.18 (Q) Y =
( D1 - D2 ) ( D12 - D22 )
Donde:
Q = Gasto de bombeo (bls/min)
D1= Dimetro interior de la tubera anular (pg)
D2= Dimetro exterior de la tubera flexible (pg)
Para un fluido newtoniano la velocidad de corte se calcula con
la
siguiente ecuacin:
( 3 )
( 3n + 1 ) Ypc =
4 n
Donde:
Ypc = Velocidad de corte para ley de potencias
n = Indice de comportamiento de flujo
Usando el resultado de la ecuacin (3) se calcula la viscosidad
aparente
(a)
( 4 )
47880 K a =
Y ( L - N )
El resultado de la viscosidad aparente (a) es utilizado en la
ecuacin 1
para determinar la velocidad de asentamiento de la partcula.
El criterio a utilizar durante una limpieza de sedimentos, es
que la
velocidad del fluido sea 2 veces la velocidad de asentamiento de
la partcula.
-
Solubilidad de la partcula
La remocin de los asentamientos puede ser simple, si el material
es
disuelto qumicamente por cidos o solventes.
Generalmente estos son producto de la colocacin de tapones o
baches
durante las operaciones previas.
No obstante lo anterior, algunas acciones qumicas pueden
beneficiar
en la remocin de los asentamientos compactos por medio de
chorros de
fluidos especiales.
Esfuerzo de compresin
El asentamiento de las partculas compactas con frecuencia
requiere
medios mecnicos para su rompimiento y remocin.
Seleccin de la herramienta de fondo:
Presin de chorro
El chorro provee una efectiva ayuda en la remocin de
asentamientos
ligeramente compactos, ms aplicaciones son tratadas con baja
presin de
chorro fijo a travs de toberas.
El chorro a baja presin puede afectar un mnimo en la velocidad
anular,
la alta presin de chorro puede ser efectiva en la remocin de
asentamiento de
material compacto, sin embargo, la alta presin puede generar una
reduccin
del gasto para generar una apropiada velocidad anular.
-
Las toberas pueden ser diseadas para generar una buena accin
de
chorro y suficiente cobertura en la pared anular del tubo, las
toberas rotativas
pueden mejorar la cobertura y optimizar la remocin.
Velocidades de chorro de los fluidos:
Gas 1800/3400 ft/min Agua 100/160 Fluidos gel 60/100 Fluidos
espumados 20 ft/min
Motor y molino
Los motores, molinos y ampliadoras, pueden ser muy efectivos en
la
remocin de slidos de los asentamientos compactados, sin embargo,
el uso
de motores de fondo queda restringido debido a las temperaturas,
tipo de lodo
y costos de los mismos.
Los rangos de penetracin en el asentamiento nunca tiene que
exceder
la velocidad en que ocurre la mxima carga del fluido, los
valores mostrados
son basados en la experiencia de campo en pozos verticales y
son
conservados para ser comparados con ejemplos tcnicos, sin
embargo, el
incremento en la presin de friccin resulta del cambio en la
reologa de los
fluidos y podran minimizar estos niveles.
Cargas de fluidos mximas recomendadas
Agua 1 (lb) peso mx. de asentamiento de las partculas
Fluidos gelificados 3 por galn de fluido Espumas 5
Ejecucin en el trabajo
-
1. Efectuar una reunin tcnica (metodologa del diseo) y de
seguridad con los departamentos involucrados y Compaas de
servicio.
2. Verificar condiciones del equipo superficial de control,
lneas y
conexiones.
3. Transportar los equipos como son: unidad de Tubera
Flexible,
unidad de bombeo, equipo de nitrgeno si el caso lo requiere,
tanques de preparacin de los fluidos, etc...
4. Instalar y probar equipos (conexiones, herramientas,
etc.)
a) Para el equipo de tubera flexible probar con presiones que
van
de 5000 a 8000 psi segn sea el caso. Para las herramientas
como es el conector probar con tensiones que van de 5000 a
10000 lbs de tensin segn sea el caso.
b) Para los equipos de nitrgeno probar con 5000 psi
5. Checar y registrar las presiones de TP y TR.
Nota: Si ya se tiene determinado (con lnea de acero) que tipo
de
sedimento u obstruccin se tiene, disear el programa en base a
el
anlisis de la muestra, si no se tiene, se determinar con la
tubera
flexible bajando ya sea, un barril muestrero ( para fluido o
slido ) o
un sello de impresin, una vez obtenida la informacin continuar
con
el punto no.6., si es el caso que la obstruccin sea con dao
mecnico (tubera de revestimiento, tubera de produccin,
fierro
(que no sea fino), etc..., retirar el equipo de tubera flexible
del pozo,
para una reparacin mayor.
-
6. Conectar la herramienta de fondo adecuada segn diseo
(trompo
difusor, motor y molino, raspadores, cortadores, etc...) y bajar
sta
con la tubera flexible adecuada al trabajo, para estos casos
de
limpieza el dimetro recomendado de T.F. es de 1 1/2.
7. Trabajar asentamiento o resistencia con bombeo optimo
(segn
diseo) cargando sobre esta de 500 a 1000 lbs (W) checando que
la
presin no se incremente ( menos de 5500 psi ), para cargas
arriba
de 1000 lbs (W) continuar checando la presin de bombeo y
verificar
la vida til de la tubera (fatiga), en el caso de que se trabaje
con un
motor de fondo y molino la carga sobre la resistencia o
sedimento se
har en base a la presin diferencial del motor de fondo (ver
las
especificaciones de ste).
8. Si la limpieza se efecta con solventes qumicos se har de
la
siguiente manera:
Si se baja un difusor este tendr un nmero de orificios
programados
con un determinado dimetro y en las posiciones adecuada para
una
limpieza, la ventaja de este tipo de difusor es tener orificios
laterales
y en ngulo y un orificio en la parte inferior, y se trabajar de
la
manera siguiente:
Depositando los solventes u otros tipo de fluido (diesel, cido,
etc.)
en el rea requerida y esperando un tiempo determinado segn
diseo de laboratorio, para posteriormente atacar con otro
fluido
con stos mismos.
Atacar el obturante o sedimento con fuerza de chorro bombeando
el
fluido diluyente.
Si la depositacin se atacar con motor de fondo y molino ste
deber tener la capacidad de soportar el fluido diluyente
(diesel,
cido, solventes, etc...)
-
9. Si la limpieza se efecta con espuma se cuidar que esta
tenga
buena calidad en base a la formula antes mencionada.
10. Si la limpieza se efecta con xito, desmantelar el equipo
de
tubera flexible y retirar.
Las siguientes son algunas recomendaciones que se deben tomar
en
cuenta en las operaciones de limpieza:
Se requiere una T de retorno directo a fuera del pozo instalada
por abajo de los Bops.
Instalar un estrangulador en la lnea de retorno y tener un
sistema de reemplazo en la localizacin.
Un plan para la prdida de fluidos y tener fluido adicional en la
localizacin.
Tener un tanque adecuado en la localizacin para capturar todo el
fluido y slidos que retornan del pozo, un plan para los lquidos
que
estn saliendo para tratarlos y as faciliten su produccin o si es
el
caso enviarlos a otro sitio para su disposicin.
La velocidad de la tubera flexible hacia abajo del pozo ser de
30 a 40 pies por minuto para que en un momento dado se sepa
cuando
encuentras una resistencia el contacto con ella no sea brusco y
dae
la tubera flexible o se cree una pesca.
S la resistencia de depsitos de finos es localizada la velocidad
no exceder de 60 pies por minuto.
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Mantener la ganancia o retorno siempre en el programa de lavado,
si observa decremento en el retorno se detiene la tubera y se
levanta
hasta que el flujo sea restablecido normalmente.
El lavado de los slidos deber ser lento, cuando se logre vencer
la resistencia y se pase a travs del puente, se debe circular el
tiempo
necesario hasta que los slidos salgan a superficie antes de
continuar bajando.
Cheque el arrastre a una profundidad que usted crea conveniente
(1,000, 1,500, 2,000 pies, etc) siempre cambiando estas
profundidades si fuera necesario el chequeo de la sarta en
un
momento dado.
Tenga bien localizado las secciones de la tubera flexible donde
tenga exceso en los ciclos y evite los jalones o tensiones para
las
pruebas de peso tensin en estos intervalos de seccin.
Monitoreo en superficie la presin de bombeo y las presiones en
el estrangulador mientras circulan grandes baches de fluidos con
altas
concentraciones de lodo.
Lo que no se debe hacer:
No permita tener la tubera flexible estacionada por un tiempo
mayor que el tiempo de atraso.
No corte la circulacin abajo por ninguna razn hasta que la
tubera flexible no salga del pozo.
No exceda un diseo de circulacin de fluidos con presiones arriba
de los 3,500 psi.
-
Criterios de evaluacin
Se deber comparar las condiciones iniciales de produccin del
pozo, con las obtenidas despus de la intervencin.
Se deber hacer un anlisis comparativo de los tiempos de
intervencin y costos programados contra los realizados.
