Ingeniería de Perforación y Mantenimiento de Pozos Ingeniería de

Transcripción

Ingeniería de
Perforación y
Mantenimiento
de Pozos
Ing. Gumaro Herrera Huerta
“Reseña de una vida de ejemplo del trabajo con pasión y amor por la familia”
Gumaro Herrera Huerta nació en la ciudad de México hace 48 años en un día fechado 11 de octubre,
era el año 1958. Desde temprana edad demostró liderazgo natural en sus juegos de niño y al ser elegido como jefe de grupo en sus actividades escolares; posteriormente al igual que muchos de nosotros,
incentivado por la industria petrolera decidió estudiar la carrera de Ingeniero Petrolero en el Instituto
Politécnico Nacional en el periodo de 1976 a 1981. Su formación académica no quedo ahí ya que
su fortaleza de carácter lo movió a superarse continuamente realizando estudios de Maestría en Ingeniería Petrolera en la Universidad Nacional Autónoma de México, cursó el Programa de Alta Dirección
de Empresas en el IPADE, así como Diplomados en Terminación y Reparación de Pozos, Calidad Total,
Administración y Comunicación.
A lo largo de su carrera profesional, él trabajo en la iniciativa privada y en Petróleos Mexicanos, donde
desarrolló su potencial y nos brindo sobre todo su amistad mientras ejecutaba trabajos como Inspector
Técnico de Perforación en las compañías mexicanas PERMARGO, PROTEXA y en la paraestatal PEMEX.
Siendo ésta última donde la simbiosis dio frutos como lo demuestran los logros obtenidos en el desempeño de sus funciones como: Ingeniero de Campo, Jefe de Operación, Jefe de Desarrollo Tecnológico,
Jefe de Diseño y Superintendente de Terminación y Reparación de Pozos, y finalmente como jefe de la
Unidad Operativa Veracruz, distinguiéndose por su creatividad al impulsar la perforación de alcance
extendido, la perforación horizontal, la optimización de la perforación bicéntrica y el diseño de la terminación del pozo productor de gas con el índice de productividad más alto en México, estas innovaciones
permitieron que el Activo Integral Veracruz sea hoy uno de los más rentables del sistema petrolero, por
su incremento en la producción de gas de 160 mil a 800 mil millones de pies cúbicos por día.
Él también nos deja un legado como amigo sincero, como ser humano. Hoy sea esta humilde mención
un reconocimiento a su familia entera en especial a su compañera de toda la vida, a Liliana Calderón
Reyes, a sus queridas hijas, Jimena y Fabiola, ellas no están solas,… la gran familia que formamos la
Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos sabremos darles apoyo y reconfortarles en su dolor.
Damas, caballeros, con mucho respeto me atrevo a decir que el pasado
12 de diciembre el cielo a ganado un líder nato, un promotor del trabajo
en equipo y de la innovación tecnológica. Nosotros debemos aceptar
con aplomo la perdida de nuestro amigo Gumaro asimilando su legado
y construyendo lo que nos falta por hacer, dejando huella, asimilando experiencias, sembrando raíces. ¡Que viva siempre
en nosotros su recuerdo!
Gracias.
Editorial
Uno de los aspectos que suscita mayor controversia en la construcción de un pozo es el de la calidad.
Por definición, la calidad es el conjunto de cualidades o propiedades
que caracterizan un agujero. Cuando se inicia un proyecto pozo, se
establece, como parte del compromiso de construcción del mismo, el
cumplimiento de los aspectos de calidad; sin embargo, el concepto es
distinto para cada uno de los actores que intervienen en la construcción.
Para un geólogo, por ejemplo, un pozo de calidad es aquel que le proporcione la mayor cantidad de información directa e indirecta, la recuperación de muestras de canal y núcleos sin alteraciones por invasión
de fluido, y que las muestras de roca no se vean expuestas al efecto
de pulverización o fricción excesiva, producto de la perforación.
Para un ingeniero de yacimientos, la determinación de las características de permeabilidad, porosidad y saturación de fluidos, interpretadas por medio de registros geofísicos, serán propósitos prioritarios en
su concepto de calidad.
A su vez, para un operador de herramientas direccionales, la calidad
se enfocará a la búsqueda de perforar agujeros con baja severidad,
eliminando la posibilidad de formar patas de perro y cumpliendo estrictamente con su trayectoria planeada.
Por otro lado, para un geomecánico y para el responsable de los fluidos de perforación, la calidad se enfocará al mantenimiento de la
estabilidad del agujero, evitando, en la medida de sus posibilidades,
agujeros agrandados, derrumbes, invasiones de fluidos de las formaciones, entre otros.
De manera similar, podríamos mencionar los conceptos de calidad
para muchas otras disciplinas que intervienen en la perforación y terminación de un pozo.
Entendiendo que la perforación involucrará, en menor o mayor medida, la alteración de las condiciones originales de las formaciones, y a
efecto de dar solución al controversial tema de la calidad de un pozo,
es necesario que todos los actores involucrados en la construcción del
mismo identifiquen estos efectos y, de manera colegiada, establezcan
las prioridades, enfocando los conceptos de calidad a la mitigación
de la alteración original y al objetivo que persigue el proyecto, ya sea
utilizando tecnologías que permitan obtener información temprana o
mediante el aislamiento rápido de las zonas atravesadas.
Juan Alfredo Ríos Jiménez
Ingeniería de Perforación y Mantenimiento de Pozos
http://spmp.dpep.pep.pemex.com
Noviembre/Diciembre 2006
Contenido . . .
Editorial
1
Proyecto de
Costos Programados
5
Aplicación de Barrena
Impregnada y Motor
de Fondo de Altas RPM
10
Aplicación de la Tecnología de
Empacadores Hinchables
Swellpacker
15
Perforación de Pozos
Petroleros en Ambiente
Magnético
Y
X
Sistema de
Coordenadas
Z
Coordenadas del
Objetivo N
22
E
V
Formación de Especialistas de
Alto Desempeño
28
Estrategia de la UPMP para el
Éxito con el Sistema Maxis,
última Tecnología en la Toma de Registros
33
Subdirector de la UPMP
ING. RICARDO PALOMO MARTÍNEZ
Gerente de Ingeniería y Tecnología
M.I. JUAN ALFREDO RÍOS JIMÉNEZ
Edición
ING. JOSÉ ANTONIO MARTÍNEZ RAMÍREZ
Colaboración:
División Marina
M.I. BAUDELIO ERNESTO PRIETO DE LA ROCHA
DR. VÍCTOR GERARDO VALLEJO ARRIETA
División Sur
ING. ABELARDO CÓRDOVA HERNÁNDEZ
DR. CARLOS PÉREZ TELLÉZ
División Norte
ING. MARTÍN TERRAZAS ROMERO
M.I. PLÁCIDO GERARDO REYES REZA
Diseño
L.D.G. ANA LUISA GARCÍA CASTAÑEDA
L.D.G. VÍCTOR HUGO RAMÓN ÁVALOS
BOLETIN DE INGENIERÍA DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO
DE POZOS es una publicación bimestral de la Subdirección de Perforación y Mantenimiento de Pozos. Es editada por la Gerencia de Ingeniería y Tecnología. Su contenido es propiedad de la institución y sólo
puede ser reproducido mediante solicitud por escrito y su correspondiente autorización. Las colaboraciones firmadas son responsabilidad
exclusiva de sus autores. Ni el editor ni las autoridades de la UPMP
pueden avalar las ideas expresadas. Se imprimen 900 ejemplares
en BUNEGIT, S.A. de C.V. Toda correspondencia deberá enviarse a:
Boulevar Adolfo Ruiz Cortines 1202, 8o piso, Fraccionamiento Oropeza, Villahermosa, Tabasco, C.P. 86030, ext. 21352, 21088 correo
electrónico: [email protected]
P
royecto de Costos Programados
conceptos, importancia y su relación
con la empresa
Ing. Fermín Guzmán Cortés, Gerencia de Ingeniería y Tecnología
La evaluación económica, como parte fundamental del ciclo de planeación de PEP, requiere
identificar y generar los costos programados de
intervenciones a pozos.
Los altos mandos de nuestra empresa, tanto en
áreas operativas como administrativas, se enfrentan continuamente a diferentes situaciones, en las
que deben tomar decisiones que afectan el funcionamiento y sobrevivencia de la institución por sus
implicaciones económicas. Es por ello que, contar
con información precisa sobre costos y gastos de
la UPMP, por cada una de sus actividades, es de
vital importancia. En la actualidad, el proyecto de
costos programados de intervenciones a pozos es
muy relevante para satisfacer las necesidades de
información de los usuarios y darle transparencia a
las operaciones de la UPMP.
Cultura de Costos
¿Cómo fortalecer en nuestro personal la cultura financiera para optimizar la relación costo/beneficio,
en la que todos y cada uno,
individualmente y en grupo,
conozcamos los costos y
gastos de administración,
construcción y mantenimiento de pozos?
Para tal fin, es necesario implementar un proceso que norme las actividades e insumos requeridos, así como contar
con una herramienta tecnológica de tipo informático para generar los costos programados de intervenciones a pozos.
