Reporte Para Pozo Escuela PEP Poza Rica

Universidad VeracruzanaCampus Coatzacoalcos

Facultad de Ciencias QuímicasIngeniería Petrolera

Experiencia Educativa:

Estancia en Pozo Escuela I y II

Nombre del alumno:

Jesús Juan Santiago Fernández

“REPORTE DE ACTIVIDADES DE ESTANCIA EN POZO ESCUELA”ACTIVO INTEGRAL POZA RICA-ALTAMIRA

________________________________________

Vo. Bo.

Lic. Rocío Palacios Pérez

Coordinación de Incorporación y Capacitación

Departamento de Personal PEP, Área Poza Rica.

Poza Rica, Ver.; 02 de julio de 2013

Día: 1 Fecha: 24 de junio de 2013Actividades Presentación de los alumnos de Ingeniería Petrolera de la

Universidad Veracruzana (Campus Coatzacoalcos) ante el personal de CASES-PEMEX.

Responsable (s) Lic. Rocío Palacios PérezIng. Víctor Hugo Lema VillalobosIng. Raúl Hernández Grajales

Objetivo

Entrega del equipo se protección personal (EPP). Descripción de los lineamientos generales de disciplina dentro de las

instalaciones, por parte del personal de CASES. Conocer aspectos generales de la Unidad de Perforación del Activo de

Producción Poza Rica – Altamira. Introducción rápida al sistema de seguridad y protección ambiental de PEP. Manejo del Equipo de Respiración Autónoma (ERA).

Desarrollo de las actividades

En primer lugar, se nos entregó el equipo de protección personal (EPP) con carácter devolutivo al término de la estancia y credencial de acceso a las instalaciones.

Continuamos con una breve presentación por parte de cada uno de los alumnos que conforman el segundo bloque, de Estancia en Pozo Escuela, de la carrera de Ingeniería Petrolera de la Universidad Veracruzana (Campus Coatzacoalcos), en la cual se nos pidió nuestros nombres, procedencia y lo que conocíamos sobre la industria petrolera.

Después, de manera general, el Ing. Víctor Hugo Lema Villalobos nos presentó las diversas etapas que conforman el ciclo de vida de un yacimiento, las cuales son:

Fig. 1 Ciclo de vida de un yacimiento.

Fase de exploración

Fase de desarrollo

Fase de producción

Fase de abandono

Conocimos la importancia de PEMEX a nivel nacional, pues contribuye con al desarrollo económico, político y social del país; y los distintos organismos subsidiarios que conforman a PEMEX, los cuales son:

PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V.

Fig. 2 Organismos subsidiarios de PEMEX.

Se nos explicó cuál es la situación por la que se encuentra el Activo de Perforación Poza Rica-Altamira, tanto en la parte técnica (equipos de perforación) como en la parte económica (ajustes económicos).

Por último, tuvimos una breve introducción a la parte de seguridad, salud en el trabajo y protección ambiental; y el equipo de seguridad que conforma a una instalación petrolera.

SSPA (Seguridad Salud en el trabajo y Protección Ambiental)

Administra los riesgos, el cumplimiento normativo con disciplina operativa y mejora continua.Incidente: Combinación de factores que llevan hacia actos inseguros, los incidentes se pueden prevenir.Meta Cero: Cualquier oportunidad para mejorar la eficiencia en los procesos, eliminando negligencia, tolerancia y la indolencia hacia los actos y condiciones inseguros en el trabajo.

Política

PETROLEOS MEXICANOS es una empresa eficiente y competitiva, que se distingue por su esfuerzo y compromiso de sus trabajadores con la seguridad, salud en el trabajo y protección ambiental, mediante la administración de sus riesgos, el cumplimiento normativo con disciplina operativa y la mejora continua.

Esta política siempre debe de tomarse siempre en cuenta y leerla cada día con los cambios de guardia.

Principios

1. La Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental son valores de la más alta prioridad para la producción, el transporte, las ventas, la calidad y los costos.

2. Todos los incidentes y lesiones se pueden prevenir.3. La seguridad, salud en el trabajo y protección ambiental son

responsabilidad de todos y condición de empleo. 4. En Petróleos Mexicanos, nos comprometemos a continuar con la protección

y el mejoramiento del medio ambiente en beneficio de la comunidad.5. Los trabajadores petroleros estamos convencidos de que la Seguridad,

Salud en el trabajo y Protección Ambiental son en beneficio propio y nos motivan a participar en este esfuerzo.”

Equipo de seguridad en instalaciones petroleras

El equipo de seguridad en instalaciones petroleras, principalmente consta de:

Cono de viento Disipador de gases Detector de gases Extintores de CO2 y PQ5 Botiquín de primeros auxilios Estación lavaojos Detector de explosividad, oxígeno y bióxido de carbono Rack de aire respirable Luces indicadoras Brigadas

Para la estancia en una instalación petrolera, debemos aprender a utilizar el equipo de autónomo de respiración, el cual es de vital importancia cuando se trabaja en presencia del ácido sulfhídrico.

El Equipo de Respiración Autónoma (ERA) se compone de:

Cilindro con 2216 libras. Mascarilla facial. Regulador y Mangueras de suministro de aire. Válvulas y Manómetro indicador de presión. Arnés y correas.

Manejo del Equipo de Respiración Autónoma (ERA)

1. Abrir el estuche y ver la posición del equipo dentro del mismo, verificar en el manómetro con cuantas libras de presión de aire comprimido cuenta el cilindro.

2. Abrir ambos lados del arnés y tomar las bandas, llevar el equipo a la espalda como si fuera mochila o por encima de la cabeza, cuidando que la válvula del cilindro quede hacia abajo.

3. Jalar directamente hacia abajo las correas de ajuste del arnés para la correcta posición de la unidad en la espalda.

4. Colocar el cinturón a la altura de la cintura y ajustar hasta que quede confortable.

5. Abrir la válvula del cilindro lentamente, en dirección de las manecillas del reloj.

6. Tomar la mascarilla y proceder a colocarla en el rostro, ajustar el arnés de la cabeza, iniciando con los tirantes situados a la altura de la barbilla.

Fig. 4, 5, 6 y 7 Manejo del Equipo de Respiración Autónoma (ERA).