Conclusiones
El avance en la tecnologa de fabricacin de tubera flexible de
mayor
dimetro, desarrollo de herramientas de fondo , equipos de mayor
capacidad y
la utilizacin de programas de computo especializadas para
asegurar la
limpieza total de los pozos con apego a la proteccin al medio
ambiente,
hacen posible la realizacin de los trabajos de limpieza..
La experiencia obtenida durante el desarrollo de las operaciones
con
tubera flexible, servir para retroalimentar las consideraciones
de diseo para
optimizar tiempos en operaciones a futuro.
2. Induccin
Objetivo:
-
Aligerar la carga hidrosttica generada por los fluidos
contenidos en el
pozo, mediante el desplazamiento con nitrgeno para crear una
presin
diferencial en el intervalo productor del mismo y que permita a
los fluidos del
yacimiento fluyan a superficie.
reas de oportunidad:
En todos los pozos petroleros que tienen una carga hidrosttica
mayor
que la del yacimiento; y puede ser por razones de control,
durante alguna
intervencin o cuando se tienen formaciones depresionadas, que
requieren ser
inducidas para mantener la produccin. Por medio de:
Inducciones con nitrgeno. Estimulaciones de limpia o matriciales
en pozos depresionados, con
la finalidad de mejorar la eficiencia de flujo.
Equipo a utilizar
Equipo de tubera flexible, unidad de bombeo del equipo de
tubera
flexible, herramientas de fondo, unidad inyectora de nitrgeno,
tanques
criognicos (termos).
Consideraciones para el diseo
Dentro de las consideraciones para el diseo de un trabajo de
induccin
se toman en cuenta: geometra del pozo, nivel de fluidos en el
pozo,
condiciones de la vida til del aparejo de produccin, conexiones
superficiales,
datos del yacimiento, densidad de fluido de control en el pozo,
presin y
temperatura de fondo y las caractersticas de la tubera flexible.
As como las
norma tcnica API- RP SC 7.- Coiled tubing operation in oil and
gas well
series, first edition 96. , Estandard 22 y 11 de la Ca.
Schlumberger, Normas
de seguridad y ecologa de A.S.E.C.
-
Aspectos trascendentes en las inducciones con tubera
flexible
Los aspectos trascendentes requieren ser considerados para
determinar
el volumen ptimo de nitrgeno y tiempo de operacin para realizar
la
induccin al pozo. Esto es posible, con el simulador numrico
wellbore
simulator (Schlumberger), porque tiene la capacidad de manejar
todos los
parmetros y variables relacionadas con el evento, permitiendo
medir el
comportamiento de flujos multifsicos y transportacin de masa, en
diferentes
tipos de fluidos para el control de pozos, como los que aporta
el yacimiento.
Volumen requerido de nitrgeno.- La cantidad se determina en
funcin
de la geometra del pozo, tipo de fluido por desplazar y de las
condiciones de
operacin: gastos, presiones de inyeccin, velocidad de
introduccin y
extraccin de la tubera flexible.
La razn de usar nitrgeno gaseoso en los pozos petroleros, esta
en
funcin de sus caractersticas y propiedades:
Es un elemento inerte y elimina los peligros de incendio durante
las operaciones.
Bajo coeficiente de solubilidad en agua y/o aceite.
Por su estabilidad e inactividad qumica, ya que no reacciona con
otros fluidos e inhibe, la corrosin de partes metlicas.
No contamina ni daa las formaciones.
Ayuda a reducir el agua contenida en las formaciones, debido a
su afinidad con la misma. Por ejemplo: se ha podido comprobar
experimentalmente que a 200Kg / cm2 y 80 0C, 100 m 3 de N2,
absorbieron 40.8 litros de agua.
-
Porque mantiene su estado gaseoso a presiones y temperaturas
elevadas.
Por su alto rendimiento de volumen de gas por volumen de
lquido.
Propiedades del nitrgeno gaseoso:
Smbolo N2Presin crtica 34.61 Kg /cm2
Peso molecular 28.016
1 Kg. de lquido rinde 0.861 m3 de gas
Densidad a 20 C 0.001165 gr/ cc a condiciones normales
Punto de ebullicin -196.8 C
Contenido de humedad 2.5 ppm ( v )
Temperatura crtica - 147.1 C
Toxicidad Nula
Punto de vaporizacin - 29.81 C
Combustibilidad Nula
Comportamiento del nitrgeno gaseoso durante la induccin:
Aumenta la RGL entre el espacio anular de la T.F. y T.P.
Se produce un efecto de compresin antes de vencer la presin
ejercida
por el gradiente hidrosttico del fluido a desplazar
Como el punto mximo de inyeccin se establece en el fondo del
pozo,
el gradiente de presin se incrementa causando una compresin
adicional
dentro de la T.F. y cuando se inicia el ascenso en el espacio
anular, el
-
gradiente de presin de la columna fluyente del lquido disminuye
debido a la
expansin del nitrgeno.
La expansin se hace dramtica debido a que el nitrgeno en el
fluido
contina en el flujo hacia la superficie, la velocidad del fluido
y la prdida de
presin por friccin en el anular incrementa significativamente a
la velocidad y
prdida de presin por friccin en el fondo del pozo donde se ubica
el punto de
inyeccin.
El incremento en la prdida de presin por friccin es funcin de
la
expansin del gas, dependiendo de como o cuan profundo es el
punto de
inyeccin en el pozo.
El incremento en el gasto de bombeo de N2 aumenta las prdidas
de
presin por friccin en el espacio anular, disminuyendo la
descarga ptima de
los fluidos del pozo.
Como la seccin transversal decrece, la perdida de presin por
friccin
por la equivalencia del nitrgeno y los gastos en la circulacin
del fluido se
hacen dramticos.
Metodologa para calcular el volumen requerido de nitrgeno
Determinar el volumen necesario para introducir (Vi ), la tubera
flexible a
una profundidad considerada ( L ), con una velocidad ( vi ).
Vi = L * QN2 i / vi
Calcular el volumen para circular en el fondo ( Vf ):
Vf = Vtot * Fv
-
Vtot = VTR + VTP
Fv = se obtiene de tablas de nitrgeno , considerando la presin
de
superficie (anular de la tubera flexible y la tubera de
produccin y con la
profundidad en pies).
Calcular el volumen durante la extraccin de la tubera
flexible
Ve = [ L * QN2 e ] / ve
Volumen total de nitrgeno requerido.
VTN2 = Vi + Vf + Ve
Donde:
Vi = Volumen de nitrgeno durante la introduccin de la T.F.
en m3
Vf = Volumen de nitrgeno para circular en el fondo, en m3
Ve = Volumen de nitrgeno durante la extraccin de la T.F. en
m3
Vtot = Volumen total del pozo en m3
Fv = Factor de volumen ( se obtiene de tablas )
VTR = Volumen de la T.R. de la profundidad interior al
empacador = Cap. TR * L1
VTP = Volumen en la tubera de produccin = Cap. TP * L2
L1 = Longitud de TR, (de la profundidad interior al
empacador)
L2 = Longitud de la tubera de produccin.
L = Profundidad programada (de trabajo), en metros.
Q Ni = Gasto de nitrgeno durante la introduccin, en m3 /min.
-
Q Ne = Gasto de nitrgeno durante la extraccin, en m3/ min.
vi = Velocidad de introduccin de la tubera flexible, en
m/min.
ve = Velocidad de extraccin de la tubera flexible, en m/min.
Ejecucin
Se pude realizar la induccin por dos mtodos:
Inyeccin continua.- Es el mtodo ms efectivo para realizar
una
induccin. Consiste en bajar la tubera flexible con circulacin
continua de
nitrgeno, con una velocidad de 25 m/ min., y con un gasto de 18
m 3 / min. (
en T.F. de 1 ). Estos son iniciados cuando la punta de la tubera
de la
tubera esta justamente por debajo del nivel de fluido. Se
contina bombeando
hasta la profundidad programada (punto mximo de inyeccin). En la
zona de
inters, se incrementa el gasto mximo permisible considerando que
la presin
mxima de trabajo con tubera flexible de 1 , en movimiento es de
3500 psi
y de 5000 psi con tubera esttica. La inyeccin de nitrgeno se
mantiene
hasta desplazar el volumen total del pozo.
Inyeccin Intermitente.- Es similar al anterior, pero con la
variante de no
bombear nitrgeno mientras se baja, hasta que se llega a la
profundidad
predeterminada. En este punto la presin de inyeccin requerida
debe ser
mayor que la presin hidrosttica de la columna del fluido que
contiene el pozo.
El volumen de nitrgeno que se debe circular es equivalente al
volumen total
del pozo en su fase liquida, multiplicado por el factor de
volumen del nitrgeno
a la profundidad de operacin, considerando una presin
hidrosttica en el
espacio anular. Este mtodo, tiene como limitante las presiones
de manejo de
la tubera flexible.
Secuencia Operativa
-
9 Verificar que los datos del estado mecnico del pozo sean los
correctos.