Proceso de Costos Programados
El objetivo de este proceso es documentar los costos de todas las actividades para generar los costos programados de las intervenciones a pozos en
forma eficaz y eficiente, para que, conjuntamente
con el diseño y la ejecución operativa, se cumpla la
MISIÓN ECONÓMICA DE LA UPMP: “los costos de
nuestros servicios serán siempre igual al costo programado y equivalentes al estándar mundial”.
Su aplicación es de observancia general para todo
el personal de la UPMP y obligatorio para todas las
Alcances
áreas que intervienen directa e
indirectamente en la generación
de los costos programados de
intervenciones a pozos, y en especial para los ingenieros de diseño, cuya función es vital en la
planeación y elaboración de tales
costos.
Sistema
Proceso
Homologar
Módulo de Información de Costos Programados
Documentar
Ya está en construcción una herramienta tecnológica de tipo informático, que tendrá interrelación
con los sistemas institucionales
SIOP y SAP/R3, a fin de que el
ingeniero de diseño genere sus
escenarios de costos programados en forma eficiente y eficaz,
optimizando su tiempo de elaboración.
zos, se documentó la política y lineamientos generales, que son la
base normativa de regulación y administración para alcanzar el objetivo del proceso.
Administración del Proceso de
Costos Programados
La Gerencia de Ingeniería y
Tecnología es la responsable de
administrar el proceso de costos
programados de intervenciones a
pozos en la UPMP, y su propósito
es mantener actualizada la aplicación de las actividades, roles
y responsabilidades para garantizar la funcionalidad y actualización del proceso.
Roles y Responsabilidades en el Proceso de Costos Programados
Las responsabilidades que deben asumir las
áreas involucradas, al realizar las actividades del
proceso de costos programados de intervenciones a pozos, fueron asignadas a un rol específico. Las actividades y tareas son de aplicación
exclusivamente para el proceso de costos programados de intervenciones a pozos, sin modificar
o afectar las funciones oficiales de la estructura
organizacional de la UPMP.
Rol se define
como al papel que
ejerce una persona
en una actividad o
proyecto.
Quienes participan en los costos programados
Política y Lineamientos para el
Proceso de Costos Programados
Con base en las actividades de
gestión, integración, generación
y establecimiento de información
del proceso de costos programados de las intervenciones a po-
• Perforación.
• Terminación.
Escenario de Costos Programados
Es fundamental, para la elaboración de los escenarios de costos, que el ingeniero de diseño cuente
con información de los insumos antes mencionados, para que, con el volumen de obra calculado y
la identificación de los equipos y materiales a usar,
genere los diferentes escenarios de costos programados de intervenciones a pozos.
Escenario de Costo Programado
Intervención
Etapa
Fase
Actividad
Global
Perforación
Etapa 1
Perforación
Armar Sarta
Prueba de
Formación
(DST)
Insumo
Etapa 2
Llave de
apriete
Martillo
Cambio de Etapa
Meter
Sarta
Perforar
Accesorios
de la sarta
Cemento
Cortar y
Recuperar
Núcleo
Circular y
Acondicionar
Fluido
Sacar
sarta
Lavar Pozo
Tomar
Registros
Cementar
MWD
Equipo
control de
sólidos
Barrena
Herramienta
de Pesca
Contratos
Etapa n
TR
Registro
Giroscópico
Intervención: Perforación
Fase: Perforación
Logística
Seguridad y
Ecología
Agua y Hielo
Gasto U.O.
Gasto SEDE
Servicio Médico
Reserva Laboral
Mantto. Preventivo
Costos Promedio
El tipo de intervención determina las especificaciones y características de las actividades contenidas
en las etapas o intervalos que se realizarán en la
intervención al pozo, por lo que pueden ser detallados por actividad específica de acuerdo al tipo de
intervención.
• Tarifas, cuotas y precios unitarios de compañías
prestadoras de servicios (Contratos de obras y
servicios).
• Tarifas, cuotas y precios unitarios de servicios proporcionados por administración (Línea de Acero,
Registros Eléctricos, Cementaciones, Logística,
entre otros).
• Costos indirectos. Son tarifas de gastos comunes
asignadas por administración a todas las intervenciones a pozos (Gastos corporativos, gastos de reserva laboral, seguros y fianzas, servicio médico,
entre otros).
Aplican solo con Equipo
Actividades
La planeación de los insumos a utilizar en la intervención a un pozo, se basa principalmente en:
Servicios de Apoyo
Para que el proceso continúe, es indispensable contar con los requerimientos técnicos, las actividades
operativas detallas y todos los insumos de información (equipo, material, servicios, tarifas, cuotas, precios unitarios, entre otros) necesarios para elaborar
los distintos escenarios de costos programados de
una intervención.
Insumos
Indirectos
POA es el programa operativo anual de intervenciones a pozos de la UPMP.
POT es el programa operativo trimestral de intervenciones a pozos de la UPMP.
• Reparación mayor y menor.
• Tomas de información.
• Taponamiento.
Cuota Equipo
De acuerdo con lo anterior, el PROCESO INICIA
cuando el activo de PEP o el líder del grupo multidisciplinario (VCD), en forma documental, solicita la
intervención a un pozo determinado con base en el
POA / POTs.
Mantto. Correctivo
Mano de Obra
Aplican a nivel de
intervención
Elementos de Costos Programados
Los elementos de costos programados de una intervención a pozo
son:
• Costos directos (primarios). Todos los gastos relacionados con la
ejecución de la obra (pozo) y representan el principal costo de la
intervención.
• Costos indirectos (secundarios). Todos los gastos administrativos
que impactan en forma proporcional el costo de una intervención.
COSTO INTEGRAL
Primario
Materiales y Servicio
Mano de Obra Tripulaciones
Depreciación de Equipos
Costos
Directos
Administración UPMP
Costo Financiero
Costos Corporativos
Reserva Laboral
Telecomunicaciones
Secundario
Servicio Médico
Seguros y Finanzas
No. Capitalizables
Gastos de SEDE PEP
El costo programado integral se define como el monto total de la
intervención, incluyendo costos directos e indirectos.
Qué son Costos Directos
Equipo. Son atribuidos a las actividades que se ejecutan durante el desmontaje, traslado, montaje y operaciones de equipo en una intervención
a pozo.
Material. Son los principales recursos que se usan en la intervención al
pozo; éstos se transforman en bienes terminados con la ayuda de la mano
de obra y los servicios de apoyo al equipo.
Mano de obra. Es el esfuerzo físico o mental empleado en una intervención al pozo, del personal directamente involucrado en la intervención (tripulación de equipo).
Logística. Es el suministro de materiales, fluidos, personal, hasta actividades como compra, transporte, almacenaje, organización y la planifica-
Servicios. Son los servicios de apoyo para que las operaciones de la
intervención sean exitosas.
Entre otros servicios, se ofrecen:
cementaciones, fracturamientos,
registros, operaciones con cable,
arrendamientos de equipos y herramientas, seguridad.
Qué son los Costos Indirectos
Combustible y Lubricantes
Costos
Indirectos
ción de estas actividades, desde el
punto de origen hasta el punto de
consumo.
Son aquellos gastos comunes a
muchas intervenciones y, por tanto, no son directamente aplicables
a un pozo o área. Usualmente, los
costos indirectos se cargan a intervenciones de pozos con base
en técnicas de asignación. A continuación se enuncian algunos de
los costos indirectos aplicables a la
intervención del pozo.
Costo financiero. Financiamientos
obtenidos para obras en construcción, perforación de pozos o liquidación de pasivos. Toman como
base el ejercicio del presupuesto
devengado. El responsable es
PEP Sede.
Gastos corporativos. Importes facturados por el Corporativo a PEP,
según informe de la Subgerencia
de Costos y Activos Fijos, y presupuesto autorizado.
Gastos de PEP Sede. Importes
erogados de las cuentas de gastos
de administración de PEP sede.
Gastos de Sede, Divisiones y
Unidades Operativas de Perforación. Importes erogados en
los proyectos de administración (elementos PEP)
en la UPMP.
Reserva laboral. La cuota de pasivo laboral asignada por el corporativo a PEP. La Subgerencia de
Costos y Activos Fijos los distribuye a los centros de
trabajo de acuerdo al número de plazas.
Telecomunicaciones. Importes facturados por el
Corporativo a PEP por centro de trabajo, según informe de la Subgerencia de Costos y Activos Fijos.
Seguros y fianzas. Facturación por concepto de seguros y fianzas recibidos por el Corporativo.
Servicio médico. Importes facturados por el Corpo-
rativo a PEP, según informe de la Subgerencia de
Costos y Activos Fijos, y plantilla (plazas) de trabajadores de PEP y UPMP.
Costos Programados Registrados en SAP/R3
El jefe de diseño y el cliente de UPMP, seleccionan
y autorizan el escenario ideal del costo programado
de la intervención al pozo.
Este documento, denominado costo programado de
intervención a pozo, es capturado en el Sistema de
Aplicaciones y Procesos (SAP/R3), generando la
evidencia documental correspondiente, y en este
momento se da por FINALIZADO el proceso de
costos programados de intervenciones a pozos.
Costos Indirectos
INDIRECTOS CONTROLABLES
Gastos Unidad
Gastos SERAP División
Gastos SERAP Unidad
ESTADÍSTICOS
Mano de Obra Indirecta
Gastos UPMP
Depreciación Ociosa
INDIRECTOS NO CONTROLABLES
Telecom
Servicio Médico
Seguros y Fianzas
OTROS GASTOS INDIRECTOS
PEP
Reserva Laboral
Corporativo
Costo Financiero
La información acerca de los
diversos tipos de costos y sus
patrones de comportamiento es
vital para la toma de decisiones
en los activos de PEP.