Día: 2 Fecha: 25 de junio de 2013

ActividadesIntroducción a la Ingeniería de Diseño de Perforación de Pozos

Responsable (s)Ing. Víctor Hugo Lema VillalobosIng. Joel Escalante CastilloIng. José Alejandro Jiménez Tapia

Objetivo

Obtener nociones sobre la ingeniería de diseño de pozos y el software utilizado.

Desarrollo de actividades

Para el comienzo de este día, el Ing. Víctor Hugo Lema Villalobos nos aplicó un examen que contenían 25 preguntas, acerca de términos básicos de perforación y yacimientos. En términos generales fue un examen relativamente sencillo, teniendo dudas en un par de concepto de perforación que no había escuchado antes, conceptos que nos aclaró el ingeniero una vez finalizado el examen. Continuando con las actividades, el Ing. Lema dio una presentación con el Tema: “Inducción a diseño de intervenciones de pozos”. Esta presentación hablaba acerca de los pasos a seguir de cómo se realiza una intervención a pozos y cuáles son estas intervenciones que se realizan.

Al ser una metodología para cumplir un objetivo, la intervención se resume a una entrada, un proceso y una salida. Así también regida por una política de calidad.El diseño de las intervenciones, son realizadas por el departamento de diseño. Los diseños de las intervenciones que se realizan son las siguientes:

o Perforacióno Terminacióno Reparación sin equipoo Reparación con equipoo Taponamientoo Toma de información.

Como se puede observar es un departamento en donde recae una responsabilidad alta ya que son los que se encargan de que el diseño diseño del proyecto sea un éxito en términos de tiempo y dinero.

Una vez realizado y aprobado el diseño de intervención este se manda a operación, que es donde ejecutan paso a paso el diseño en campo. Cabe señalar que hay veces en las que el programa se ve un poco afectado al momento de

ejecutarlo debido a que el yacimiento puede tener algunas reacciones diferentes de las que se esperan al momento de la intervención.

Una vez concluida la presentación, el Ing. Lema nos mostró los softwares que se manejan en el departamento de diseño, los cuales son (no se anexan nombres comerciales solo funcionalidad:

o Trayectoriaso Geopresioneso Estimulacioneso Fracturamientoo Hidráulicao Costoso Productividado Diseño de TRo Automatización de proceso de diseño

Estos son solo algunos de los que nos mostró, como se puede observar son una gran variedad de programas. Para poder hacerlos funcionar se tiene que acceder a un servidor en línea de lo contrario no es posible abrir el programa. Una cosas importante en lo que el Ing. Lema hiso énfasis, es en la comunicación que tienen estos programas unos con otro, es decir que no existe mayor problema para trasladar datos entre programas gracias al lenguaje de programación, algo que si fuera contrario, sería una problemática muy grave por la incompatibilidad que se presentaría.

Como adicional con el Ing. Lema, se vieron aspectos de tipos de trayectorias de pozo (J, S, U, L), costos de renta de equipos, funciones y diferencias de los fluidos de perforación, entre otros cuestiones. Fue de buen agrado y excelente calidad la información presentada por Ing. así como la disponibilidad del mismo.

En la siguiente presentación, que fue con el Ing. Joel Escalante Castillo, al principio nos mostró una pasarela de imágenes en las que se mostraban plataformas costa fuera y en zona lacustre, del tipo Octópodo (ocho patas) y Autoelevable.

Ya entrando en materia nos mostró una presentación del Campo Arenque, Que se encuentra en el activo Altamira. Aquí nos dio a conocer el programa de una intervención para una reentrada en el pozo marino Arenque 10.Primero nos hablo acerca de los pasos a seguir para la secuencia de un taponamiento, entre algunos puntos que destacan están:

1. Toma de presiones y espaciamiento2. Prueba de admisión3. Toma RPFC4. Instalar válvula H y Boos

5. Prueba de preeventores

La secuencia operativa de esta intervención resulto exitosa, terminando antes tiempo el proyecto y obteniendo resultados favorables en cuanto a producción.

Cabe señalar que la presentación que nos dio a conocer solo era de carácter ejecutivo, es decir que solo es una presentación que lleva los puntos más importantes en cuanto a costos contra tiempo y un repaso técnico. También nos mostró la secuencia operativa completa teniendo una presentación de más de 130 páginas.

De igual manera se nos dio otra presentación que llevaba como título “Aplicación del método VCD en un proyecto de aguas profundas en la región Norte”.

El trabajo mostraba los resultados de una planeación y diseño de una localización marina. Es decir el comienzo de un proyecto con un pozo exploratorio.

El proyecto se realizó a través de un equipo multidisciplinario., en donde de igual manera se nos mostró los principales pasos a seguir para el proyecto.

Para finalizar con las actividades del día el Ing. José Alejandro Jiménez Tapia, nos mostró una presentación titulada “Proyecto de perforación, Pozo Aguacate-28, Equipo PEMEX-9112”.

Fig. 8 El Ing. José Alejandro Jiménez Tapia explicando el proyecto de perforación “Aguacate 28”.

El objetivo de este proyecto era evaluar el potencial de hidrocarburos a nivel del Cretácico Inferior (Tamaulipas Inferior) y Jurásico superior (San Andrés). El equipo que se utilizó para perforar, tenía un motor de fondo (acciona la barrena a través de fluido dentro del pozo). Se llevaran a cabo distintos registros geofísicos con lo que se hiso una sísmica proyectada a través de estos.

Con forme fue avanzado al presentación se fueron tocando puntos y concepto con respecto a perforación, algunos de estos fueron los problemas que se pueden presentar en la perforación (alto volumen de recorte, posible gasificación, perdida de lodo de perforación, etc.), también puntos acerca de del punto neutro en una sarta de perforación, barrena PDC, válvula BY-Pass, diagrama de Goodman, análisis de esfuerzos en la tuberías, conexiones superficiales de control, etc.

En la presentación se nos mostró como se conforma la ficha técnica para este tipo de proyectos, que es donde se muestra el equipo a utilizar junto con sus capacidades técnicas.

Lo que era interesante de este proyecto es que se tenían pozos de correlación, en donde resulto ciertamente sencillo la perforación a la profundidad dada del Cretácico Inferior, sin embargo en este pozo se planeó llegar a aproximadamente a 3000 m de profundidad, a la formación del Jurásico superior.