9 Verificar el diseo de la intervencin.
9 Efectuar una reunin de trabajo y seguridad, antes de iniciar
la intervencin del pozo, explicando el objetivo, riesgos y cuidados
que
se deben mantener durante el desarrollo de los trabajos.
Asignar
responsabilidades especficas al personal involucrado.
9 Revisar las conexiones superficiales.
9 Proceder a la instalacin de las unidades que intervienen en el
servicio de induccin, verificando su funcionamiento.
9 Efectuar prueba de presin al equipo y conexiones de las
unidades de tubera flexible y del nitrgeno.
9 Proceder a la intervencin del pozo, bajando la flexible a la
velocidad y gasto de bombeo establecido, de acuerdo al mtodo de
induccin
seleccionado.
9 Al llegar a la profundidad programada, se debe bombear el
volumen previamente calculado, incrementando el gasto, sin rebasar
la
presin de trabajo, efectuando al mismo tiempo movimientos
ascendentes y descendentes para evitar atrapamientos de la
tubera
flexible.
9 Extraer la tubera flexible, cuando se ha terminado de
desplazar la capacidad del pozo, manteniendo el bombeo mientras se
saca la
tubera flexible.
-
9 Se recomienda suspender el bombeo cuando faltan 1000 m. por
sacar.
9 Se recomienda que la lnea de descarga se mantenga sin
estrangulador, para evitar el efecto de contrapresin y una
posible
inyeccin de fluido al intervalo abierto. Solo cuando se
observa
manifestacin o aportacin del intervalo productor, se
recomienda
utilizar estrangulador.
9 Desmantelar el equipo y accesorios utilizados durante la
intervencin.
9 Evaluar la operacin y hacer un reporte final del servicio.
Evaluacin
Los factores que se deben considerar en determinar la
efectividad de la
intervencin, son los determinados en el diseo y comparados con
los
parmetros que se manejaron durante la operacin. Con apoyo de los
mdulos
contenidos en el simulador numrico Coil CADE, se puede evaluar y
definir el
procedimiento a seguir durante una induccin.
Medir la produccin del pozo para determinar el porcentaje de
incremento.
Hacer un anlisis de costo - beneficio
Conclusiones
-
La induccin al pozo es una alternativa que permite restablecer
las
condiciones de produccin de los yacimientos, cuando dejan de
fluir por
diferentes causas. La induccin es un elemento esencial pozos que
no
producen volverlos productivos.
3. Molienda
En muchos pozos, campos, reas la acumulacin de depsitos
slidos
en la tubera de produccin de cada pozo es un problema
significativo.
Los depsitos de materiales slidos en la tubera, reducen el rea
de
flujo y, en casos severos reducen la capacidad de produccin del
pozo
Las incrustaciones y los depsitos similares tambin interfieren
con las
herramientas, el funcionamiento del equipo y la herramienta de
fondo.
Las incrustaciones los depsitos inorgnicos son slidos
minerales
precipitados de los materiales tpicamente, pero no siempre, se
precipitan
debido a las disminuciones de temperatura y presin.
La incrustacin ms comn es carbonato de calcio, se forma a
temperatura alta. Las incrustaciones pueden tambin ocurrir
cuando las aguas
incompatibles se mezclan. Un ejemplo, el agua de la formacin que
se mezcla
con el filtrado del fluido el agua de la inyeccin, puede crear
la incrustacin es
frecuente en los pozos donde la inyeccin del agua se utiliza
para mantener la
presin del yacimiento.
Existen dos formas tradicionales primarias de remover los
depsitos.
Los tratamientos mecnicos que procuran moler el material en
pedazos
pequeos y despus limpiando el pozo con las tcnicas de remocin
de
impurezas. La segunda forma utiliza a los productos qumicos para
disolver el
material. Los tratamientos qumicos en directa, las herramientas
de limpieza
con registro geofsico y el reemplazo del aparejo de produccin
son algunos de
-
los mtodos convencionales para remover las incrustaciones de los
aparejos
de produccin. Los dos primeros son sobre todo ineficaces y el
tratamiento
qumico en directa puede daar el intervalo de produccin.
Substituir el aparejo de produccin es el 100% ms eficaz en
la
remocin de incrustaciones, pero extremadamente costoso comparado
a las
tcnicas de remocin de las incrustaciones con tubera flexible por
ejemplo:
Perforacin molienda con un motor de fondo Perforacin de impacto.
Tratamiento qumico localizado. Difusores a alta presin.
Para planear una remocin de depsitos slidos en el aparejo de
produccin se toma en cuenta lo siguiente:
Las caractersticas del yacimiento, de las tuberas del pozo y
del
depsito de la incrustacin definen la tcnica potencial del retiro
de los slidos.
Sin embargo, el procedimiento de retiro apropiado de las
incrustaciones es
solamente parte del problema. La disposicin del fluido del
tratamiento y del
material contaminado con la incrustacin circulados del pozo es
una parte
significativa del sistema de trabajo. La proteccin del personal
y el ambiente de
los residuos que contienen radiacin (NORM) (material
radiactivo
naturalmente). Por ejemplo los sulfatos de estroncio y de bario
pueden ser
costosos.
Plan de trabajo:
Calibrar el aparejo de produccin para determinar la presencia de
los
depsitos de incrustaciones y del pozo, pero no indica la causa
esencial de la
reduccin de la produccin. La depositacin de la incrustacin
dentro de la
matriz de la formacin puede ser la causa del dao severo que
requiere un
tratamiento de estimulacin matricial para restaurar la
produccin.
-
La siguiente informacin requerimos para continuar nuestro plan
de
trabajo:
Configuracin del pozo (dimetro interior contra profundidad,
ubicacin de los accesorios del aparejo de produccin)
Datos direccionales del pozo Caractersticas del fluido anular
Caractersticas y volumen de la incrustacin Caractersticas del
fluido de tratamiento Zona objetivo o zonas (profundidades,
presiones, temperaturas,
permeabilidad, porosidad, fluidos)
Configuracin del equipo del cabezal de pozo y de superficie
Disparos (ubicacin y tamao)
Caractersticas del depsito de la incrustacin. Los siguientes
tipos de
depsitos inorgnicos son comunes en pozos de aceite y gas:
Incrustaciones de carbonatos (CaCO3 y FeCO3) son los tipos ms
comunes de carbonatos que se encuentran en los yacimientos
ricos
en calcio y carbonatos.
El cido clorhdrico (HCl) disuelve fcilmente las incrustaciones
de carbonatos.
Incrustaciones de sulfatos (CaSO4. BaSO4 y SrSO4) ocurren
principalmente con el yeso (CaSO4, H2O) anhidrita (CaSO4).
Las menos comunes la baritina las estrontianitas son ms difciles
de
remover. El solvente reactivo no acido, puede disolver fcilmente
el sulfato de
calcio, puede tambin disolver los de bario y de estroncio, si la
temperatura es
lo suficiente alta y el tiempo de contacto es tambin lo
suficiente.
-
Sin embargo debido a las lentas velocidades de reaccin, los
mtodos
mecnicos de retiro son los ms eficaces en las incrustaciones de
bario y de
estroncio.
Incrustaciones de cloruros. Agua dulce una solucin cida muy
dbil
disuelve muy fcilmente las incrustaciones de cloruro tales como
cloruro de
sodio.
Incrustaciones de hierro (FeS y Fe2O3). El cido clorhdrico
disuelve las
incrustaciones de sulfuro y de xido de hierro. El tratamiento
debe de incluir a
un agente secuestrante de hierro y reductor para prevenir la
precipitacin de
subproductos perjudiciales.
Incrustaciones de slice. Estas las encontramos generalmente en
los
depsitos muy finamente cristalizados de calcedonia como el palo
amorfo. El
cido fluorhdrico (HF) disuelve fcilmente las incrustaciones del
slice.
Incrustaciones de xido. Estas son Hidrxido de Magnesio
(Mg(OH)2)
los Hidrxidos de calcio(CA(OH)2). El cido clorhdrico puede
disolver tales
depsitos.
Los depsitos mezclados combinados. Son los que contienen una
cierta combinacin de incrustaciones y finos orgnicos depositados
y/o finos de
la formacin.
El anlisis cuidadoso de la depositacin del pozo es necesario
para
disear un tratamiento eficaz. Los depsitos mezclados
requieren
generalmente combinaciones de los fludos del tratamiento y los
solventes para
la remocin eficiente de todos los componentes del depsito.
Normalmente, el
fluido base es una dispersin de solventes hidrocarburos
aromticos en cido.
Los aditivos especiales controlan tratan condiciones
especficas.
Consideraciones de Logstica.