Epitacio Solís Fuentes, Alejandra Hernández Hernández, Víctor Arreola Morales, Manuel
Orejel Alvaro, Carlos H. González Ramírez. Unidad Operativa Suroeste, Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos, D.M.
Introducción
En los pozos de la Región Marina Suroeste,
la perforación de la etapa de 8 ½” (que normalmente comprende el Paleoceno Inferior
(PI), Brecha – Cretácico Superior (BTPKS),
Cretácico Medio (KM), Cretácico Inferior (KI)
y Jurásico Superior Tithoniano (JST)), es
históricamente la más complicada, debido a
su compleja litología. El PI es una secuencia de lutitas plásticas, con intercalaciones
de mudstone; el Cretácico es una secuencia de calizas, que varía desde mudstone
a wackestone fracturados, con diferentes
texturas, intercaladas con bentonita (10
a 30%) y pedernal (5 a 10%), y muchas
veces presenta trazas de asfaltenos. Por
su parte, el JST es una sucesión de lutitas
negras bituminosas.
La manera tradicional de perforar la etapa de 8 ½” es usando barrenas tricónicas
IADC 447 y 517, las cuales han permitido
perforar con buenos ROP; sin embargo, la vida útil de estas barrenas
es limitada. En la práctica, la vida
útil de las barrenas tricónicas de
8 ½” es de 350,000 revoluciones, perforando en rocas con resistencia a la compresión
entre 15 a 18 Kpsi. Esta es una medida de
seguridad, para evitar el desprendimiento
de alguno de los conos por falla en el sistema de rodamiento; sin embargo, esta
práctica obliga a realizar constantes viajes
para cambiar barrena, los cuales impactan
directamente en el tiempo y el costo de la
perforación de los pozos.
Por muchos años, el uso de las barrenas
impregnadas se había limitado a la perforación de rocas extra duras y abrasivas
(granitos, pedernal, tobas, etc.), con resistencias a la compresión por encima de los
22 Kpsi, y muchas veces se consideró como
una herramienta especial, “el último recurso”, para usarlas cuando todo lo demás ha
fallado. Sin embargo, en años recientes se
ha logrado un avance notable en la tecnología de barrenas impregnadas, y su uso se
ha difundido en la mayoría de las empresas
petroleras, aplicándolas con muy buenos
resultados en litologías complejas y heterogéneas, tales como arenas, lutitas, calizas,
etc. (Figura 1).
Figura 1. Ventana de aplicación de la barrena K503BPX.
Con base en tales antecedentes, y después de hacer un exhaustivo análisis de factibilidad técnicaeconómica, con el apoyo de algunas compañías de
servicio, se decidió el uso de una barrena impregnada de 8 ½”, K503BPX (Figura 2), de la línea Kinetic
de Smith, y un motor de fondo de altas RPM, de 6
¾”, relación 2:3.
La barrena seleccionada
La K503 es una barrena impregnada de nueva tecnología que, en su estructura de corte, maneja el
concepto híbrido, debido a que está constituida por
una matriz de carburo de tungsteno, impregnado
con una mezcla de granos de diamante natural y
sintético, distribuidos a razón de 160-190 scp, reforzada por insertos de diamante, prensados a baja
temperatura, y cortadores PDC localizados en la
zona del cono (Figura 3). La clasificación de los insertos de diamante y los cortadores PDC que se
utilizaron son IADC 447 y 517.
Considerando la caída de presión que se tiene con
el motor de fondo, las barrenas impregnadas fueron
diseñadas con una TFA fija de 1.5”–2”. La apertura
de los canales de desalojo de recortes siguen un
diseño de flujo radial, de anchura considerable respecto a las barrenas de diamantes convencionales
(Figura 4).
ESPECIFICACIONES
Cortadores de la cara
(5) 9mm
Cilindros GHI
(42) 13mm
Hidráulica
0.5 - 1.5 TFA
Tipo de conexión
4-1/2" API Reg.
Área de desalojo
(JSA)
6.9 pulg
2
Calibre
Longitud
Protección
Opcional
Cortadores PDC, Insertos TSP y
Carburo de Tungsteno
Longitud de conexión
Sin Piñón
Con Piñón
11.7”
15.96
Cuello de pesca
Diámetro 6.0”
Figura 2. Barrena K503 BPX, IADC M842
Longitud 4.2”
11
Partes de la Barrena
Corona
Ranura de
desalojo
Segmentos
Impregnados
Calibre de
diamente
Insertos
del calibre
Varios materiales involucrados
Cortadores PDC
GHI (Insertos Grit Hot Pressed)
Tipos de diamante
Componentes de carburo
Fundido
Espiga
Soldado
Material impregnado fundido
Tipos de diamante
Componentes de carburo
Ranura de
conexión
Conexión
API
Figura 3. Descripción de las partes de la barrena.
12
ARREGLO DE FONDO
No.
Cantidad
1
1
BNA K5035PX-M842
Descripción
8 1/2 ”
OD
2
1
DHM-AXP675M2380
6 3/4 ”
3
1
ESTAB. 6/4” X 8 3/8”
4
1
VAL.C/P
5
1
6
ID
LONGITUD
TOTAL
0.29 m
0.29 m
5 1/2 ”
8.87 m
9.16 m
6 3/4 ”
2 13/16 ”
2.12 m
11.28 m
6 3/4 ”
2 13/16 ”
1.10 m
12.38 m
6 3/4”-MWD-SLIM PULSE
6 3/4 ”
3 22/25 ”
10.62 m
23.00 m
1
ESTAB. 6/4” X 8 3/8”
6 3/4 ”
2 13/16 ”
1.69 m
24.69 m
7
1
DC MONEL
6 3/4 ”
2 1/4 ”
9.39 m
8
9
10
11
3
9
1
12
DC HELICOIDAL
6 3/4 ”
2 1/4 ”
26.76 m
60.83 m
HWDP
MARTILLO
HWDP
5
“
6 1/2 “
5
“
84.24 m
9.15 m
112.32 m
145.07 m
154.22 m
266.54 m
3
“
2 3/4 ”
3
“
34.07 m
GRADO DE DESGASTE
1 - 1 - WT - A - XXX - IN - LM - TD
Figura 4. Hidráulica con flujo radial.
Las barrenas impregnadas están
diseñadas para que su acción de
corte sea de tipo arado y trituración
(Figura 5). Se requiere considerar
siempre en el diseño del ensamble
de fondo, una turbina o un motor de
fondo de altas RPM, para aplicar a
la barrena un mínimo de 600 RPM
y que el ROP de la barrena sea el
óptimo.
Estrategia Operacional
Detalles de la aplicación en la
sección 8 ½” (pozo Manik 15)
Con base en los antecedentes del
campo Manik y la referencia del
pozo Manik 1, en cuya etapa de 8
½” se utilizaron 8 barrenas, tanto
tricónicas como PDC (Tabla 1), se
decidió usar la barrena impregnada K503 Smith en el pozo Manik
Figua 5. Mecanismo de corte de las barrenas de diamante.
Figura 6. Fotos de la barrena a la salida del pozo Manik 15.
15, para perforar desde los 3,632 m hasta 3,940 m de profundidad. Se
perforaron 308 m en 176.55 horas, para un ROP de 1.74 m/hr..En esta
aplicación se utilizó lodo polimérico de alta temperatura de 1.27 gr/cm3. Las
condiciones de operación fueron PSB 6-10 ton, RPM 580-680, gasto 480520 gpm, torque 350-400 amps, presión de bomba 3,500-3,700 psi. Se
perforaron las formaciones KS, KM, KI y JST. La barrena fue evaluada en
el campo 1-1-WT–A–X–IN–LM–TD (Figura 6).
Análisis de costos, sección 8 ½”, pozo (Manik 15)
El ahorro en la perforación de la sección de 8 ½” se calcula con base
en el costo diario de la plataforma de perforación ($3,100 USD/hr). Considerando un tiempo de viaje de 300 m/hr, el ahorro obtenido en esta
sección (utilizando barrena impregnada y motor de altas RPM) con respecto a los pozos de referencia es de $520,800 USD).
Tipo
Barrena
Prof
Salida
Metros
Perforados
Horas
Efectivas
ROP
mt/hr
F2
3,396
43
9.01
4.8
ATMP11
3,510
114
37.24
3.1
F2
3,619
85
38.26
2.2
F2
3,695
76
40.53
1.9
M16PX
3,710
6
3.59
1.7
F2
3,750
40
21.12
1.9
F2
3,846
87
50.13
1.7
F2
3,869
23
21.24
1.1
474
221.12
2.1
Rendimiento Promedio
Tabla 1. Récord de barrenas 8 1/2” de Manik 1.
13
Detalles de la aplicación, sección de 8 ½” (pozo Ixtal 23)
ARREGLO DE FONDO
Por los buenos resultados obtenidos en Manik, se consideró conveniente usar la K503 en el pozo
Ixtal 23, que tiene como antecedente el pozo Ixtal 2, donde se
logró el mejor récord del campo,
su etapa de 8 ½” se perforó con 4
barrenas (Tabla 2).