El proyecto se llevó a cabo con éxito, en menos tiempo del que se programó teniendo resultados favorables de producción, la intervención fue hecha en marzo del 2013.

En conclusión de este día, fue un de gran aprovechamiento, ya que no solo se aprendió acerca de cómo es una estructura de un diseño para una intervención a un pozo, sino también el aclarar dudas y aprender cosas muy útiles en cuanto a perforación, fluidos de perforación, registros. También es bueno saber que los ingenieros nos mencionan que se está adquiriendo equipo nuevo para PEMEX, tratándose de poner a la vanguardia tecnológica y aun teniendo en cuenta proyecto de desarrollo en aguas profundas.

Día: 3 Fecha: 26 de junio de 2013Actividades Visita al Pozo Escuela Ezequiel Ordoñez 2010 (Rector -

ITP)Responsable (s) Ing. Fernando Rojas Mendoza (Rector)

Ing. Eduardo Santander (Técnico en turno)

Objetivo

Conocer las herramientas y equipos que conforman a un pozo (Pozo Escuela).

Actividades desarrolladas

Partimos del CASES y llegamos al Equipo 404 Ezequiel Ordoñez 2010. Nos presentamos con la cuadrilla encargada del mismo. Se habló sobre las políticas y principios de seguridad de la SSPA. Así mismo, conocimos al personal que labora en este equipo.

Las principales características del equipo de perforación PM-404, son las siguientes:

Tipo: Diésel-eléctrico Potencia: 750 HPProfundidad de perforación: 3600 mDiámetro de la mesa rotaria: 20.5 pg

Arreglo de tuberías

Básicamente, el equipo, está compuesto de 3 tipos de tubería de revestimiento, que alcanzan los 1100 metros:

TR 30”, X-52, anclada hasta los 25 m. TR 20“, K-55, anclada hasta los 93 m. TR 16”, N-80, anclada hasta los 1100 m. Simulador de pérdida (pozo de descontrol) Tubería de limpieza Tubería de inyección

Fig. 9 Equipo de perforación PM-404.

El recorrido a través de la unidad de perforación tuvo como objetivo conocer sus componentes, con los que cuenta el equipo, son:

Sistema de potencia

En la actualidad, la mayoría de los equipos de perforación utilizan esta forma de transmisión de potencia. Para el equipo que nosotros visitamos, los generadores se encargan de producir la electricidad que es transmitida a los motores eléctricos a través de cables de conducción eléctrica.

Fig. 10 Sistema de potencia.

Sistema de izaje

Está conformada por la estructura de soporte: la subestructura, el piso del equipo de perforación y la torre de perforación.

El sistema de levantamiento de cargas, se compone por: malacate, bloque de corona, bloque viajero, gancho, elevador y el cable o la línea de perforación.

Fig. 11 Polea viajera

Sistema rotatorio

Sus principales subcomponentes, son: la mesa rotaria y el top drive, la sarta de perforación y la barrena. También, se nos explicó el funcionamiento del sistema de rotación a partir de la barra de transmisión, comúnmente conocida como Kelly.

Fig. 12 Mesa rotatoria.

Sistema circulante de fluidos

Los componentes principales del sistema circulante son: el fluido de perforación, el área de preparación y almacenaje, el equipo de bombeo y circulación de fluidos y el equipo y área para el acondicionamiento.

Fig. 13 Sistema circulatorio.

Sistema de prevención de reventones

Fig. 14 Arreglo de preventores.

El principal problema al que se expone durante un trabajo de perforación es el flujo imprevisto de fluidos de la formación al pozo, y si no se maneja o controlan a tiempo, puede convertirse en un reventón.

Los preventores tienen la función de cerrar el pozo en caso de este tipo de flujos, colocar una suficiente contrapresión sobre la formación y recuperar el control primario del pozo.

El sistema de preventores del equipo se conforma por: conjunto de preventores, línea del estrangulador, múltiple de flujo y estrangulación y una unidad de cierre a distancia o acumulador.

Subimos al piso de perforación y ya en él, se nos dio una demostración del proceso de sacado e introducción de la tubería, todo bajo condiciones de seguridad adecuadas, siguiendo al pie de la letra la política y los principios de SSPA.

Fig. 15 Sacado de tubería.

Fig. 16 Introducción de tubería.

Fig. 17 Lingada de tuberías.

Observamos el trabajo de la cuadrilla de perforación. Tanto el que efectúa el perforador, el chango, el ayudante del perforador o el segundo. Además, se nos dio una breve explicación de cuál es la función de cada herramienta que se encuentra en el equipo de perforación, como por ejemplo, el funcionamiento del bushing Kelly, de las llaves hidráulicas y las cuñas.

A cada dos tramos se hace un quiebre de tubería, en el que se aplica torque primero con las llaves hidráulicas y después se desenrosca la tubería; el trabajo del chango es estibar la tubería en los peines de la changuera.

Día: 4 Fecha: 28 de junio de 2013Actividades Introducción al mantenimiento de equipos

Registros GeofísicosResponsable (s) Ing. Roberto Aguilar Ramírez

Ing. Bernardo Morales CabreraIng. Rolando Bautista Cruz

Objetivo

Identificar los distintos tipos de mantenimiento efectuados a los equipos de reparación o perforación

Registros geofísicos

Desarrollo de actividades

Iniciamos la visita con una presentación sobre mantenimiento y los tipos que existen. El mantenimiento son acciones técnicas y asociados, mediante los cuales un componente se conserva o se repara para que pueda realizar sus funciones específicas. En PEMEX, se contemplan tres tipos de mantenimiento:

Mantenimiento predictivo: evaluar la probabilidad de falla de los componentes durante un período futuro.

Mantenimiento preventivo: se efectúa de acuerdo a los requerimientos del fabricante.

Mantenimiento correctivo: es reestablecer un equipo mediante la renovación, reemplazo o reparación general de uno o varios componentes dañados u obsoletos.

Las inspecciones que se realizan en el área de mantenimiento se hacen mediante:

Inspección por partículas magnéticas (componentes de una sola pieza). Inspección por líquidos penetrantes (componentes con soldaduras). Inspección por líquidos contrastantes (luz ultravioleta, fluorescente).