-
En las operaciones de remocin, el problema de la logstica es
fundamental, ya que hay que tomar en cuenta la disposicin de los
residuos de
fluidos y de las incrustaciones, especialmente donde estn
implicados los
materiales naturalmente radioactivos (NORM). Disponibilidad de
espacio,
lmites de carga y la capacidad de la gra pueden ser desafos
logsticos para
las operaciones de tubera flexible en las plataformas
marinas
La molienda y la perforacin de impacto a menudo producen
cortes
grandes incrustaciones que pueden ser problemticas en los
puntos
reducidos del pozo. Estos pueden restringir el flujo anular e
incrementar la
presin de fondo del pozo causar una friccin ms alta para mover
la tubera
flexible. Una pegadura de la herramienta de fondo en una
acumulacin de
fragmentos de incrustaciones en un punto reducido es un riesgo
serio para las
operaciones mecnicas de remocin de incrustaciones.
Por lo que es necesario identificar estos puntos potenciales
del
problema, en el plan operacional es parte importante del sistema
de trabajo.
Esto alertar al personal operativo a revisar de cerca la presin
de la bomba y
el indicador de peso de la tubera flexible, cuando la
herramienta de fondo se
acerque a las restricciones del pozo.
Otro problema con la remocin de las incrustaciones por dentro de
la
tubera de gran dimetro es el gran volumen de material de
incrustaciones
generado.
Proporcionando, el equipo de proceso adecuado de los fluidos
(control
de los slidos) y los medios de disposicin del fluido gastado y
el material de
desecho son aspectos importantes del proceso del
planteamiento.
La capacidad de un lquido de suspender y de remover con xito
partculas de un pozo disminuye cuando el ngulo de inclinacin del
hueco
aumenta. Para los pozos altamente desviados y horizontales
requieren
consideraciones especiales de diseo. El uso del simulador
(Simulador de
-
Operaciones en el pozo) puede ayudar a determinar el mejor
fluido o fluidos
candidatos y programa de bombeo para asegurar la remocin
apropiada del
depsito.
Molienda con un motor de fondo es mtodo comn de remocin de
depsitos duros del pozo. Un motor de fondo con una barrena
molino puede
remover las incrustaciones de un pozo abajo de la primera
restriccin. Debajo
de la primera restriccin se requiere un sistema de difusores de
alta presin.
Un raspador es el nico mtodo mecnico positivo para remover
las
incrustaciones duras de la tubera de un dimetro ms grande por
debajo de la
tubera de produccin. Una sarta de herramienta de molienda
contiene un
motor de desplazamiento positivo que es relativamente largo.
Esto afectara la
opcin del equipo de control de presin y el mtodo de
conexin/desconexin
de la herramienta en un pozo fluyente.
Perforacin de impacto. Los taladros de impacto proporcionan
medios
eficientes de remocin de depsitos duros. Son menos costosos que
los
motores de desplazamiento positivo y son convenientes para el
uso en
temperaturas ms altas. Sin embargo, no pueden ser utilizados
con
raspadores. Los taladros de impacto proveen rotacin, impacto, y
da un pulso
de presin a la barrena en cada golpe El taladro de impacto puede
operar con
una gran variedad de fluidos a base de agua, los solventes de
hidrocarburos y
algunos cidos Al trabajar el taladro de impacto con un solvente
un cido, los
tratamientos qumicos y mecnicos se pueden combinar para mayor
eficacia en
la remocin de las incrustaciones. El taladro de impacto no
funciona sin
suficiente resistencia al colapso de la herramienta durante la
introduccin de la
tubera flexible (RIH) y al sacar la tubera flexible (POOH) sin
daar el pozo.
La frecuencia del movimiento de la herramienta depende del
peso
establecido y el gasto de fluido. Los componentes de la
herramienta son
autoapretados y no almacenarn esfuerzo de torsin en inversa por
algn
represionamiento. Una sarta de herramienta de taladro de impacto
es
-
generalmente perceptiblemente ms corta, comparada con una sarta
de motor
de perforacin.
Seleccin de la herramienta. La seleccin de la barrena, del
molino,
del raspador tiene un impacto directo en la calidad y rapidez de
la operacin
del retiro de la incrustacin. Se recomienda consultar al
proveedor de la
barrena y/o los archivos de las operaciones de remocin de
incrustaciones para
la eleccin de la herramienta apropiada.
Fluido para circulacin.
Es requisito previo saber que fluido va a circular y la
compatibilidad del
mismo con los componentes de la herramienta de fondo y los
fluidos que
produce el pozo. El fluido debe ser capaz de arrastrar los
cortes y de llevarlos a
la superficie. El Simulador e Operaciones en el pozo puede
predecir la relacin
entre los gastos y la presin de la bomba para diversas
condiciones de
operacin y estimar el gasto requerido para la limpieza eficiente
del pozo. Un
reductor de friccin aumentara el caudal de circulacin para una
presin dada
de la bomba y por lo tanto mejorar la eficacia del motor.
Fluido que circula debe de remover todos los cortes y restos
slidos del
pozo. Si un solo fluido no es eficaz para la limpieza del pozo,
los baches de alta
viscosidad (barredores) los baches de nitrgeno espuma pueden
ser
necesarios para llevar los recortes fuera del pozo, el
levantamiento artificial
con gas para aumentar el fluido que circula. Esto tiene ventaja
para poder
mantener la zona de los disparos y la formacin libre de
contaminacin.
Una vlvula de circulacin que permita circular sobre el motor
permitir
un gasto ms alto al sacar la tubera flexible (POOH).
Tratamientos Qumicos
-
Son los tratamientos de las incrustaciones cuando el material de
las
mismas es fcilmente soluble en el fluido de tratamiento.
El fluido no contaminado del tratamiento debe de entrar en
contacto con
la incrustacin por suficiente tiempo para disolver la mayor
cantidad del
material depositado. Algunas reacciones de la disolucin son
absolutamente
rpidas por ejemplo incrustaciones de carbonato disueltas con
HCl.
Sin embargo, algunos tipos de incrustaciones requieren tiempo
de
reposo en el fluido de tratamiento, que son imprcticos bajo
circunstancias
normales. Un ejemplo es el sulfalto de bario que puede necesitar
reposo en el
solvente relativo no cido (EDTA) por 24 horas antes debilitarse
bastante.
Los difusores rotatorios de difusin de multi--puertos pueden
ser
necesarios para asegurar la distribucin adecuada y contacto del
fluido no
contaminado del tratamiento sobre el depsito la incrustacin. La
seleccin de
un tratamiento qumico conveniente depende de varios factores
como son:
Composicin qumica de la incrustacin depsito Parmetros del
pozo
Normalmente velocidades de reaccin y las capacidades de
disolucin
aumentan cuando la temperatura aumenta.
Desafortunadamente, la corrosin potencial de los tubulares del
pozo y
el equipo aumenta con el aumento de temperatura. Seleccionar el
inhibidor
apropiado de la corrosin es casi tan importante como la seleccin
del fluido
base del tratamiento.
El volumen de material a ser removido. El volumen del
tratamiento de
fluido es directamente proporcional al volumen de la incrustacin
que se
remover.
-
Compatibilidad del fluido de tratamiento
El fluido de tratamiento debe ser compatible con cualesquier
fluido,
material, equipo que este en contacto durante la operacin.
Difusin
Es uno de los mtodos directos de remocin de incrustaciones
en
tuberas del pozo.
Una herramienta de difusin de alta presin optimizada es
ScaleBlaster,
requiere un sistema de trabajo dirigido para asegurar la mxima
potencia en los
difusores.
La adquisicin de datos exacta y el monitoreo en tiempo real de a
fatiga
son parmetros esenciales del plan de trabajo.
El alto gasto necesario para alcanzar la velocidad anular
suficiente para
remover las partculas slidas de las incrustaciones puede que no
se alcance.
Tomar medidas para optimizar la prdida de presin dentro de la
sarta
de la T.F. con los requisitos de potencia para la herramienta es
esencial.
Considerar los siguientes pasos:
9 Seleccionar la sarta con ms grande dimetro interior disponible
para reducir al mnimo prdidas por friccin en la T.F.
9 Reducir la longitud de la sarta de la T.F. tanto como sea
posible.
9 Uso de reductores hidrulicos de friccin.
-
9 Incluir una vlvula de circulacin en la herramienta de
fondo.
9 Aumentar la presin de la bomba al valor mximo que permitir el
complemento de la operacin de difusin sin exceder el lmite de
fatiga de la sarta de T.F.
La difusin a alta presin puede proporcionar la accin hidrulica
del
impacto accin de corte para remover las incrustaciones
duras.
El sistema Blaster esta diseado para utilizar perlas para
aumentar la
fuerza destructiva del jet. Sin embargo, la difusin a alta
presin con que se
circula y el movimiento constante de la herramienta de fondo son
perjudiciales
a la vida de operacin de la sarta de T.F.
La adquisicin de datos exactos y el monitoreo en tiempo real de
la
fatiga son esenciales para prevenir la falla prematura de la
sarta de T.F.
En segundo lugar se requiere controlar la accin de corte del jet
a alta
presin.
Si esta demasiado tiempo estacionada, el jet puede daar la
parte
inferior del tubular debajo de la incrustacin. Tercero, la
difusin a alta presin
puede producir los cortes grandes que pueden se difciles de
remover del pozo
con un gasto relativamente bajo posible con este mtodo de retiro
de
incrustaciones.