La corrida se inició a la profundidad de 3,488 m hasta llegar a los
3,880 m. Se perforaron 392 m en
184.43 horas, para un ROP promedio de 2.13 m/hr. La aplicación se
realizó con lodo polimérico de alta
temperatura de 1.26-1.44 gr/cm3.
Las condiciones de operación
fueron PSB 6-10 ton, RPM 500600, gasto 400-550 gpm, torque
450-500 amps, presión de bomba
3000-3500 psi. Se perforaron las
formaciones PS, PI, BTPKS, KM,
KI, JST. La barrena fue evaluada
en campo 2-2-WT-A-X-IN-LM–TD
(Figura 7).
Análisis de costos, sección 8
½”, pozo (Ixtal 23)
El ahorro que se obtuvo usando la K503 y motor de fondo de
altas RPM, tan sólo en tiempo
de viajes para cambio de barrenas, fue de 4.31 días. Conside-
No.
Cantidad
OD
ID
1
1
BNA 8.5 K5038PX
Descripción
8 1/2 ”
3
“
0.28 m
0.28 m
2
1
Motor de 6 3/4 “ Estab 8 3/8 ”
6 3/4 ”
5 1/2 ”
8.88 m
9.16 m
3
1
VPC 6.75”
6 3/4 ”
2 1/2 ”
0.94 m
10.10 m
4
1
ESTAB. 8 3/8”
6 3/4 ”
2 1/2 ”
1.66 m
11.76 m
5
1
DC MONEL
6 3/4 ”
3 22/25 ”
10.74 m
22.50 m
6
3
DRILL COLLAR
6 1/2 ”
2 1/2 ”
27.59 m
50.09 m
7
9
HWDP
5
3
83.23 m
133.32 m
8
9
1
6
MARTILLO 6 1/2”
6 1/2 ”
2 1/2 ”
9.14 m
142.46 m
HWDP
5
3
55.94 m
198.40 m
“
“
“
TOTAL
GRADO DE DESGASTE
2 - 2 - WT - A - X - IN - LM - TD
Figura 7. Fotos de la barrena a la salida del pozo Ixtal 23.
rando el costo de la plataforma
que perforó este pozo ($2,083
USD/hr), se tiene un ahorro de
$215,000 USD.
Conclusiones
Con base en estas dos aplicaciones de la barrena impregnada
de 8 ½” y motor de altas revoluciones, corridas en lodos base
agua, se concluye que es una
excelente área de oportunidad
para reducir tiempos y costos
Tipo
Barrena
Prof
Salida
Metros
Perforados
Horas
Efectivas
ROP
mt/hr
DSX72HG
3,650
163
69.42
2.3
D44
3,695
39
31.38
1.2
D51M
3,825
130
70.02
1.9
D44
3,926
Rendimiento Promedio
”
LONGITUD
101
62.62
1.6
433
233.43
1.9
de los pozos de los campos que
presenten litología similar a los
campos Manik e Ixtal.
Los retos futuros
Si bien el uso de barrenas de
diamante de nueva tecnología se
vislumbra como una forma eficaz
de reducir tiempos y costos en la
perforación de la etapa que comprende los cretácicos, existe una
brecha para que se considere
una solución total; pues, tanto en
el campo Ixtal como en el Manik,
los resultados fueron excelentes.
Sin embargo, se tiene que seguir trabajando para aplicarla en
pozos con mayor profundidad,
a temperaturas más altas, que
presenten mayor porcentaje de
pedernal y que, por sus características, se tengan que perforar
con fluidos base aceite.
Tabla 2. Récord de barrenas 8 ½” de Ixtal 2.
14
Aplicación
de la Tecnología de Empacadores
Hinchables Swellpacker
Ing. Victor Manuel López Solís, Unidad Operativa Poza Rica; Ing. Fernando Siles
Coria, Gerencia de Ingeniería y Tecnología, Sede, Ing. Oscar Govea Salazar,
Operación de Pozos, Cerro Azul; Ing. Denar Flores Soruco, Halliburton.
Introducción
El pozo Temapache 205 direccional fue perforado
por el equipo 7000, de la UOPR (Poza Rica-Altamira), en 32.85 días (la meta eran 10.96 días), del 28
de febrero al 2 de abril de 2006 a la profundidad de
881 m. Este incumplimiento se debió a la presencia
de gasificaciones y pérdida de fluido de control durante la última etapa del agujero descubierto, de 826
a 881 m (Figura 1).
Después de analizar la problemática, el equipo de
ingenieros especialistas determinó aislar la zona del
casquete de gas y hacer producir el pozo en la zona
de aceite utilizando la tecnología Swellpacker de la
compañía Halliburton, la cual consiste en dos empacadores hinchables con hidrocarburos.
Desarrollo
El pozo Temapache 205 direccional se perforó y cementó, con el arreglo de tuberías de revestimiento,
hasta la profundidad de 881 m (Tabla 1), terminán-
dolo en agujero descubierto. Durante la perforación
de la última etapa, en las formaciones cretácico superior (KS) y cretácico El Abra (KLA), se presentaron zonas de pérdida por debajo del casquete de
gas, lo que complicó la perforación hasta el objetivo.
Esta problemática provocó una demora de 21.89
días para la entrega del pozo (Figura 2 y Tabla 2).
ACTIVO INTEGRAL POZA RICA - ALTAMIRA
TEMAPACHE 205 *(DES)(T)(D) PROX. MOV. TEMAPACHE 206 PERF.
EQ - 7000 (PETROLEOS MEXICANOS)
REGION NORTE
Equipos Ant.: 402
Programa Perforación: 10.96 Días
I.P.:28/02/2006 T.P.:02/04/2006 32.85 Días
9.75 Días
0
50
100
13 3/8” 111(1.16)PIN
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
150
P 200
R 250
O 300
F 350
U 400
N
450
D
500
I
D 550
A 600
D 650
9 5/8”312(0)
114 C/BNA 12 1/4, PERDIDA DE 15 A 30M, C/17 1/2 AMPLIO AGUGERO(1)
312 FALLAS EQ. SURVEY (H.B.). WT-26. REPASO 218 A 312M. [email protected](1)
843 PERF@843 M. Y OBS GASIF. C/1.06 GR/CC. Y OBS PERD. CONTROLA(3)
843 POZO CERRADO POR CONFLICTO CAMPESINO(6)
843 PERF@843 M. Y OBS GASIF. C/1.06 GR/CC. Y OBS PERD. CONTROLA(8)
843 BAJA TP FRANCA Y COLOCAR T (C CIMA REAL 620 M(1)
843 INSTALO SISTEMA PARA PERF. BAJO BALANC. (WEATHERFORD)(1)
843 CONTROLA PERDIDA DE CIRCULACION EN LA PT DEL POZO(2)
700
750
7“826(1.39)PIN
800
850
921
Programa
4
Real
8
Lim. Tec.
12
16
20
DIAS
24
28
32
OPER: RECUPERO SONDA DE MEMORIA A SUPERFICIE. TOMO MUESTRA PVT.
36
41
LODO: 1.08 x 40 SALM
PROG: POZO A CARGO DE PRODUCCIÓN.
PROF. TOT. 881 (11) ACTUALIZACIÓN 24/04/2006
Figura 1. Gráfica de avance profundidad vs tiempo.
15
Prof.
Diámetro de
(m)
barrena (pg)
11 12-1/4” PDC
11 17-1/2” tricónica
111 312
312830
826881
12-1/4” PDC
sarta navegable
8-1/2” PDC,
sarta navegable
5-7/8” PDC sarta
direccional
Tubería de
revestimiento
Agujero piloto
13-3/8”,J55,
61l/p
61
Lb/ft
, 9-5/8”, J55,
Prof.
(m)
11
Densidad
Lodo
(g/cm3)
111
Bentonítico
1.10
312
Bentonítico
1.10
7”, N80,
826
P. inhibido
1.15-1.34
Agujero
descubierto
881
Salmuera
cálcica
1.06-1.12
36 Lb/ft
29 Lb/ft
Tabla 1. Resumen del estado mecánico durante la perforación.
REGION NORTE
TEMAPACHE 205 *(DES)
PERFORACION
PROG.
DISPO
13 3/8”m
110m
PROX. MOV. TEMAPACHE 206 PERF.
EQ. 7000 (PETROLEOS MEXICANOS) ACTIVO INTEGRAL POZA RICA - ALTAMIRA
REAL
111m
AFL 0
Equipos Ant. 402
P
312m
13 3/8”m
PI 134
9 5/8”m EGY 311
P
R
O
57/8”m
826m
7”
881m
57/8”m
PINH
250
F
300
350
400
PINH
VS 601
D
600
A
650
D
700
500
550
750
800
KSU 858
KLA 875
P.T. 881
850
881 0.78
FAPX
SALM
.88
.98
1.08
1.18
1.28
1.38
FAPX
1.49
DENSIDAD
Figura 2. Gráfica densidad vs profundidad.