Para cada mantenimiento se debe efectuar un análisis económico, el cual debe contemplar costos por administración, costo de materiales, costo total de la reparación, para al final poder determinar si es económicamente realizar el mantenimiento o no.

Área de soldadura

En esta área conocimos los distintos tipos de soldadura que se le aplican a los equipos, entre ellos están:

SMAW: corte con arco metálico y arco revestidos.OAW: soldadura autógena.

CAC: corte con electrodo de carbono.AAC: corte con electrodo de carbono y aire.OFC-A: corte con oxietilenico.

Fig. 18 Máquina de soldar.

Área de combustión interna

Esta área se enfoca principalmente al mantenimiento a motores o partes mecánicas del equipo de reparación o perforación, como por ejemplo:

Unidades mecánicas Sistemas neumáticos Motores de combustión interna

El proceso de repación de los equipos o componentes en el área de combustión interna, se hace de la siguiente manera:

Fig. 19 Proceso para la reparación de equipos de combustión interna.

Área de mecánica de piso

Aquí se le da mantenimiento a las unidades del equipo de reparación y terminación de pozos, como las poleas viajeras, poleas de corona, uniones

Llegada del equipo Evaluación Reparación

giratorias, Kelly, malacates neumáticos, hidráulicos y mecánicos, cajas combinadas de engranes, entre otros.

También, el ingeniero encargado de la plática nos explicó el funcionamiento y componentes de la mesa rotaria, malacates, los distintos tipos de poleas y las partes principales de la bomba de lodos.

Área de pintura

La función de esta área es proteger el material de la corrosión, mediante tres tipos de protección:

Protección anticorrosiva Sistema de protección interior de tuberías por medio de inhibidores Protección por corriente eléctrica mediante la siguiente serie de pasos:

El procedimiento para aplicar recubrimientos de pintura al metal, es:

1. Lavar las piezas y secarlas a la luz solar.2. Limpiarlas con un cepillo de alambre.3. Aplicar recubrimiento primario con cromato de zinc.4. Aplicar recubrimiento secundario, con pintura amarilla, blanca, verde, azul o

roja.

Fig. 20 Equipo utilizado para aplicar recubrimiento de pintura.

Área de registros

La unidad de servicios a pozo se subdivide en:

Cementaciones

Tubería flexible Línea de acero Registros geofísicos

Para el área de registros se tiene 2 tipos:

Registros de perforación

Entre los que se encuentran en la unidad, son:

Resistivos AIT Sonico Nucleares Neutron Rayos gamma

Disparos de producción

Fig. 21 Sondas para toma de registros geofísicos.

El ingeniero encargado nos comentó que herramientas se introducen en el pozo cómo es la introducción, el tiempo de instalación y que solo pueden funcionar en pozos con una desviación de hasta 50°. Además, interpretamos algunos perfiles de pozos y de registros geofísicos que habían sido corridos recientemente.

Fig. 22 Estado mecánico del pozo Coapechaca 591.

Fig. 23 Registro de afinación.

Día: 5 Fecha: 28 de junio de 2013Actividades Introducción a la ingeniería de fluidos de control

Responsable (s) Ing. José Antonio Morales Gómez

Objetivo

Visitar la planta de fluidos de control de la UPPRA. Conocer el sistema de eliminación de sólidos.

Desarrollo de las actividades

Al llegar a la planta de fluidos nos presentamos con el personal, nos explicaron los protocolos de seguridad, los puntos de reunión en caso de alguna emergencia y la política y principios de SSPA.

La Unidad Operativa tiene como finalidad preparar, reacondicionar y suministrar fluidos de control de acuerdo a la normatividad vigente para satisfacer las necesidades de perforación, terminación y reparación de pozos. En cuanto a las capacidades de almacenamiento, estas son:

Capacidad (m3)Almacenamiento actual 1160

Fluido manejado 277.493Fluido inyectado 331.154

La unidad atiende a 22 equipos (6 de perforación, 17 de reparación y 1 pozo escuela). Los fluidos preparados en esta área, son:

Salmuera sódica Salmuera sódica viscosa Salmuera potásica Salmuera potásica viscosa Salmuera cálcica Salmuera cálcica viscosa Lodo bentónico Lodo benpoplat Fluido de baja densidad

Para equipos de reparación, el proceso de fluidos de control es:

Adquisición de materia prima Preparación Transporte

Recolección y almacenamiento

de residuos

Fig. 24 Proceso de fluidos de control para reparación de pozos.

En cuanto a perforación, el proceso de fluidos, es:

Fig. 25 Proceso de fluidos de control para perforación de pozos.

Tipos de fluidos de perforación

En las emulsiones inversas la fase continua generalmente es diésel y la fase dispersa es agua, en las emulsiones directas sucede lo contrario. Las emulsiones directas son de baja densidad por lo que son usadas en formaciones de baja presión y profundidades cortas debido a que a mayores profundidades el agua se verá afectada por la temperatura.Los fluidos neumáticos también son utilizados en yacimientos depresionados para evitar menor pérdida de fluido a la formación.

Cuando se requiere bajar la densidad a un fluido, se agrega un fluido de menor densidad mediante emulsificantes.

Funciones de los fluidos

Revisión Elaboración Ejecución Término de etapa

Flui

dos

de p

erfo

raci

ón

Base aceite

Emulsión inversa

Sintéticos

Emulsión directa

Base agua

Lodo polimérico

Lodo bentonítico

Salmuera

Neumático

Aireados

Espumados

Nitrogenados

1. Controlar las presiones de la formación 2. Arrastrar los recortes de la perforación a la superficie3. Suspender los recortes al detenerse la circulación4. Capacidad de formar estructuras semirígidas cuando están reposo y volver a

su estado orginal cuando están en movimiento (tixotropía)5. Obturar formaciones permeables (enjarre)6. Minimizar los daños al yacimiento7. Enfriar y lubricar la barrena8. Proporcionar un medio adecuado para efectuar operaciones con cable

(registros eléctricos, disparos, conexión de tuberías)9. Soportar el peso de la sarta

Propiedades de los fluidos

1. Densidad2. Viscosidad marsh3. Propiedades reologicas y tixotrópicas4. Filtrado a baja presión y baja temperatura y viceversa (para base agua y base

aceite respectivamente)5. Alcalinidad6. Porcentaje de arena, solidos, aceite y agua7. Capacidad de azul de metileno8. Calcio9. Potasio libre (inhibidor de arcilla)

El filtrado APAT (alta presión y alta temperatura) consiste en formar paredes de lodo con un filtro o prensa, para realizar las pruebas se determina la velocidad a la cual se fuerza un fluido a través del papel filtro.