El sistema Blaster utiliza un anillo calibrador en la sarta de
la
herramienta como una forma de indicar en forma positiva el
retiro de la
incrustacin. La herramienta avanzar solamente cuando se ha
removido
suficiente incrustacin del pozo. Esto permite para que un en
solo viaje termine
la remocin de la incrustacin.
-
El simulador JetAdvisor, genera el tiempo mximo que la T.F.
puede
estar inmvil sin daar perceptiblemente los tubulares de la parte
inferior de la
T.F.
Los mtodos de difusin producen a menudo cortes grandes
incrustaciones que pueden ser problemticas en los puntos
reducidos en el
pozo. Estos pueden restringir el flujo anular y aumentar la
presin de fondo del
pozo causar una friccin ms alta para mover la T.F. La pegadura
de la
herramienta de fondo en una acumulacin de fragmentos de
incrustaciones en
un punto reducido es un riesgo serio para las operaciones de
difusin a alta
presin. El anillo calibrador de la herramienta Blaster se
clasifica para la tubera
especfica que se est limpiando, para reducir al mnimo el riesgo
de pegadura.
El recorte puede ser circulado por medio de un anillo de
calibracin
correctamente clasificado.
Los sistemas de difusin rotante a alta presin requieren la
presencia de
un hueco gua travs de los materiales slidos. Si el pozo est
lleno de
incrustaciones el BridgeBlaster, que es una combinacin del
sistema de un
motor de desplazamiento positivo y un difusor optimizado de alta
presin, ser
de gran utilidad. El motor abre un hueco gua en el centro de la
incrustacin, y
el sistema de perlas es utilizado para romper la incrustacin
restante.
Un problema con el rompimiento de incrustaciones por dentro
de
tubulares de gran dimetro es el gran volumen de material de
incrustaciones
generado.
Es necesario proveer un adecuado equipo de procesamiento de
fluidos
(control de los slidos) y los medios de disposicin del fluido y
el material de
desecho son aspectos importantes del proceso de planeacin.
La capacidad de un lquido de suspender y de remover con xito
las
partculas de un pozo disminuye mientras que el ngulo del pozo
(inclinacin)
aumenta.
-
Los pozos altamente desviados y horizontales requieren
consideraciones
especiales de diseo.
Normalmente, la velocidad anular del lquido en un pozo
horizontal debe
ser por lo menos 3 veces mayor que para un pozo vertical del
mismo dimetro
para alcanzar la misma eficacia de limpieza.
Fluido especial, limpiezas con fluido altamente viscoso,
espuma
pueden ser necesarias para remover los restos de la seccin
horizontal del
pozo.
El simulador de operaciones en el pozo puede ayudar a determinar
el
mejor candidato de fluido y programa de bombeo. Tambin, las
fuerzas axiales
en la T.F. son considerablemente diferentes en un pozo
direccional comparado
con un pozo vertical.
El doblamiento de la T.F. puede limitar la profundidad de
trabajo en un
pozo direccional. Por lo tanto modelar fuerzas de la tubera, con
un simulador
de tubera flexible es una parte importante del planteamiento de
las
operaciones de remocin de las incrustaciones en pozos altamente
desviados.
Simulacin para seleccionar la sarta de T.F. y la herramienta de
fondo.
La remocin de las incrustaciones puede combinar operaciones
mecnicas e
hidrulicas, dependiendo del mtodo escogido, usar el simulador
TFM para
predecir el comportamiento mecnico para una sarta propuesta de
TF y
herramienta de fondo.
Identificar los puntos de problemas potenciales para introducir
y sacar
TF y generar las curvas de desarrollo mecnico para el personal
de las
operaciones, se deben tener:
Peso de la TF contra la profundidad para introducir y sacar TF
Mximo peso sobre el molino contra profundidad
-
Sobretensin mxima contra profundidad Fuerza y esfuerzos axiales
de Von Mises contra la profundidad para
la herramienta de fondo en la profundidad objetivo
Utilizar el simulador Operaciones en el pozo para modelar la
relacin
entre los gastos y presin de bomba para diversas condiciones de
operacin y
estimar el gasto requerido para la limpieza eficiente del
pozo:
La presin de la bomba requerida para los requisitos mnimos del
fluido basados en la sarta de la herramienta de fondo.
El gasto a la presin mxima permitida de la bomba para las
capacidades de la limpieza del pozo
La velocidad mnima del anular necesaria para la limpieza
eficazmente del pozo en cada seccin del mismo.
Los slidos mximos que cargan (fraccin total) en el anular antes
de exceder el mximo gasto permitido dado.
Resultados del Plan de Trabajo.- es un plan de trabajo bsico
para la
remocin de incrustaciones que incluye lo siguiente:
Gasto mnimo. Gasto mximo para una velocidad de penetracin dada.
Velocidad de penetracin ptima para un gasto dado. Preparar los
planes de contingencia para las siguientes situaciones: El gasto
mximo alcanzable no es suficiente para la limpieza eficaz
del pozo en ciertas secciones del mismo.
El mximo permitido para un gasto dado (ECD), excede la presin
del yacimiento y el fluido en el anular se incorpora a la
formacin.
El equipo de control de slidos el equipo de superficie no puede
manejar el volumen de material de escamas entregado a la
superficie.
-
La herramienta tiene pegadura al introducirse al sacarla.
Contingencias operacionales para la herramienta:
Las aletas (molino raspador) no pueden extenderse completamente
en la presin de operacin.
Las aletas (/molino raspador) no pueden contraerse al desfogar
la presin.
El motor se atasca con frecuencia. El molino el raspador pierde
una aleta. La herramienta del impacto no completar un ciclo. La
difusin no puede cortar la escama. Seleccin del Equipo para la
remocin de Depsitos Slidos.
Cualquier sarta de TF es conveniente para un trabajo de remocin
de
depsitos slidos.
Seleccionar el dimetro factible ms grande de la sarta de trabajo
para
permitir gastos ms altos de circulacin y una velocidad anular ms
alta. Las
operaciones de remocin de los slidos pueden inducir niveles
significativos de
fatiga al completar un ciclo repetido la sarta de la herramienta
sobre una
longitud corta, mientras se tiene la difusin a alta presin.
Asegurarse de que los efectos predichos de la fatiga sobre la
sarta de
trabajo estn dentro de los lmites. Si utiliza un motor de fondo,
el control
exacto con cabeza inyectora se requiere para asegurar que no se
cargue peso
sobre el motor.
Equipo de Control de Presin
Configurar el equipo para evitar circular fluido corrosivo
slidos
suspendidos en el fluido del anular a travs de los preventores.
Instalar una T
-
de flujo hacia la bomba entre el rbol de vlvulas y los
preventores para el
retorno del fluido. Si los 0reventores auxiliares son de
corte/sello se requieren
que estn por encima de la vlvula de de sondeo, despus la T de
flujo.
Hacia la bomba debe estar arriba de este preventor. Como ultimo
caso
de retornar el fluido a travs de los preventores.
Equipo de Bombeo.
Todo equipo de mezcla del fluido, bombeo y almacenaje debe estar
limpio y
configurado para evitar la contaminacin dilusin de los fluidos
del
tratamiento. Las bombas se deben clasificar para proporcinar el
poder
hidrulico requerido para las operaciones de difusin a alta
presin.
Herramientas de Fondo
Configurar las herramientas que generen chorro para maximizar el
gasto
de fluido y presin.
Un alto gasto y presin maximizarn el gasto de circulacin para
ayudar
al retiro de slidos del pozo y para mejorar la eficacia del
retiro de las
incrustaciones.
La herramienta de fondo de fondo usada para el retiro de la
incrustacin
debe incluir los siguientes componentes, de arriba hacia
abajo:
Conector roscado de TF-tipo de cuas debido al alto esfuerzo de
torque.
Vlvulas de contrapresin duales- estilo de charnela para permitir
que una canica pase.
Desconectador mecnico hidrulico Vlvula de circulacin
-
Barra Rgida (opcional) Motor de fondo taladro de fondo. Molino,
barrena, raspador.
Una sarta de herramienta de fondo de alta presin de difusin
consiste
en:
Conector el torque y los requisitos de tensin son bajos. Un
conector tipo roll on es adecuado
Vlvulas contrapresin Ningn requisito especial. Desconector
mecnico hidrulico Vlvula de circulacin.
Herramienta Blaster
El uso de un cabezal de seguridad combina al conector, las
vlvulas de
contrapresin, el desconector y la vlvula de circulacin en un
montaje solo,
ms corto que la herramienta convencional. Esto puede ser til si
la longitud de
la sarta de la herramienta es un inconveniente.
El plan de trabajo debe especificar el torque de ajuste de las
roscas y los
puntos donde es necesario utilizar fluido anti rotacin. Preparar
un diagrama
exacto de la herramienta en caso de ser necesario pescar la
sarta de la
herramienta.
Equipo auxiliar.