Profundidad
desarrollada
(m)
Profundidad
vertical
(m)
150
179
292
328
0
580
635
748
808
149.99
178.92
290.09
325.23
431.00
555.86
603.57
700.67
771.63
Angulo
2°30
5°29
12°2
13°10
22°32
29°27
31°3
30°24
30°15
Debido a que la normatividad vigente para el anclaje
de empacadores exige escariar la TR a la profundidad
de anclaje, Baker Oil Tools exigió el acondicionamiento
de la TR para garantizar el anclaje y el aislamiento del
elemento de empaque. Por tal motivo, al efectuarlo se
tenía el pronóstico de que se lavara el tapón de sal de
apoyo y se indujera la pérdida de lodo. Por lo anterior,
se decidió utilizar dos empacadores SwellPacker de 3
1/2” x 5 3/4” x 3”, para empacar en agujero descubierto
y en la TR de 7”.
Descripción de la tecnología Swellpacker
450
D
VI 722
7”
200
N
PINH
BENT
150
E 464
VM 665
881m
100
U
I
830m
BENT
50
ECH 251
9 5/8”m
313m
0
0
empacador convencional en la TR de 7” (Baker, modelo
L-SET), 26 lb/ft, para aislar el casquete de gas y el espacio anular, además de comunicar la zona productora de
aceite a la superficie.
Rumb o
SW
Desplazamiento
(m)
66.53
76.3
76.3
83.2
85.31
88.34
88.12
84.42
86.4
0.45
2.19
20.84
29.89
64.59
128.75
156.07
213.8
254.89
Tabla 2. Direccional del pozo Temapache 205.
Durante la última etapa, se perforaron 55 m con barrena de 5 7/8” y sarta direccional, atravesando las formaciones KS y KLA, donde se presentó pérdida de fluido
por debajo del casquete de gas. Con dificultades para
controlarla, se utilizó el equipo bajo balance y se inyectaron grandes cantidades de baches de bentonita con
obturantes y sellos automáticos, sin tener éxito. Posteriormente, se colocó un tapón de sal de apoyo, de 784
a 836 m, para introducir el aparejo de producción.
Inicialmente, se había programado utilizar un empacador Swellpacker de 3 1/2” x 5 3/4” x 3”, en agujero descubierto, para aislar el contacto gas-aceite, y anclar un
Es un sistema de empacador hinchable, que es aplicado para aislar tuberías de revestimiento, aislar zonas
indeseables en agujero descubierto y obturar espacios
de canalizaciones en cementaciones de tubería de revestimiento. Sus componentes constan de las siguientes partes (Figura 3):
• Tubería de producción.
• Elastómero vulcanizado.
• Anillos protectores.
• Recubrimiento para alta temperatura.
Las características fundamentales se enlistan a continuación:
• El empacador se hincha o expande al contacto con
el hidrocarburo.
• Provee un sello de presión efectivo.
• Es adaptable a la geometría del pozo.
• Posee larga duración de aislamiento.
• No requiere de mantenimiento.
Algunos aspectos técnicos de relevancia de este empacador, en comparación con los empacadores convencionales son:
a) La temperatura de operación. Se tienen casos históricos registrados en pozos con temperaturas mayores
a 100 °C a nivel internacional.
b) La fuerza ejercida sobre el tubo base durante el hinchamiento. En el artículo técnico de la SPE No. 78312,
se muestra que la fuerza es baja. La presión contenida
Figura 3. Componentes del empacador hinchable Swellpacker
16
Tubería estándar
en el empacador, llamada presión de hinchamiento, es
aproximadamente 30-50 psi. El elastómero o hule atrae
las moléculas de hidrocarburo dentro de su estructura.
Esta atracción crea una fuerza, que es la presión de
hinchamiento. Esta fuerza es un evento independiente
de la presión del pozo. La fuerza generada entre las
moléculas cuando se atraen varía. Algunas se atraen
anulando la presión, mientras que otras generan presión de 30-50 psi, que es el caso del elastómero o hule
Swellpacker. Esto se demuestra en la prueba que está
registrada en el artículo mencionado. El hinchamiento
es un proceso físico-mecánico de absorción. Si la presión hidrostática es, por ejemplo, de 5000 psi, entonces la presión de los hules es de 5050 psi, por lo que la
presión de hinchamiento sólo aumenta 50 psi.
c) Envolvente del empacador. La envolvente de un empacador normal es definida como las cargas que soportan las cuñas, el mandril y los hules, sometiéndolos
a tensión y compresión. Como el Swellpacker no tiene
cuñas, la envolvente se determina a través de la fórmula de diferencial de presión x área de contacto x factor
de fricción. No existen gráficas de envolvente como las
de empacadores normales. Se calcula por empacador,
ya que generalmente los empacadores se construyen
para cada pozo con diferentes diámetros. Esta es una
tecnología emergente y se siguen realizando pruebas
en laboratorios para determinar las características de
los empacadores.
tiempo de operación:
• Se eliminó la actividad de escariar la TR y acondicionar el pozo para el anclaje del empacador.
• Durante la introducción del aparejo de producción,
se lavó el tapón de sal con circulación, se controló el
pozo con salmuera cálcica y se asentó la bola colgadora en el cabezal de producción para la instalación
del medio árbol de producción.
• Se eliminó la actividad de efectuar el ajuste del aparejo de producción, para el caso de utilizar unidades
selladoras multi-v.
• El pozo quedó produciendo por 8 mm, con un Q. neto
de 50 m3/día, Qg = 7500 m3/día, RGA = 150 m3/m3,
Ptp = 20 kg/cm2, verificando la efectividad del empacador Swellpacker en la formación. Cabe señalar que
los pozos vecinos fluyentes tienen una producción
similar.
Es importante señalar que, desde el día 9 de abril hasta el 18 de noviembre del 2006, el espacio anular se
mantuvo con una presión de gas de 72 kg/cm2. Se comentó el dato con personal de la UOPR y con personal
de la Cía. Halliburton, solicitando al Personal de Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación, Área
Cerro Azul, desfogar la presión en la TR, instalando un
By-Pass a la TP, se desfogó por etapas hasta alcanzar
una P= 4 kg/cm2. Al día siguiente se registró la presión
en la TR teniendo una P=4 kg/cm2, verificando el funcionamiento de los dos empacadores “Swellpacker”.
Terminación
El pozo Temapache 205 se terminó en agujero descubierto de 5 7/8” a 881 m, con TR corrida de 7” a 826
m, aparejo de producción de 2 7/8”. El tapón de sal
alcanzó la cima. El lavado fue de 784 m a 836 m. Se
observó pérdida total de circulación y se controló con
40 m3 de salmuera cálcica. Se introdujo estripeando
con cabeza rotatoria para realizar el asentamiento de
la bola colgadora en el cabezal de producción. El primer empacador quedó posicionado +/- 3 m por debajo
del contacto gas-aceite y el segundo 33 m arriba de la
zapata de 7” en el ajuste final (Figura 4).
Conclusión
110 mts
TR 13 3/8” 54.5 lb/ft J-55
312 mts
TR 9 5/8” 38 lb/ft J-55
TP 2 7/8” 6.4 lb/ft N-808 HRR
775.98 mts
Camisa deslizable 2 7/8” 6.4 lb/ft
785.54 mts
Nipple Asiento
787.08 mts
SwellPacker 3 1/5” x 5 3/4” x 3”
826 mts
TR 7” 26 lb/ft N-80
TP 3 1/2 9.2 lb/ft N-80 VAM TOP
859.44 mts
SwellPacker 3.5/5.75x3
Con la aplicación de la tecnología Swellpacker, se observaron las siguientes ventajas, que optimizaron el
SwellPacker 3 1/5” x 5 3/4” x 3”
881 mts
Figura 4. Estado mecánico de la terminación.
Elastómero Vulcanizdo
17
Anillos laterales
PROGRAMA DE DESARROLLO
PROFESIONAL TÉCNICO 2007
La misión de UPMP es “construir y mantener pozos para descubrir y producir hidrocarburos dentro de
un marco estricto de seguridad de su personal y sus instalaciones, en armonía con la comunidad y el
medio ambiente”. Para cumplirla, una de sus estrategias principales es que la organización cuente
con personal competente y capacitado.
Para tal efecto, con base en la evaluación de competencias de su personal técnico profesional, la
Coordinación de Incorporación de Tecnología y Administración del Capital Intelectual (CITACI), a
cargo del Ing. Ramón Peralta Méndez, de la Gerencia de Ingeniería y Tecnología (GIT),encabezada
por el Ing. Juan Alfredo Ríos Jiménez, elaboró un programa de capacitación y desarrollo profesional
(Tabla 1), que permitirá convertir a la UPMP en una organización de servicios especializados de clase
mundial por su alto desempeño.
Tabla 1.
Relación de eventos 2007
DESCRIPCIÓN
EVENTOS
PROGRAMADOS
CURSOS TECNICOS (NACIONALES)
22
FOROS NACIONALES Y EVENTOS INTERNACIONALES
10
DIPLOMADOS
18
TOTAL
50
El detalle se muestra en las siguientes tablas:
Tabla 2.