La salinidad se determina rompiendo la emulsión y valorando rápidamente la mezcla hasta obtener el cambio de color o punto final. Cuando hay formaciones con arcilla, se le agrega salinidad como inhibidor de arcilla. La alcalinidad es la potencia de combinación de una base mediad por la cantidad. El calcio contamina el fluido y produce grandes pérdidas de agua y produce altos geles.

Visitamos el laboratorio de fluidos, en donde nos mostraron los principales instrumentos utilizados para la medición de algunas propiedades del fluido de control, como la viscosidad, la densidad.

Así mismo, se nos dio una breve introducción a lo que es el equipo de control de sólidos, cuáles son sus componentes, las funciones que desempeñan y la importancia de su funcionamiento óptimo, lo que conlleva a la reducción de costos innecesarios en la perforación de pozos o mantenimiento de pozos.

Día: 6 Fecha: 29 de junio de 2013Actividades Inspección tubular, herramientas especiales, árboles de

válvulas.Responsable (s) Ing. Luis Alberto Ruíz

Ing. Celestino Zavala ÁngelesIng. José Antonio Regino Pantoja

Objetivo

Conocer los distintos procesos de mantenimiento que se le aplican a las tuberías.

Conocer las herramientas especiales (cuñas, swivel, elevadores, pescantes).

Identificar los componentes principales de los árboles de válvula.

Desarrollo de actividades

En el área de tuberías, nos explicaron el proceso de inspección visual que es efectuado a las tuberías que llegan de los pozos, con la finalidad de reutilizarlas y reducir gastos, ya que el impacto económico que genera la compra de tuberías a PEMEX, es alto.

Fig. 26 Inspección visual de tuberías.

El técnico José Regino Pantoja nos guio en la visitar por el taller, dando una explicación de los trabajos que ahí se realizaban, así como también vimos cómo se efectuaban dichos trabajos como: pasar el escariador a la tubería, la desacopladora, enderezadores de tubería, corte de tubería, enroscado de tubería En este taller se maneja todo lo referente a la sarta de perforación: TP, Drive Pipe, Heavy Weight, Drill Collar, etc.

Tipos de rosca de tuberías:

XT26 XT39 WT26 WT31

Nos comentó la Norma API con la que se rigen para realizar sus trabajos, menciono las pruebas no destructivas que se realizan a la tubería para reconocer sus fallas: partículas magnéticas, líquidos penetrantes y ultrasonido magnético. Conocimos la Unidad U-3500 para la inspección sónica de tubería e hizo mención de las fallas que presentas las tuberías:

Fallas longitudinales. Desgastamiento de espesor de pared. Fallas transversales. Comparación de grados.

Fig. 27 Unidad U-3500 para inspección sónica de tuberías.

Taller de Herramientas Especiales

Herramientas de piso

En este taller vimos todo lo relacionado a las herramientas que se utilizan en el piso de perforación, como son los elevadores, cuñas para tubería y mesa rotaria, llaves hidráulicas para quebrar y enroscar tubería, rodadoras, chaqueta ecológica, herramientas de limpieza como escariador, molino, machuelo, tarraja, canasta chatarrera entre otras. Además se nos dio una explicación de cada herramienta y su función dentro del piso de perforación.

Herramientas especiales

Aquí principalmente se refiere a los preventores para el pozo, dependiendo los requerimientos del pozo será el arreglo de preventores pero los más utilizados son el esférico, doble y sencillo, también se habló de las llaves manuales de fuerza, bushen Kelly y su respectiva explicación y función.

Herramientas de enlace

Aquí vimos las herramientas de enlace que se utilizan en la sarta de perforación como los sustitutos de levante, estabilizadores, válvulas de pie, etc. Pero sobre todo se habló del tipo de conexiones que se manejan dentro del taller y el código de colores para poder identificarlas:

Conexión ColorRegular Gris

I.F. Verde8 Hilos Blanco

F.H. Azul

Taller de árbol de válvulas

El árbol de válvulas es un sistema de control superficial para las presiones que se generan en el pozo, permite cargar las tuberías y aislar las tuberías.

Fig. 28 Árbol de válvulas para ensamblar.

Para reconocer un árbol de válvulas en campo debemos de medir el diámetro de la brida (cuando el equipo está instalado esto no se puede hacer), determinar el espesor, contar el número de espárragos, medir con el flexómetro el diámetro del esparrago y restarle 1/8. Para estos parámetros tenemos unas tablas definidas por el fabricante (el más usado por PEMEX es Cameron) en donde podemos encontrar otros parámetros de la brida y del árbol de válvulas.

Fig. 29 Brida del árbol de válvulas. Fig. 30 Medición del diámetro de la brida.

Fig. 31 Flange Slide Rule (Cía. Cameron)

Día: 7 Fecha: 30 de junio de 2013Actividades Introducción al proceso de desmantelamiento, transporte e

instalación de equipos de perforación de pozosResponsable (s) Ing. Esteban Garibaldi Miranda

Ing. Lucano Márquez MirandaIng. Antonio Meza PrietiIng. Juan Arturo Martínez Cabrera

Objetivo

Identificar los componentes principales del equipo de perforación

Desarrollo de actividades

Al llegar al CASES a las 8 de la mañana, fuimos recibidos por el Ing. Lucano Márquez Miranda, con el esperamos un transporte para llevarnos al pozo Tonantzi- 1, el cual es un pozo exploratorio recién empezado.

Fig. 32 Pozo Tonantzi 1.

Llegando al pozo nos dirigimos a una caseta, en la cual nos presentaron al Ing. Esteban Garibaldi Miranda, Ing. Antonio Meza Prieti. Aquí nos dieron una introducción a las instalaciones y a lo que se pretendía realizar con el pozo. El cual es un pozo exploratorio que tiene un conductor de 30” a 23m, se tiene como objetivo llegar a 4800m de md, con una inclinación de 87° a los 3000m de 1800m. También se nos hizo saber que se tienen distintos planes de respuesta, respuesta a brotes, emergencia médica, incendio, especifico. Cabe señalar que el pozo estaba completamente parado y no se tenía actividad operacional importante ese día.