Cerciorarse de que la mezcla del fluido, el manejo, y el equipo
de bombeo sean
de capacidad adecuada, y configurarlos para reducir al mnimo
la
contaminacin cruzada de las etapas de los fluidos. Para las
operaciones en
-
pozos productores, utilizar un mltiple de estrangulacin para
controlar el
retorno en el anular. Asegurarse de que la unidad de T.F., la
bomba, y los
operadores del mltiple de estrangulacin tengan toda una lnea
clara de la
comunicacin.
Monitoreo y equipo de grabacin.
La unidad de TF., debe de incluir un sistema de adquisicin de
datos
capaz monitorearla presin de bomba, la presin de fondo de pozo,
la
profundidad de la TF, el peso de la TF y los gastos de los
fluidos. El programa
de adquisicin de de datos debe proveer al operador una exhibicin
en tiempo
real de las fuerzas de las tubera, de los lmites de
funcionamiento, de la vida
laboral restante y de los gastos de los fluidos.
Procedimiento genrico para remover los slidos del pozo. Los
pasos
requeridos para terminar con xito una operacin de remocin de
slidos del
pozo dependen delas condiciones particlares del encontradas
encada caso.
Los procedimientos se pueden acondicionar para resolver
condiciones
locales. Siempre que sea posible, referirse a los casos
histricos anteriores
para usos similares.
Consideraciones Operacionales.
El parar perder la circulacin mientras que el fluido en el
anular
arrastra con los slidos, puede tener consecuencias severas.
Planear cuidadosamente las operaciones que implican la
circulacin del
material de partculas del pozo. Entonces, se deben tomar
precauciones para
asegurarse de que proceda la operacin tal como se a
previsto.
Velocidad de penetracin Incrustaciones Duras. Puede requerir
el
movimiento recproco de la sarta de TF (aumento en la fatiga de
la sarta de
-
TF). Controlar la velocidad de penetracin para evitar
sobrecargar el fluido del
espacio anular.
El gasto del flujo anular.
Mantener un gasto del fluido anular suficientemente alto para
asegurar el
transporte eficiente de los slidos. La produccin de los fluidos
del yacimiento
puede ayudar a el transporte de los slidos; sin embargo, si el
fluido del
yacimiento puede ser reducido a los niveles que son incapaces
del transporte y
suspensin del material.
Preparacin del pozo.
Recuperar las muestras de la incrustacin del pozo para el
anlisis.
Determinar el tamao ms grande que pasa a travs de la tubera.
Se puede tambin analizar muestras de agua producidas para
determinar la naturaleza de la incrustacin.
En caso de necesidad, remover los componentes del equipo
complementario tales como vlvulas de gas lift vlvulas de
seguridad.
Puesto que la incrustacin obstaculizar a menudo la
recuperacin,
utilizar los mtodos de transporte con TF, en vez de registro
elctrico. Con TF,
se puede circular el fluido de tratamiento y ejercer ms
fuerza
Controlar el pozo, si es requerido por seguridad, compatibilidad
del fluido
por razones de produccin.
En la mayora de los casos el riesgo de daar el rea cercana del
pozo
por medio de bombeo en directo de los fluidos del pozo es
inaceptable. Por lo
tanto, la operacin de controlar el pozo puede ser una parte de
la preparacin
del pozo conducido a travs de la TF:
-
Realizar cualquier trabajo de lnea de acero registro
geofsico
necesarios, como por ejemplo, retiro de la de la vlvula de gas
lift calibracin
de la restriccin por la incrustacin.
Eliminar asegurar la vlvula de seguridad subsuperficial. Si se
asegura
aislarlo hidrulicamente en la posicin abierta, e instalar una
camisa protectora.
Preparacin del equipo:
Preparar el cabezal del pozo y las instalaciones superficiales
para la
circulacin, la separacin, y la disposicin de fluidos de
circulacin y los
slidos. Si la incrustacin es material radioactivo, tomar las
precauciones
apropiadas y proporcionar el equipo protector:
9 Armar TF y equipo superficial de control de presin. 9 Probar
con presin toda la tubera superficial. 9 Prueba de presin al equipo
de control de presin. 9 Montar la herramienta de fondo y conectarlo
a la TF.
Preparacin de fluidos.
En cualquier recirculador puede tener lista la mezcla, la mezcla
se
puede realizar en la marcha mientras se procede con la operacin.
Dar un
plazo de tiempo suficiente para permitir que las caractersticas
del fluido se
conviertan (y deben ser probadas y ser revisadas). Sin importar
el
procedimiento de mezcla del fluid, preparar los volmenes
adecuados, una vez
que la operacin haya comenzado, cualquier interrupcin a la
circulacin es
indeseable.
Remocin de slidos del pozo utilizando un Motor de fondo y
molino:
-
Mientras se introduce la TF. Bombear fluido a travs de la TF.
Lentamente suficiente para que el motor no gire y las cuchillas
del
raspador permanezcan cerradas.
Marcar suavemente la profundidad de obstruccin. No marcar la
depositacin sin circulacin de fluido. Levantar la herramienta cerca
de diez metros y aumentar el gasto de
bombeo hasta el gasto ptimo determinado en el plan de
trabajo.
Si usa fluidos gelificados, esperar hasta que fluido apropiado
est en la herramienta del fondo.
Despus de que la presin de la bomba se estabilice, bajar la
herramienta de fondo lentamente sobre la obstruccin.
El peso debe disminuir. Observar la presin. Un incremento
exagerado de presin indica el represionamiento del
motor.
Los aumentos relativamente constantes de la presin indican que
el molino esta moliendo.
Aumentar peso sobre el molino (disminuye el peso de la TF), segn
lo
requerido para el avance satisfactorio de la molienda. Si hay
los
represionamietos, del motor repetir los los pasos 3 y 4. Cuidar
que no retornen
a superficie las virutas de acero en el fiuido de retorno. Ya
que esto sera un
indicio de que se esta moliendo el aparejo del pozo.
Repetir los pasos 3 y 4 en los intervalos regulares para
optimizar la
limpieza del pozo. Bombear los baches de alta viscosidad en caso
necesario
para eliminar recortes pozo.
Si la velocidad de penetracin disminuye a un nivel inaceptable,
la TF,
entre el carrete y el stripper est sufriendo alto desgaste por
fatiga, hacer lo
siguiente:
-
Parar de moler y sacar TF Remover la herramienta y eliminar el
conector de TF. Cortar por lo menos diez metros de TF. Realizar el
mantenimiento general en todo el equipo de TF y los
componentes de las herramientas de fondo recomendadas por
las
especificaciones de los fabricantes.
Examinar el molino y substituirlo si es requerido. Instalar el
conector al extremo de la TF y conectar la herramienta de
fondo.
Repetir los pasos del uno al seis. Despus de que la obstruccin
se haya molido realizar un viaje de la
limpieza, levantar hasta una profundidad sobre el inicio
original de la
obstruccin. Realizar un viaje de limpieza con el motor de
fondo
operando sobre el intervalo de la obstruccin.
Despus de que el viaje de limpieza se realice, active la vlvula
de circulacin y bombee baches de alta viscosidad hasta que el
fluido
de retorno este limpio de recortes de la molienda.
Sacar TF con bombeo constante al gasto ms alto posible.
Removiendo las incrustaciones usando el sistema de difusores
(Blaster).
Introducir TF mientras bombea agua inhibida a gasto lento.
Marcar
suavemente el tope del depsito de la incrustacin con el anillo
calibrador.
Levantar cerca de diez metros y aumentar el gasto de fluido al
nivel de
funcionamiento para la herramienta.
Esperar a que el fluido de tratamiento circule hasta la
herramienta antes
de penetrar al deposito de incrustaciones.
Bajar TF lentamente y penetrar el depsito de incrustaciones.
No
exceder el periodo de tiempo esttico de la herramienta.
-
Peridicamente levantar la herramienta a la profundidad original
del
depsito de incrustaciones para asegurarse de que la sarta de TF
pueda
moverse libremente.
Realizar viajes de limpieza segn lo diseado (o requerido. En
pozos
desviados, realizar los viajes de limpieza frecuentemente para
prevenir la
acumulacin excesiva del material en la transicin entre las
secciones
verticales y horizontales. Determinar el nmero de los viajes
limpiadores
necesarios por medio de monitoreo del volumen de material
removido contra el
volumen estimado del depsito de las incrustaciones.
Bombear los baches de fluidos de alta viscosidad en caso de
necesidad
para suspender partculas abrasivas e incrustaciones.
Continuar bombeando a un alto gasto.
En fondo del intervalo objetivo, continuar bombeando ael gasto
ms alto
posible hasta que los slidos dejen de salir en superficie.
Bombear los baches
de alta viscosidad en caso de ser necesario.
Sacar TF con bombeo de agua inhibida al gasto ms alto
posible.
Si no fluye el pozo naturalmente ayudarlo por levantamiento
artificial de
gas prepararse para realizar operaciones de induccin con
nitrgeno.