DIPLOMADOS 2007
EVENTO
PROGRAMACIÓN
1
Básico de Geomecánica (VCD)
15 de Enero al 9 de Febrero
2
Gestión de Tecnología del Mantenimiento
12 de Febrero al 2 de Marzo
3
Diseño de Pozos de Perforación y Mantenimiento (Ingría. y Diseño)
12 de Febrero al 4 de Mayo
4
Operación del Sistema
sistema Maxis
12 de Febrero al 4 de Mayo
5
Formación de Técnico
Té
de Perforación y Reparación de Pozos
26 de Febrero al 18 Mayo
6
Integridad Mecánica
12 al 30 de Marzo
7
Avanzado para Ingenieros de pozo
9 de Abril al 13 de Julio
8
Avanzado para Ingenieros de pozo
23 de Abril al 27 de Julio
9
Mantenimiento Maxis y Sondas
sondas de
de registro
Registro
7 de Mayo al 1 de Junio
10
Gestión de Administrativa del Mantenimiento
14 de Mayo al 1 de Junio
11
Diseño de Pozos de Perforación y Mantenimiento (Ingría. y Diseño)
21 de Mayo al 10 de Agosto
12
Operació de Herramientas de Registro de Imágenes
Operación
18 de Junio al 13 de Julio
13
Mantenimiento Mecánico
mecánico
9 al 27 de Julio
14
Disparos
23 de Julio al 10 de Agosto
15
Avanzado de Geomecánica (VCD)
6 al 31 de Agosto
16
Mantenimiento Eléctrico
eléctrico
3 al 21 de Septiembre
17
Mantenimiento Estructural
22 de Oct. al 9 de Nov.
18
Línea de Acero
29 de Oct. al 22 de Nov.
Tabla 3.
CURSOS TÉCNICOS NACIONALES 2007
EVENTO
PROGRAMACIÓN
1
Diseño y Selección
selección de Barrenas
barrenas
29 de Enero al 2 Febrero
2
Actualización, Diseño
diseño y Selección
selección del Medio
medio Árbol
árbol de Válvulas
válvulas
3
Aguas Profundas
profundas
5 al 9 de Febrero
4
Estimulación de Pozos
pozos
5 al 9 de Febrero
5
Fluidos e Hidráulica
hidráulica de Perforación
perforación y Control
control de
de sólidos
Sólidos
5 al 16 de Febrero
6
Perforación Exitosa
exitosa
19 al 23 de Febrero
7
Nuevas Técnicas de Tecnologías de Terminación de Pozos
5 al 9 de Marzo
8
Diseñ y Supervisión de los Trabajos con Equipo de Tubería Flexible
Diseño
12 al 16 de Marzo
9
Laboratorio de Cementaciones
9 al 13 de Abril
10
Pozos Horizontales,
horizontales, multilaterales
Multilaterales y de alcance
Alcance extendido
ExtendidoHP/HT
HP/HT
9 al 20 de Abril
11
Seguridad Radiológica para Personal Ocupacionalmente Expuesto
16 al 27 de Abril
12
Terminació y Reparación Exitosa de Pozos
Terminación
23 al 27 de Abril
13
Operaciones de Pesca
pesca con equipo
Equipo de
de tubería
Tuberíaflexible
Flexible
30 de Abril al 4 de Mayo
14
Diseño y Selección
selección de Herramientas
herramientas de
de molienda
Molienda y pesca
Pesca
21 al 25 de Mayo
15
Perforación Exitosa
4 al 8 de Junio
16
Diseño de Risers
risers plataformas
Plataformassemi-sumergibles
Semi - Sumergibles
11 al 15 de Junio
17
Supervisión de Operaciones
operaciones de
de cementaciones
Cementaciones
11 al 15 de Junio
18
Pozos Horizontales,
horizontales, multilaterales
Multilaterales y de alcance
Alcance extendido
ExtendidoHP/HT
HP/HT
2 al 13 de Julio
19
Técnicas para el Control
control de
de la
la producción
producción Agua
agua de
de formación
Formación
16 al 20 de Julio
20
Análisis de Riesgo
riesgo
20 al 24 de Agosto
21
Depresionados
Técnicas de Cementaciones
cementaciones en
en campos
Camposdepresionados
27 al 31 de Agosto
22
Fracturamiento Hidráulico
22 al 26 de Octubre
Tabla 4. FOROS NACIONALES Y EVENTOS INTERNACIONALES 2007
EVENTO
PROGRAMACIÓN
1
Modern Well Completion Seminar
2
Hydraulic Fracturing Technology Conference
29 al 31 de Enero
3
SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition
20 al 22 de Febrero
4
SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and
Exhibition
20 al 21 de Marzo
5
IADC/SPE Managed Pressure Drilling & Underbalanced Operations
28 al 29 de Marzo
6
Offshore Technologly Conference
30 Abril al 3 Mayo
7
9no. Foro de Intercambio de Experiencias Técnicas y Administrativas
14 de Junio
8
Congreso Internacional del Petróleo en México
28 al 30 de Junio
9
SPE Annual Techinical Conference and Exhibition
11 al 14 de Noviembre
10
Internacional Petroleum Technology Conference
4 al 6 de Diciembre
o
Para mayor información de los eventos, pueden contactarse con el
personal responsable:
SEDE:
Ing. Ramón Peralta Méndez.
Micro: (881) 21781, 21053, 21774 ó 21351
E-mail: [email protected], [email protected],
[email protected] ó [email protected]
DIVISIÓN MARINA:
Lic. Marisol Alegría García.
Micro: (801) 23475 ó 23371
E-mail: [email protected]
DIVISIÓN NORTE:
Ing. Fernando Rojas Mendoza.
Micro: (821) 32416, 33009
DIVISIÓN SUR:
Lic. María Elvia Rodríguez Jiménez.
Micro: (881) 24736
21
Perforación de
Pozos Petroleros
Colón Muñoz, J. Leonardo. Gerencia de Ingeniería y Tecnología. PEMEX. UPMP
Introducción
crítico de los casos.
En ocasiones, se tiene que suspender la perforación de un pozo por una interferencia magnética
en las lecturas de las herramientas direccionales,
hecho que incrementa los riesgos de colisionar
con las trayectorias de pozos cercanos. En otras
ocasiones, se han tenido que cerrar pozos (con la
consabida pérdida de producción) mientras se terminaba una etapa.
Esto puede ocurrir sobre todo cuando se perforan
varios pozos desde una misma localización (macroperas y plataformas marinas), aunque se ha tomado como una práctica colocar los pozos a una
distancia segura uno de otro. En este artículo se explica el origen de la interferencia magnética y las alternativas técnica y económicamente viables para evitarlo, ya sea haciendo nudge (cambio de dirección de la trayectoria del
pozo) o manteniendo el control direccional durante
la perforación horizontal o multilateral.
La distancia segura se basa en los conceptos
de precisión en el posicionamiento de pozos, del
existente y del nuevo a perforar. La interferencia
magnética requiere mucha precisión y exige el uso
de instrumentos giroscópicos de razón de cambio
El desarrollo de campos petroleros para explotar
los yacimientos se realiza mediante la perforación
de pozos nuevos, cercanos a los ya existentes, lo
que genera un ambiente magnético alrededor de
ellos.
Esto representa un riesgo para la seguridad de
la perforación. El riesgo real es colisionar con la
trayectoria de un pozo productor existente, con la
posibilidad de ocasionar un descontrol en el más
22
en
Ambiente
Magnético
(NSG, buscadores del norte verdadero).
con certeza.
La búsqueda de formas de reducir la exposición al
riesgo de colisión entre las trayectorias de dos pozos es una práctica difícil, pero esencial; la cuantificación del riesgo y la valoración de la información para reducirlo son aún más problemáticas. Un
factor fundamental para el análisis de riesgo es el
nivel de incertidumbre que perdura al momento de
tomar una decisión. Si se conociera con precisión
toda la información, no habría riesgo en la toma
de decisiones; pues, el resultado podría predecirse
Ambiente magnético
La tierra posee un campo magnético debido a
A. la composición de su núcleo relativamente rico
en hierro. Las líneas de fuerza asociadas a este
campo son horizontales en el ecuador, mientras
que en los polos se representan con líneas verticales. El ángulo de declinación es el formado
entre las líneas horizontales y las de la fuerza
magnética. Los polos de este campo magnético
cambian con el tiempo. La diferencia entre su
posición (i.e. norte magnético) y los polos geográficos (i.e. norte real) es conocido como declinación magnética. La distancia actualmente medida es de 1,000 millas. El ángulo de declinación
es tomado como el ángulo entre el componente
horizontal del campo magnético de la tierra y las
líneas de longitud. La fuerza del campo magnético es medida en micro Tesla (mT) y varía desde
30 mT en el ecuador hasta 60 mT en los polos.
En campos altamente desarrollados, el magneB. tismo se debe a la existencia de un gran número
de tuberías de acero que revisten el interior de
los pozos perforados en la zona, y, en algunos
casos, a la falta de planeación adecuada de las
trayectorias en los inicios del desarrollo de la
23
Eje Geomagnético
Eje de Rotación
Polo Norte Magnético
Polo Norte Geográfico
Ecuador
Magnético
S
N
Núcleo
Superficie
de la tierra
perforación en la zona. Durante el proceso de perforación, los componentes metálicos de la sarta se
magnetizan debido al campo magnético de la tierra.
Este magnetismo inducido influye en las herramientas de evaluación (survey) magnéticas, por lo que
deben resguardarse con protección antimagnética.
El tamaño de estas fundas de protección magnética
depende de los siguientes factores:
Dirección del agujero en relación al norte magnético o al sur (inclinación del agujero).