Terminando la junta en la cabina, nos dividieron en dos grupos de 5 e iniciamos el recorrido por la pera. Por mi parte me toco el recorrido con el Ing. Garibaldi.El recorrido se ira detallando de acuerdo al sistema que se analizó.

Sistema de circulación

Se cuenta con 2 bombas de lodos triplex de 1600 HP de potencia, con su respectiva cámara de pulsaciones. Se tienen 3 presas de lodos de 70 m3 cada una, con 2 agitadores por presa. Para la separación de sólidos y gas se tienen 3 temblorinas, un desgasificardor vertical, desarenadores, separador de gas atmosférico, quemador de gar y 2 secadores centrífugos.

Fig. 31 Bomba triplex. Fig. 32 Rectificadores.

Sistema rotario

Se cuenta con nueva tecnología recién adquirida, que cuenta con un: Top drive de 500Ton, que realiza prácticamente la función del Kelly automáticamente. Llaves hidráulicas de igual manera automáticas, controladas desde consolas.

Chango robot (iron derrickman), Dispositivo que sube y estiba la tubería de perforación sobre los peines de la changuera, realiza el trabajo del chango y éste toma parte de las actividades de piso.

Cuñas, Para sostener herramienta o tubería cuando la suelta del top drive.Stand pipe, Para dirigir el flujo proveniente de las presas de lodo.Campana, Une los preventores por debajo de la mesa rotaria.Contrapozo, Una de sus funciones es contener los fluidos que pudieran llegar a salir del pozo como recortes de perforación, también sirve para que el árbol de válvulas no quede tan alto.

Caseta de perro, Es la caseta del perforador desde aquí se opera el Top drive y se tiene el monitoreo de la perforación del pozo, y el sistema de preventores de igual manera es de nueva tecnología, presurizada.

Caseta para almacenar, Para guardad cosas en general (herramientas).

Fig. 33 Top Drive. Fig. 34 Caseta del perforador.

Sistema de Preventores

El arreglo de preventores aún no se encuentra instalado pero contara con:Preventor Esférico, El preventor anular consiste de un cuerpo, un cabezal, un pistón y una unidad de empaque de goma.

Múltiple doble, con ram de tubería y rams ciegas, o con ram de corte.

La bomba para operar el preventor, Bomba komey es una bomba acumuladora de presión, que sirve para abrir, y cerrar los preventores, esta cuenta con 3 sistemas de potencia (hidroneumático, hidroeléctrico y auxiliar de N2 comprimido), con 24 tanques de oxígeno.

Fig. 35 Bomba kumey (operación de preventores).

En cuanto al armado del equipo solo se realizó la actividad de acoplado de mástil a la subestructura, pues no se contaba con el permiso para realizar la actividad de izaje del mismo.

Después de ver los sistemas anteriores el Ing. Cabrera nos dio explicaciones más específicas de lo que es la Bomba Kumey, así como del árbol de estrangulación y sistema de circulación.

Una vez terminado el recorrido volvimos a la caseta para despejar dudas generadas y dar por terminada la visita.

Día: 8 Fecha: 01 de junio de 2013Actividades Visita al pozo Presidente Alemán que está siendo

perforado por el equipo PM1281. Responsable (s) Ing. Marco Antonio Jiménez Ruiz

Ing. Víctor Manuel León TeránIng. Mario Guadalupe Martínez Nieto

Objetivo

Conocer el funcionamiento del equipo PM1281 durante la perforación del pozo Presidente Alemán ubicado en el municipio de Vita Hermosa de Madero en la ciudad de Papantla.

Desarrollo de actividades

Al llegar al pozo nos anotamos en la bitácora de visitas esto en caso de algún accidente tener un conteo claro cuando nos encontremos en el punto de reunión ya que en la bitácora se apunta la hora de entrada y de salida.

Luego entramos a la cabina donde se realizó la charla técnica y de seguridad; donde nos dieron las características técnicas del pozo, definido como un pozo exploratorio en los primeros 2592 m en vertical en los cuales se tomaron registros y núcleos esto se izó para conocer la cima y la base de la formación pimienta del jurásico superior; Para poder realizar un side track (reentrada) a la profundidad de 2250 m de donde el pozo empezará a tomar un ángulo de inclinación de 0 hasta 89° y una profundidad total tanto en vertical como en horizontal de 4835 m.

Estado mecánico programado

Luego se comenzó un recorrido por el equipo con el que se realizó la intervención; sin antes mencionarnos que utilizáramos nuestro equipo de seguridad personal, cuando subiera por una escalera se tomara uno mínimo con una mano y si era posible con las 2 manos, que en caso de alguna señal audible y visible que durara más de 5 segundos observáramos el cono de viento y nos dirigiéramos al sentido contrario del viento hacia el punto de reunión.

Fig. 36 Cono de viento. Fig. 37 Punto de reunión.

Fig. 38 Señal audible. Fig. 39 Señal visible.

El recorrido empezó por los ERA. Donde nos mostraron la ubicación del equipo, nos indicaron que en presencia de H2S se debía utilizar dicho equipo que es para 1 persona con aire respirable de 1 hora y que en caso de acabarse nos podríamos conectar a un sistema en cascada que posee un compresor que llena los tanque con aire respirable grado D.

Fig. 40 Sistema en cascada. Luego nos indicaron que la potencia de todo el equipo es suministrada por 3 generadores de corriente alterna de 1650 Kw y los motores del equipo son de corriente alterna por lo tanto el equipo es CA/CA. Estos generadores alimentan a 2 motores de 1000 volts que mueven el malacate y 2 motores de 1000 volts que mueven las bombas de lodos y los motores para su correcto funcionamiento poseen una turbina de 350 RPM para el enfriamiento y no se sobrecalienten.

El equipo de perforación es marca Drillmec RM1500 que alcanza una profundidad de 5000 m, fue fabricado en 2012, la sub estructura tiene 14 m de altura, el mástil posee una altura de 43 m y soporta 340 toneladas; después de darnos las características del equipo nos dirigimos a la Bomba para Operar los Preventores.