Monitoreo de la remocin de los slidos del pozo. Cuales parmetros
se
deben de monitorear durante las operaciones de remocin
slidos
incrustaciones depende de la complejidad de la operacin. Para
todas las
operaciones, supervisar lo siguiente:
-
Parmetros de los fluidos.-Monitorear los gastos y la presin de
bombeo.
Tambin supervisar las presiones de salida del pozo cuando se
trabaje en un
yacimiento con baja presin.
Movimiento de la tubera no penetrar el depsito de
incrustaciones
demasiado rpido, la sarta de TF, puede pegarse. Optimizar la
velocidad de
penetracin para asegurar la limpieza adecuada del pozo.
Salida de los slidos.
Monitorear el volumen y composicin de los slidos en superficie.
En
caso de ser necesario modificar el diseo para mejorar la
eficacia de la
remocin de incrustaciones.
4. Pesca
Objetivo
Ofrecer una alternativa viable de solucin en la recuperacin
de
pescados mediante la aplicacin de la tecnologa de la tubera
flexible,
aprovechando sus cualidades de alta tensin, empuje, impacto
hidrulico y
circulacin de fluidos.
reas de oportunidad
En los pozos donde representan un alto riesgo las operaciones
con lnea
de acero, as mismo en pozos fluyentes, en pozos sin equipo
convencional,
localizaciones pequeas y pozos desviados u horizontales.
Ventajas
-
La seleccin apropiada de las tcnicas y sarta de pesca, depende
de la
naturaleza y configuracin del pez, estado mecnico del pozo,
condiciones de
flujo y equipo superficial. Por lo que cada uno de los trabajos
son nicos en su
gnero y que requieren un anlisis de:
9 Mayor resistencia a la tensin en comparacin con equipos de
lnea y cable de acero.
9 La rigidez de la tubera permite el acceso en pozos de alto
grado de desviacin u horizontales.
9 Permite circular o lavar el pez mientras se opera.
9 Se aprovecha la fuerza hidrulica para operar herramientas
especializadas.
9 Permite la utilizacin de herramientas de molienda.
9 Reduccin del tiempo de intervencin.
Capacidad de carga de la tubera flexible
El xito en muchas operaciones de pesca se relaciona directamente
con
la cantidad de fuerza que puede ser deliberada en el momento de
la pesca. La
capacidad de jaln de la T.F. es muy grande comparada con equipos
de lnea
de acero y cable, lo cual depende de dos factores:
Capacidad de carga de la tubera.- La capacidad de carga axial de
la
tubera depende de varias variables. Esta es casi directamente
relacionado a la
cantidad de acero en el tubo para el mismo espesor de pared, un
incremento
en el dimetro exterior de la T.F. resulta en un incremento en la
capacidad de
carga. Para algunos dimetros exteriores, en un incremento en el
espesor de
-
pared tambin resulta un incremento en la capacidad de carga,
como se
muestra en el anexo de especificaciones de la tubera.
Capacidad de jaln de la cabeza inyectora.- Determina la fuerza
mxima
de jaln de la T.F. (tensin), esta dada por la capacidad de
extraccin de la
cabeza inyectora. Generalmente las unidades para dimetros
pequeos est
limitado en la capacidad de carga de la tubera, mientras las
unidades de
dimetros grandes su capacidad de jaln es mayor.
Consideraciones de diseo para el uso de la tubera flexible
Las tcnicas de pesca pueden ser clasificadas en dos tipos,
ligeras y
pesadas, en la siguiente tabla se muestra la clasificacin de las
mismas y sus
ventajas para la seleccin adecuada del equipo para una
pesca:
Software utilizado para el diseo de las operaciones de pesca
COIL LIFE.- Mdulo para el control de la vida til de la tubera
flexible en tiempo real, en este se determina la fatiga
desarrollada por las
operaciones realizadas con la tubera, minimizando los riesgos
de
falla durante la operacin.
COIL LIMIT.- Se emplea para determinar los lmites de presin y
tensin de la sarta sometida a condiciones de pozo y se basa en
el
modelo de cedencia Von Misses que determina los lmites de
cedencia de la tubera flexible
Tcnicas y aplicaciones de pesca
Ligeras Pesadas
Cable de acero T. F. Unidad snubbing Equipo de reparacin
Pozo vivo X X X
Pozo desviado X X X
Circulacin X X X
-
Rpida Movilizacin X X
Rotacin X X X
El equipo de cable de acero o lnea es menos costoso comparado
con el
equipo de tubera flexible, pero no tienen la capacidad de
circular o rotar
herramientas.
En la siguiente tabla se muestran los datos requeridos para el
diseo, de
una sarta y ejecucin de un programa de pesca.
Datos para el diseo de los trabajos de pesca
Pez
Profundidad de la boca del pez. Dimetro interior y exterior del
pez. Longitud del pescado. El pez se encuentra libre o pegado. Se
puede circular a travs del pez
Estado mecnico del pozo
Obtencin del diagrama del estado mecnico del pozo. Localizacin
de restricciones. Detalle de las desviaciones del pozo.
Equipo superficial El dimetro interior y longitud del equipo de
control de presin deber ser compatible con el dimetro exterior de
la sarta de pesca y pescado.
Sarta de pesca
Elaboracin de un diagrama completo de la sarta de pesca con el
pez. El dimetro interior y exterior de la sarta de pesca deber ser
compatible con el dimetro interior del equipo superficial, y el
dimetro interior, exterior del pescado.
Caractersticas del pez:
Existen detalles precisos en un pez y sus dimensiones que a
menudo no se encuentra lista y disponible, muchas herramientas
de pesca
solamente agarran en un rango y tamao limitado (dimetro ext. e
int.) que
tienen que prepararse.
Un diagrama exacto de las dimensiones del pez y la localizacin
de
niples y restricciones, ahora bien, intervienen varios puntos en
la seleccin de
herramientas de pesca como:
-
Condiciones del pez .- (si est libre o empacado) generalmente el
pez
pegado para su recuperacin se requiere de herramientas ms
fuertes y
complejas, en cambio el que se encuentra libre es menos
complicado su
recuperacin.
Cuando se tiene sedimentos finos o escorias en la superficie del
pez, se
tiene la ventaja de circular mientras se pesca. En este caso, es
importante para
los fluidos a emplear sean compatibles con los fluidos de la
formacin y
materiales finos.
Propiedades del material del pez.- Las propiedades del material
de las
herramientas pueden tener alguna relacin con el material del
pez, como
ejemplo de pequeos objetos ferrosos que pueden ser recuperados
por equipo magntico.
Estado mecnico del pozo
Las mnimas restricciones contenidas en el pozo, obviamente
determinarn los mximos dimetros exteriores de la sarta de pesca
que
podrn ser usados. La remocin de los finos pueden tambin ser
considerados
para valorar el espacio (drift) existente.
La geometra del agujero puede ser considerado para determinar
el
sobre jaln disponible en el pez.
Tal informacin es requerida por la seleccin de un ensamble
apropiado
como martillos o aceleradores.
Equipos de control de presin
En general las operaciones de pesca complejas requerirn ms
equipo.
-
La longitud total del dimetro del pez por recuperar y la sarta
de
herramientas determinarn la longitud mnima del lubricador que
ser
requerido.
Ejecucin de los trabajos
El equipo de tubera flexible deber reunir las caractersticas
de
capacidad de tensin necesaria en la cabeza inyectora y en la
tubera que se
espera a usar durante las operaciones para determinar la
factibilidad del
empleo de este mtodo.
Los parmetros de profundidad y peso son crticos que pueden
ser
adecuadamente monitoreados y registrados durante toda la
operacin de
pesca.
El control preciso de la cabeza inyectora es necesario para
obtener una
buena operacin de las herramientas de fondo.
Preparacin del pozo
Antes de iniciar las operaciones de pesca, se realizarn
algunas
actividades como parte de los procedimientos, que tiene como
finalidad la
revisin del cuello de pesca, profundidad, posicionamiento en el
pozo y llevar a
cabo los trabajos de rehabilitacin necesarias para incrementar
el grado de
xito en la recuperacin del pez como pueden ser: la conformacin
de la boca
del pez, limpieza superficial del cuello, zapateado del pescado,
colocacin de
cuello de pesca conocido sobre el pez etc. as como la utilizacin
de los
accesorios adecuado para cada trabajo en particular.
-
Tipo de pesca
La clave para las operaciones de pescas es la informacin
precisa.
Existen muchas decisiones y selecciones para tomarse en el curso
de un
trabajo de pesca y todo esto es la base en la disponibilidad de
la informacin.
Tipo del pescante
En las operaciones cuando no se tiene disponible la informacin
de la
descripcin exacta del pez o se tiene una boca o cuello de pez
irregular o
desconocido, se puede intentar la operacin con la ayuda de
algunas
herramientas con un determinado rango de agarre, seleccionndolo
de acuerdo
a la experiencia y escasa informacin disponible. En algunos de
estos trabajos
de pescas, normalmente se modifican las herramientas a las
necesidades
especficas para la ejecucin del trabajo, por ser materialmente
imposible la
disponibilidad de herramientas especialmente para cada tipo de
pescado.