Fuerza del campo magnético del acero magnetizado de la sarta de perforación por encima y por
debajo del mecanismo sensor.
Locación geográfica (relativa al ángulo de inclinación).
Error magnético de interferencia
La lectura del azimut es afectada por el error magnético de interferencia causado por el acero de los lastrabarrenas antimagnéticos (NMDC), de la sección
del aparejo de fondo (BHA), el cual es influido por
el campo magnético de la tierra. Para que la interferencia magnética sea menor a 0.25°, una práctica
general es utilizar lastrabarrenas antimagnéticos.
Para lograr esto, generalmente debe utilizarse de 2
a 3 NMDC´s con la herramienta de medición que se
haya seleccionado (MWD, GWD, etc.). El error real
de azimut no puede predecirse con exactitud, pero
se incrementa con la inclinación y es más cercano
hacia el este o el oeste.
Para compensar la longitud reducida de los lastraba-
24
rrenas antimagnéticos, la mayoría de las compañías
de servicio ofrecen un procedimiento de corrección
de azimut para aumentar la exactitud de las mediciones magnéticas. Estos algoritmos de corrección
deben reducir el error por azimut a 0.25°, pero no
son aplicables en cada instancia. Por encima de 70°
de inclinación, dentro de 30° al este u oeste, no se
deben utilizar. Para realizar estos ajustes se requiere conocer a detalle los parámetros locales del campo magnético de la tierra.
La malla del sistemas de coordenadas utilizadas en México de acuerdo al *INEGI
es el NAD-27 en Zonas 15,por
15, porello
ellotodos
todoslos
losproyectos
proyectosdireccionales
direccionalesdeberán
deberán
considerar esta referencia.
*INEGI.- Instituto Nacional de Geografía y Estadistica
Report Date: August 13, 2006
Client: Pemex
Field:
Well:
Borehole:
UWI/API:
Survey Name/Date:
Total/ AHD / DDI / ERD ratio:
A- 101
A- 101
A- 101
A- 101
A- 101/ August, 2009
61.168° / 205.49 m/ 4.617/ 0045
Grid Coordinate System: NAD27 UTM Zone 15N
Location Lat/Long: N1826 2.598, W93 16 46.431
Location Grid N/E Y/X: N2038109.000 m, E 470477.320 m
Grid Convergence Angle: -0.08840249°
Grid Scale Factor: 0.99961078
Estos parámetros se obtienen de los modelos
geomagnéticos de IGRF o BGGM. Si el valor del
campo magnético local difiere de los valores predichos, los procedimientos de corrección de azimut
pueden introducir errores en vez de removerlos.
El modelo geomagnético BGGM es el más preciso y
por ello se aplica en los proyectos direccionales de
la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos
(UPMP).
Con base en las comparaciones magnéticas y el
giroscopio, el grado de interferencia de la sarta de
perforación se ha determinado en 0.75°. Esto es lo
mismo que los valores comúnmente usados por las
compañías de servicio (standard de MWD), pero
significativamente mayor que 0.25° del modelo optimizado EMS. Cuando se utiliza la referencia de
campo, una buena estimación de los valores locales
de los parámetros del campo magnético de la tierra
ayuda a incrementar la exactitud de la corrección
del azimut magnético; pero, lamentablemente, hoy
día éstas no son cuantificables.
Interferencia magnetismo
de la tierra
Distribución
magnética
Afectan hasta en 85 % la lectura de
las herramientas direccionales
Interferencia magnética
del aparejo de fondo
Cuando la sarta de perforación se magnetiza, los
dos extremos se convierten en los polos magnéticos de la sarta. En el hemisferio norte, el polo norte
es el extremo de la sarta que se encuentra dentro
del agujero. La interferencia magnética varía de
forma inversa con el cuadrado de la distancia entre
la fuente y el sensor/brújula. La fuerza de los polos
magnéticos depende de los componentes individuales del acero de la sarta de perforación. Grindrod y
Wolf, en 1983, presentaron valores para el campo
magnético de cuatro diferentes ensambles. Estos
valores generalizados son:
Componente unidades electro-magnéticos
Parte superior de la sarta de perforación
300 EMU
Barrena, motores de lodo y un substituto curvo
2500 EMU
Barrena, estabilizadores, ensamble corto
200 EMU
Barrena y estabilizador
500 EMU
Combinaciones
250 EMU
La fuerza del polo es medida en unidades electromagnéticas (EMU) y puede calcularse con un método analítico.
Debido al efecto adverso que tiene el ambiente
magnético durante la perforación, es necesario que
los sensores magnéticos se coloquen dentro de lastrabarrenas no magnéticos, para minimizar los efectos de la interferencia derivados del magnetismo
inducido en la sarta de perforación, y para prevenir
cualquier distorsión del campo magnético terrestre
en la cercanía de los sensores.
La composición de los lastra barrenas no magnéticos es regularmente una de las siguientes:
1. Moneles en aleación de 30% cobre y 65% níquel
2. Acero cromo/níquel compuesto de 18% cromo y
13% níquel
3. Acero austenítico (aleación de hierro en forma
cristalizada) a partir de cromo y manganeso (>18% Mn).
4. Aleación de bronce a partir de cobre y berilio
Los moneles y la aleación berilio-cobre son costosas, pero resistentes a la corrosión. El acero austenítico es el más común, pero es susceptible a la
corrosión en ambientes altamente salinos. El acero
cromo/níquel tiende a corroerse, causando daño al
enroscado.
El número de lastrabarrenas no magnéticos y la posición del sensor/brújula dependen de la inclinación
del hueco perforado, el azimutal y la localización
geográfica. Alternativamente, los datos obtenidos
pueden ser corregidos por la interferencia magnética de la sarta de perforación usando el software
“Compass”.
La trayectoria está representada en forma imperfecta por las mediciones direccionales y los cálculos
de los mismos. Como los instrumentos de medición
direccional no son 100% exactos, pueden ocurrir
errores en el cálculo de la trayectoria.
La incertidumbre sobre la trayectoria del pozo es
calculada por los modelos de error de todas y cada
25
una de las herramientas utilizadas, y proporciona la mínima distancia para detenerse y prevenir la colisión entre
las trayectorias de los pozos. La estimación de la incertidumbre abarca rangos que van desde reglas de dedo
hasta estrictos métodos analíticos y estadísticos.
El modelo geomagnético oficial en México de acuerdo al *INEGI es el BGGM
para 2006, por ello todos los proyectos direccionales deberán considerar
esta referencia. *INEGI Instituto Nacional de Geografía y Estadística
Survey / DLS Computation Method: Minimum Curvature / Lubinski
Vertical Section Azimuth: 292.960*
Vertical Section Origin: N 0.000 m, E 0.000 m
TVD Reference Datum: Rotary Table
TVD Reference Elevation: 0.1 m relative to MSL
Sea Bed/Ground Level Elevation: 0.100 m relative to MSL
Cuando las comparaciones se hicieron con información de
campo, este modelo de error sistemático dio más medidas
reales de elipses que el modelo aleatorio de error. El modelo
de Wolff y de Wardt actualmente se usa en la industria como
norma para calcular una posición incierta.
Como las compañías han implementado el modelo en distintas
formas, han obtenido diferentes resultados.
Los métodos para calcular una posición de incertidumbre
de trayectorias direccionales están constantemente en desarrollo. Varios estudios de compañías tienen sus propios
modelos específicos para sus herramientas direccionales y
MWD.
Magnetic Declination: 3.443°
Total Field Strength: 41025.614 nT
Información de superficie
Magnetic Dip: 47.346°
Declination Date: August 10, 2006
Cromatografia de gas
Ritmo de penetración
Magnetic Declination Model: BGGM 2006
Profundidad
North Reference: True North
Total Corr Mag North True North: +3.443°
Gasto de Bombas
RPM
Local Coordinates Referenced To: Well Head
Resistividad
Torque
Datos direccionales
(from An adrill, 1984b)
Un análisis de incertidumbre/errores de un registro es
un estudio que considera el efecto de todos los errores
de medición más significativos. Generalmente se lleva a
cabo en la fase de planeación de un pozo a perforar, de
acuerdo con las tolerancias establecidas o de acuerdo
a un cuerpo de incertidumbre alrededor de un pozo perforado, para cumplir con las medidas de seguridad necesarias. El primer caso es una predicción de precisión
típica, mientras que la segunda es una estimación de la
precisión. El esquema en que se realizan es comúnmente referido como modelo de error.
Instrumentos
en el pozo
Rayos Gama
Peso sobre barrena
Temperatura
Modelos de error de la herramienta direccional
Desde que se inició la perforación de pozos direccionales, los estudios realizados en el mismo pozo dieron diferentes trayectorias. Para cuantificar estas diferencias, se
han producido numerosos modelos matemáticos de errores de la herramienta direccional. El más reciente fue en
1969, cuando Walstrom y colaboradores introdujeron una
elipse de posición incierta basada en los errores aleatorios para las medidas de la herramienta direccional.
Cuando los resultados de este modelo se compararon con
diferencias actuales encontradas entre las desviaciones,
se encontró todavía una gran e incontable diferencia en
posición. En 1979, Wolff y de Wardt introdujeron una elipse de posición incierta que estaba basada en un modelo
sistemático de error de la herramienta direccional. En este
modelo, los errores de una estación de estudio al siguiente
se asumieron como constantes y no se cancelaron, como
se hacía en el modelo aleatorio.