Bomba para Operar los Preventores marca DC Drilling controls inc. TYPE’ 80. Este equipo pose 3 fuentes de energía para su activación neumática (nitrógeno), hidráulica (aceite) y eléctrica (generador). Lo primordial de este equipo es cerrar el preventor anular, multiple de preventores y acumulador.

Fig. 41 Bomba para operar los preventores.

Luego nos mostraron el múltiple de estrangulación a través de esta serie de válvulas se conduce el fluido de perforación hacia el sistema de control de sólido y en caso de algún reventón o brote la válvula de estrangulación comienza a controlar el flujo para empezar a controlar el pozo con el bombeo de un fluido más pesado esta válvula de estrangulación se puede cera manual o hidráulicamente con una consola.

Fig. 42 Múltiple de estrangulación. Fig. 43 Válvula de estrangulación.

Fig. 44 Consola.

Después nos dirigimos al sistema de control de solido o auxiliares marca Miswaco, donde nos mostraron:

Un separador gas-lodo: donde se separa el gas H2S y se dirige a otro separador para luego liberar el puro gas al quemador.

3 temblorinas: que separan los sólidos del lodo que tienen un tamaño mayor a la arena.

Desarenadores y desarcilladores: liberan al lodo de arenas y arcillas, para regresarlo a la presa de asentamiento con una densidad casi igual a la inicial.

2 decantadoras de recortes: bandas transportadoras que llevan los recortes a una presa de recortes.

2 secadores centrífugos: para separar la barita del lodo. Desgasificador o separador atmosférico: le quita las trazas de gas al fluido

antes de regresar a la presa de asentamiento. 3 presas de lodo: presa de asentamiento, presa de trabajo o tratamiento y

presa de succión. 6 agitadores: para que el fluido no se asiente y pierda sus propiedades

reológicas; 3 motores se encuentran en la presa de trabajo y los otros 3 en la presa de succión.

2 bombas triplex: para bombear el fluido al pozo, poseen motores de 1600 hp camisas de 51/2” por 10” de largo y 2.43 galones por emboladas.

Almacén de barita. Tanque de diésel para tratar el fluido de emulsión inversa utilizado en la

perforación.

Fig. 45 Separador gas-lodo. Fig. 46 Temblorina.

Fig. 47 Decantadores de recortes. Fig. 48 Secadores centrífugos.

Fig. 49 Desarenador y desarcillador. Fig. 50 Separador atmosférico.

Fig. 51 Presas de lodo. Fig. 52 Agitadores de lodo.

Fig. 53 Bomba. Fig. 54 Tanque de diésel. Después del sistema de circulación nos dirigimos al contrapozo donde se encuentra el arreglo de preventores:

1. Preventor anular: este preventor cierra alrededor de la tubería de perforación o sobre la herramienta que se encuentre dentro del pozo y sella el espacio anular y soporta hasta 10000 psi de presión.

2. Preventor doble: pose un preventor de ariete y uno ciego soporta 10000 psi de presión y alcanza un diámetro de 51/8”.

3. Preventor simple: este tiene un preventor de respaldo por si los otros fallan y es un preventor ciego soporta 10000 psi de presión y alcanza un diámetro de 31/2 hasta 51/8”.

Fig. 55 Juego de preventores.

Por ultimo nos llevaron al piso de trabajo donde nos mostraron el funcionamiento del malacate; el cual tiene un motor de 1500 hp modelo MAS6000 el cual tenia un cable de 13/8” de diámetro.

Fig. 56 Malacate. El sistema de izaje está compuesto por:

1. Mesa rotaria: es la encargada de darle energía a la sarta de perforación.2. Top Drive: sustituye a la mesa rotaria ya que le da energía a la sarta de

perforación pero sin tener que instalar una flecha Kelly y además el top drive puede repasar la formación hacia arriba y hacia abajo para poder eliminar aspiraciones de la roca esto para que el pozo que más geométrico y poder sacar y meter la tubería más fácilmente.

3. Herramienta hidráulica (Arturito): esta herramienta es utilizada para roscar y desenroscar la tubería como una roladora; y para apretar y aflojar la tubería.

4. Chango Robótico: es utilizado para poner la TP o la TR en el top drive.5. Elevador para personal: es de 150 kg para realizar maniobras en la parte

superior del mástil.6. Elevador de tubería: abre y cierra hidráulicamente; automatizado.7. Controles de la herramienta hidráulica: es con los que se maniobra la

herramienta. 8. Cabina de controles: es donde se controlan todas las funciones del

malacate, el top drive, las bombas de lodo, se checa el peso de la tubería, los preventores, etc.

9. Mástil: sostiene y carga toda la tubería y al top drive.

Fig. 57 Rotaria. Fig. 58 Top drive.

Fig. 59 Herramienta hidráulica. Fig. 60 Chango robótico.

Fig. 61 Elevador de tubería. Fig. 62 Elevador de personas.

Fig. 63 Controles de la herramienta hidráulica.

Fig. 64 Cabina de controles.

Fig. 65 Cabina de controles. Fig. 66 Cabina de controles.

Fig. 67 Mástil.

Día: 9 Fecha: 02 de julio de 2013Actividades Introducción a la ingeniería de terminación y reparación

de pozos.Operaciones con tubería flexible.Intervenciones con equipos especiales.Unidad de Flush By.

Responsable (s) Ing. Santiago Avelino ZumayaIng. Efraín Morales CocaIng. Christian Andrés Téllez CastroIng. José Luis Martínez GonzálezIng. Gerardo Aguilar

Objetivo

Conocer conceptos básicos sobre el mantenimiento y reparación de pozos y las intervenciones con equipos especiales.

Actividades desarrolladas

Introducción a la ingeniería de terminación y reparación de pozos

Se le llama terminación de un pozo petrolero, al proceso operativo que comienza una vez que se ha cementado la última tubería de revestimiento del pozo y se ha efectuado registro de cementación para corroborar integridad de la tubería de revestimiento de explotación. La finalidad de terminar un pozo es obtener producción óptima de hidrocarburos al menor costo operativo posible. Previo a la terminación se realiza un estudio llamado análisis nodal para determinar los diámetros óptimos por donde van a fluir los hidrocarburos desde el yacimiento hacia la superficie (tomando en cuenta petrofísica, fluidos producidos, mecanismo de empuje, etc).