Sarta de pesca
Nuevamente, la disponibilidad de la informacin e historial del
origen del
pescado, determinar el pescante y herramientas de apoyo para la
ejecucin
de la operacin.
Normalmente, un ensamble de pesca se compone de las
siguientes
herramientas:
Pescante Centrador, en caso necesario. Desconectador hidrulico.
Junta de seguridad. Vlvula check.
-
Martillo. Acelerador. Conector de extremo de tubera. Junta de
rodilla, en caso necesario.
Una prctica obligatoria antes de iniciar las operaciones, es la
de
efectuar un diagrama completo de la sarta de pesca a utilizar en
el pozo,
conteniendo datos de longitud de la sarta y de cada accesorio,
dimetros
interiores y exteriores as como la aplicacin del torque ptimo
para cada
accesorio de la sarta de pesca, y la disponibilidad en la
localizacin del
pescante (pull tool) para en caso de utilizar la junta de
seguridad por alguna
emergencia durante el desarrollo de las operaciones.
Seguridad
Todo el personal involucrado en el diseo o ejecucin de
operaciones
con T.F. para pescas, debe familiarizarse con requerimientos
detallados en lo
relevante con la seguridad.
El control de la presin y los fluidos deben cumplir con los
requerimientos de las normas aplicables por la compaa de
servicio y
regulaciones locales.
Procedimiento general de operacin
Una vez seleccionada la unidad de tubera flexible y las
herramientas de
fondo a utilizar, debern seguir con los siguientes puntos:
-
Instalar conector en el extremo de la tubera flexible y probar
con la mxima tensin permitida a la tubera.
Instalar sarta de pesca al conector de tubera. Instalar equipo
de tubera flexible y probar conexiones segn
norma descrita.
Bajar sarta de pesca a la boca del pescado y circular en caso
necesario para limpiar el pez.
Operar, tensionar y verificar indicador de peso. Recuperar
tubera y pescante. En caso de que haya sido exitosa la operacin de
pesca desmantelar
equipo, en caso contrario repetir operacin de pesca.
Evaluacin
Durante el proceso de evaluacin de una operacin de pesca,
parecera
ser muy sencillo.
Sin embargo, hay varias posibilidades de consecuencias que
pueden
influir en las operaciones subsecuentes o el retorno a la
produccin.
En el caso de que un pez no sea posible recuperarlo, se debe
hacer un
anlisis operativo y econmico para determinar las acciones a
tomar o los
procedimientos que deben ser cambiados para obtener un mejor
resultado.
Esto debe ser documentado como parte del trabajo, para permitir
que en
operaciones subsecuentes un mejor diseo y operaciones de
pesca.
Conclusiones
-
La tubera flexible es una alternativa viable para operaciones de
pesca
dadas sus cualidades de rigidez y de empuje en posiciones de
desviacin,
circulacin de fluidos al tiempo de operar la herramienta y otras
ya
mencionadas, en la medida de que se aplique dicha tecnologa el
costo de las
intervenciones ser menor.
5. Colocacin de tapones.
Tapones mecnicos.
Objetivo
Es un servicio que ofrece la tubera flexible, al introducir por
medio de
ella tapones mecnicos para servir de puente, o para aislar
algunas zonas
productoras para colocarlo en alguna lugar superficial y as
efectuar
operaciones en la superficie con mayor seguridad como por
ejemplo: cambio
de cabezal, vlvulas maestras y laterales.
reas de oportunidad
Para este tipo de servicios es la aplicacin a pozos en
perforacin,
mantenimiento, en pozos fluyentes, en donde se requiera la
reparacin
cambio del sistema de control superficial. Tambin en la
colocacin de
empacadores inflables, permanentes, recuperables, y retenedores
de
cemento.
-
Procedimiento Operativo para la colocacin de Tapones
Mecnicos:
1) Realizar junta de seguridad, cuidados ecolgicos y
acuerdos
operativos entre personal de PEMEX y dems compaas
involucradas (PM-MX-HES-CT-400).
2) Llenar documentacin previa de inicio de trabajo.
3) Instalar lnea al carrete y lnea de matar al preventor de
unidad de
alta presin, tubera flexible, unidades auxiliares de bombeo y
equipo
de apoyo (PM-MX-HES-CT-400).
4) Definir la colocacin final de los equipos de acuerdo a la
evaluacin
de las condiciones climticas viento y topogrficas. De acuerdo
al
estado mecnico del pozo y la operacin a realizar sern los
dimetros de las herramientas y los volmenes a utilizar.
5) Probar arietes del preventor ciego y anular represionando a
10000
psi.
6) Instalar conector interno para tubera flexible y probar el
mismo con
tensin. Debe ser registrado en el sistema grfico de registro
de
informacin en tiempo real.
7) Llenar carrete de tubera flexible con agua.
8) Antes de iniciar a bajar y efectuar la corrida del tapn
mecnico se
debi haber dejado el pozo limpio y calibrado de acuerdo al
dimetro
y largo de la herramienta a bajar a la profundidad de
asentamiento.
La operacin de limpieza y calibracin ser efectuada con motor
de
fondo de alto torque y ambiente hostil y molino.
-
9) Instalar sarta de herramientas formada por vlvula de contra
presin
de doble charnela, desconector hidrulico, desconector
secundario
(canica), localizador de coples, vlvula de llenado, soltador y
tapn
mecnico.
10) Instalar cabeza inyectora sobre el pozo.
11) Probar vlvula de contra presin de doble charnela con 1500
psi de
diferencial.
12) Probar stripper.
13) Alinear pozo de acuerdo a instrucciones del responsable del
equipo
de PEMEX.
14) Colocar los contadores electrnicos y mecnicos en cerro.
15) Abrir vlvula maestra e iniciar el descenso de la TF, hasta
la
profundidad de asentamiento con una velocidad no mayor a
6-10
m/min., teniendo especial precaucin frente a las zonas donde
presenta restricciones.
16) Considerar que si fuera necesario durante la introduccin
bombear
agua para establecer circulacin, esto se har de acuerdo a ls
recomendaciones del operador de la herramienta, al mnimo
gasto
posible.
17) Una vez ubicado en la profundidad a la cual se fijar el
tapn
mecnico se comenzar la operacin de fijacin del tapn mecnico.
-
18) Proceder a lanzar la canica y bombear agua para cerrar la
vlvula de
circulacin y activar el mecanismo de anclaje del tapn
mecnico.
19) Una vez fijado el tapn, proceder a verificar, que el tapn
est, bien
anclado y empacado aplicndole peso.
20) Levantar la tubera flexible verificando el peso de la
sarta.
21) Sacar y recuperar tubera flexible a superficie.
22) Desmantelar conjunto de la herramienta e inyector de la
unidad de
tubera flexible.
23) Desmantelar lneas de la unidad de alta presin, unidad de
tubera
flexible y efectuar la entrega del pozo al personal de PEMEX
.
Tapones de Cemento.
Objetivo
Otra de las aplicaciones en la amplia gama de servicios que
ofrece la
versatilidad del equipo de Tubera Flexible, es la capacidad de
bombear
cemento a travs de ella para efectuar diferentes operaciones de
reparacin de
pozos tales como:
9 Aislamiento de zonas productoras de agua. 9 Aislamiento de
zonas depresionadas. 9 Correccin de adherencia en cementaciones
primarias. 9 Aislado temporal de zonas productoras. 9 Tapn de
cemento para desvo. 9 Abandono de pozos.
-
Esta tcnica de cementacin no es estrictamente nueva. La Ca. Arco
en
Alaska fue pionera en el uso de la Tubera Flexible para
operaciones de
cementacin forzada durante la reparacin de un pozo en un campo
de
Prudhoe Bay en 1983.
El objetivo de la operacin fue la economa en la reduccin de
costos de
reparacin en ambientes donde la movilizacin de equipos
convencionales y
costos de operacin son altos.
reas de oportunidad
Los resultados ms impactantes para este tipo de servicios es
la
aplicacin a pozos sin equipos, donde la reparacin del pozo
seleccionado, es
en su totalidad con la unidad de Tubera Flexible por su
capacidad de precisin
en la colocacin de tapones de cemento en el pozo utilizando
pequeos
volmenes de lechada.
Ventajas
Ventajas que se obtiene con el uso de la Tubera Flexible para
la
colocacin de tapones de cemento son las siguientes:
Se utilizan pequeos volmenes de fluidos para el control del
pozo. No se requiere la movilizacin de equipo convencional.
Precisin en la colocacin de pequeos volmenes de cemento. Menores
posibilidades de contaminacin de la lechada durante la
colocacin.
-
Tubera continua (la T.F. se mantiene en movimiento reduciendo
los riesgos de pegaduras).
En las cementaciones forzadas se puede desplazar el exceso de
cemento contaminndolo con boratos.
Consideraciones para el diseo
Antes de efectuar un trabajo de cementacin con Tubera Flexible
se
debern tomar las siguientes consideraciones:
Objeti