Para la terminación de los pozos es necesario correlacionar pozos, revisar el historial de perforación, muestras de canal, núcleos, etc. El programa de terminación lo realiza el Ingeniero de diseño y la limitante principal en esta última etapa es la tecnología.

Para la terminación se necesita realizar el análisis nodal, con el que se debe escoger la mejor opción de producción y tomando en cuenta los requerimientos técnicos. Del análisis nodal se decide el diámetro óptimo para producir el yacimiento y de aquí se define si es necesario el sistema artificial de producción y que tipo.

El análisis nodal de sistema de producción es utilizado para analizar problema de pozos de petróleo y gas. Este análisis debe ser realizado de perforar el pozo para poder estimar gastos de producción y a su vez, realizar la terminación así como el

diseño de la perforación. Este procedimiento también se utiliza durante la vida productiva del pozo según el comportamiento de la presión de yacimiento.

Sus principales aplicaciones, son:

• Selección de Diámetros de Tubería de Producción• Selección de Tuberías de conducción• Diseños de Gravel Pack• Diseño de estranguladores• Análisis de problemas de obstrucciones• Diseño de sistemas de levantamiento artificial• Evaluación de estimulación de pozos• Evaluación de disparos de producción• Predicción de efectos de agotamiento de yacimiento

También se nos explicó el diseño de los aparejos de producción. El aparejo de producción es el medio por el cual se transportan los fluidos del yacimiento a la superficie; se clasifican según las condiciones del yacimiento como:

• Aparejo Sencillo Fluyente• Aparejo de Bombeo Neumático• Aparejo de Bombeo Mecánico• Aparejo de Bombeo Electro-Centrifugo• Aparejo de Bombeo Hidráulico• Aparejo de Bombeo de Cavidades Progresivas

Fig. 68 Diseño de un aparejo de bombeo mecánico.

Para poder diseñar un aparejo de producción debemos tomar en consideración la presión del yacimiento, los tipos de fluidos producidos, construcción del pozo

(Angulo, diámetro, DLS), temperatura de yacimiento, tipo de trabajos a realizar durante la vida productiva del pozo.

Operaciones con tubería flexible

El Ing. Christian Andrés Téllez Castro nos dio una presentación sobre operaciones con la tubería flexible, que inicio como un proyecto conocido como “Pluto”, con la finalidad abastecer de combustibles a las naciones aliadas contra el nazismo durante la Segunda Guerra Mundial y que hoy en día es implementada en la industria petrolera dando cabida a un amplio número de aplicaciones con el fin de mejorar la condición mecánica y productiva de los pozos.

Fig. 69 La tubería flexible inicio como un proyecto, denominado “PLUTO”.

La tubería flexible tiene las siguientes funciones:

Fig. 69 Usos de la tubería flexible.

La unidad de tubería flexible (Fig. 70) está compuesta: Unidad de control.

Unidad de potencia. Carrete de tubería. Guía. Inyector (Subir y bajar la tubería a través del pozo). Sistema de control de presión. Tubería flexible. Sensores de fondo. Herramientas de fondo. Motor de fondo. Molinos.

Fig. 70 Componentes de la unidad de tubería flexible.

La función más importante de la tubería flexible, dentro de las operaciones que se realizan en el APPR-A, es el bombeo de fluidos, los cuales se inyectan con el fin de romper las moléculas de asfáltenos y parafinas que se generan en las tuberías de producción. También se discutió sobre el uso de la tubería flexible para operaciones de apertura de camisa, pescantes, fracturamientos apuntalados y ácidos. De igual manera se hizo mención del fenómeno de alabeo, con el cual la tubería flexible se curva dentro del pozo.

Intervenciones con equipos especiales

Los equipos especiales son aquellos dispositivos que mejoran la productividad del pozo, hay integración de administración del yacimiento en coordinación del ingeniero de diseño de explotación.

El Ing. José Luis Martínez González hablo del mantenimiento a los aparejos de bombeo mecánico mediante la tubería flexible con el proceso de circulación inversa mediante diésel o aceite. En la circulación inversa es común que se monitoree el funcionamiento de los sistemas de bombeo mecánico para determinar si opera de forma correcta o requiere alguna intervención de optimización, mantenimiento o corrección. Esto se logra conocer mediante la toma de información que se le toma al pozo (ecómetros y cartas dinamométricas). Cuando se trata de solo un mantenimiento al sistema se realiza circulación inversa con aceite caliente o con un bache de diésel.

Fig. 71 Circulación inversa con diésel.

La inducción mecánica se utiliza para recuperar presión en el pozo cuando este es intermitente, fluyente con baja presión, en pozos en intervenciones de terminación, reparación, estimulación y/o con sistema artificial de bombeo neumático. Se calibra el pozo con un block para determinar paso libre en TP y encontrar nivel dinámico de fluido, posterior se baja cable de acero trenzado de 9 /16” con copas de 2” o 2 1/2”

Para poder recibir la producción de los pozos a la batería de separación correspondiente, se cuenta con líneas de descarga que van desde el pozo hasta la estación de separación, por consiguiente la línea debe tener buenas condiciones de flujo, por lo que requiere mantenimiento periódico con tratamientos ácidos u orgánicos, dependiendo de la problemática de obstrucción que puede ser carbonatos o asfáltenos.

Para el caso de carbonatos se puede utilizar ácido clorhídrico del 7.5 al 10% de concentración o ácido acético (orgánico) al 20%, considerando también el tiempo de vida de la línea de descarga y limpiezas anteriores.

Fig. 72 Limpieza de la línea de descarga.

La información que se le toma al pozo con unidad de línea de acero:

• (RPFC) Registros de presión de fondo cerrado.• (RPFF) Registros de presión de fondo fluyendo.• Curvas de incremento y decremento.• Pruebas de presión-producción.

Flush By

El Ing. Gerardo Aguilar terminó la jornada con una presentación acerca del flush by, un procedimiento que se utiliza para cuando se calzan las bombas de bombeo mecánico.

Este procedimiento lo hacen principalmente compañías, entre las que destacan Weatherford, ya que PEMEX solo cuenta con 2 equipos.

Fig. 73 Camión varillero.