26
Predecir la incertidumbre en la trayectoria del pozo es
fundamental para la seguridad y diseño del pozo (seguridad-costo efectivo).
1. Seguridad. Evitar colisiones y políticas estrictas para
perforar en ambientes magnéticos.
2. Costos. Riesgo potencial de interferir con uno o más
pozos, requiriendo tomar decisiones sobre el pozo en
perforación o restricción de la producción en pozos
adyacentes. Los factores de decisión son los cálculos
anticolisión entre los pozos involucrados.
Para optimizar en el desarrollo de campo los proyectos de pozos múltiples, se requiere determinar la mejor
localización para asentar el centro de perforación. De
Proyeción del Radius en un Error de Elipsoide de la Incertidumbre
en el Plano del Centro a Centro
Elipsoide de la Incertidumbre
del Pozo Actual
Elipsoide de la Incertidumbre
del Pozo Referencia
R1
Menor
R1
Menor
C-C
o
Plan
R2
Major
Major
Factor de
=
Separación
Separación
de de
Centro
a Centro
Separación
Centro
a Centro
Radius
+ Radius
Radius
+ Radius
1
2
1
2
esta manera, los costos totales de perforación, terminación y mantenimiento de pozos, a través de su ciclo de
vida, disminuirán.
Debemos considerar que, una vez que la plataforma de
perforación ha sido fijada, y después de que se ha perforado el primer pozo, será posible perforar los pozos subsecuentes a partir de esta misma localización, dado que
una plataforma no puede ser movida fácilmente.
Conclusiones y recomendaciones
El control direccional de la trayectoria de un pozo nuevo
o una operación de reentrada, que se encuentra en una
zona influida por magnetismo, representa un gran reto,
por lo que se recomienda elaborar un plan de perforación
direccional y de registros que permita controlar la trayectoria del pozo y garantice el mínimo riesgo de colisión con
la trayectoria de un pozo adyacente.
Una planeación eficiente de la perforación direccional reduce el riego de colisión e incrementa la seguridad de las
operaciones de dos maneras:
rement while drilling), tales como instrumentos giroscópicos (GWD) y la herramienta de orientación direccional
sistemas MWD. Con el apoyo de esas herramientas, se
asegura la continuidad de la operación, evitando cierres
innecesarios de otros pozos, pérdidas de producción y,
sobre todo, se minimiza el riesgo de colisión entre pozos
vecinos.
Es indispensable conocer el error asociado a la inexactitud de la herramienta usada para tomar los registros
direccionales, y asegurar que las mediciones se encuentran dentro de los que tienen alto grado de certidumbre,
resultado que confirma que el objetivo de la perforación
ha sido alcanzado.
El mayor riesgo de colisión de pozos por interferencia
magnética se da en plataformas y macroperas desde
donde se perforan pozos múltiples. Es esencial prever
que las trayectorias de los pozos NO se intercepten, por
lo que los agujeros deben ser registrados para asegurar
que los pozos se perforen sin contratiempo.
Referencias
IHRDC-SIPM Notas perforación Direccional.
Manual técnico de diseño de pozos.- Landmark
Halliburton.
Manual técnico Compass.
Manual técnico y de operación Gyrodata.
Información geodésica INEGI.
Aplicaciones de Registros
Direccionales
Toma sencilla para control de verticalidad y
Anti/Collisión / MWD, Gyro y toma sencilla
Un pozo cercano representa un riesgo mayor si la posible colisión ocasiona daños catastróficos al personal y
al medio ambiente.
Representa un riesgo menor si los daños al personal
y al medio ambiente, en caso de colisión, pudieran ser
minimizados.
Una acertada evaluación del riesgo de colisión acentúa la
probabilidad de ésta, lo cual permite a los ingenieros realizar a tiempo la acción correctiva más adecuada. Para
realizar este análisis, es indispensable contar con registros giroscópicos de los pozos aledaños. Para obtener la
información de inclinación y el rumbo del pozo en tiempo
real, y facilitar las operaciones nudge, deben emplearse
herramientas de medición durante la perforación (measu-
27
Formación de Especialistas de
Alto Desempeño
Cursos Básico y Avanzado de Tubería Flexible en el Centro de
Entrenamiento Kellyville, Tulsa, Oklahoma.
José Luis Jiménez Castro, Gerencia de Ingeniería y Tecnología, UPMP Sede.
Introducción
La tubería flexible (TF) se ha
convertido en una herramienta
esencial en muchas operaciones
de intervención de pozos, porque
permite trabajar bajo presión en
condiciones fluyentes sin matar
el pozo, y bombear fluidos en
cualquier momento, independientemente de la posición dentro del pozo.
La TF resulta útil en operaciones
de limpieza de pozos, limpieza a
chorro con gases inertes o fluidos livianos, lavados ácidos de
los disparos, estimulación acida
o fracturamiento hidráulico, cementaciones, pescas y moliendas, perforación bajo balance,
etc.
La incorporación de líneas eléctricas, transmisión de datos o suministro de energía por el interior
de las sartas de TF, facilita la ad-
28
quisición de registros de pozos,
la perforación direccional y la
instalación de bombas eléctricas
sumergibles.
La utilización de TF en pozos más
profundos aumenta el peso de la
tubería, por lo que se requieren
tuberías y cabezales inyectores más resistentes, además de
fluidos mejorados. La TF es una
opción viable para responder a
muchas operaciones correctivas,
pero se requiere una planeación
detallada para garantizar la eficiencia y seguridad de los trabajos. Es por esto que la UPMP, a
través de la Gerencia de Ingeniería y Tecnología, programó estos
cursos para personal especialista en TF, logrando el objetivo de
actualizar y capacitar a sus especialistas al más alto nivel.
Origen y antecedentes
La Coordinación de Ingeniería
de Intervenciones a Pozos, de
la UPMP Sede, de la Gerencia
de Ingeniería y Tecnología, que
tienen como una de sus metas
“formar ingenieros especialistas
de alto desempeño en Sede,
diseñadores de alto nivel en División e ingenieros de pozo, así
como personal operativo que dirijan, supervisen y ejecuten con
alta eficiencia los programas en
pozo”, se dió a la tarea de cotactar a la Cia. Schlumberger, para
que se efectuaran dos cursos:
básico y avanzado de tubería
flexible en el centro de entrenamiento en Kellyville, Tulsa, Oklahoma, USA.
El centro de entrenamiento de
Kellyville cuenta con un área
para impartir la teoría, donde se
ve todo lo relacionado con la TF
y se muestran las nuevas tecnologías y otra área para prácticas
operativas de campo con una TF
instalada.
Objetivo
El objetivo de estos cursos fue de aumentar los conocimientos en TF, equipos, aplicaciones y limitaciones;
además de conocer la funcionalidad y beneficios de las nuevas tecnologías aplicadas, para adaptarlas a
nuestras necesidades de trabajo.
Curso básico de tubería flexible (4-8 de septiembre, 2006)
En este curso participaron 6 ingenieros y 3 supervisores de la UPMP (Fig. 1). El curso se efectuó en dos
etapas. En la primera se vio la manufactura y los componentes de la tubería flexible, operaciones, problemas, herramientas y accesorios. La segunda consistió en realizar prácticas operativas con la TF y visitas
al taller.
Personal participante en el curso básico de tubería flexible:
De pie: Ing. Arturo Córdova Pérez, Ing. Conrado Pérez Young, Ing. Josué Méndez Jerónimo, Ing. José
Luis Jiménez Castro, Ing. Luis Marcos Cárdenas Salazar, Juan Ochoa Castillo, Erick J. Marín Rodríguez,
Ingeniería de Perforación y Karla
Mantenimiento
de Pozos
D. González
Guerrero, Ing. Oscar Rivas (Schlum).
29
Strip Length S
tring OD
Este curso se recomienda para
operadores e ingenieros de diseño
que tienen trato directo con la TF.
Material Strength
d
Typical CT String
6,00 ft x 3/4-in.
50ft.
250ft.
4-1/2-in.
3/4-in.
1-in.
1-1/4-in.
15,000ft x 1.1/4-in.
1000ft.
1700ft
(Japanese) 3500ft
Continuous milling
process developed
1940
PLUTO
1960
1970
50,000 psi
Material Type
60,000 psi
1980
Low alloy carbon steel
1-1/2-in.
1-3/4, 2, 2-3/8-in.
2-7/8-in.
70,000 psi
1990
80,000 psi
90,000 psi
3-1/2, 4-1/2-in.
20,000ft x 1.1/2-in.
100,000 psi
2000
28,000ft x 2.3/8-in.
(Largest string 2003)
110,000 psi
120,000 psi
Stainless steel
Titanium
Composite material
Chrome alloy
Figura 2. Formación y evolución de la TF.
La Unidad básica de coiled tubing comprende:
•Cabeza Inyectora
•Carrete de Coiled tubing
•Power pack/ Unidad de Potencia
•Cabina de Control
•Equipo de control de pozo
Se realizó una práctica en el quipo
de TF que se encuentra instalado
en el centro de capacitación, lo que
permitió conocer los mecanismos
con los que trabaja además de operarla (Fig. 6). En la visita al taller, se
vio el armado de herramientas, tales como conectores, válvulas de
charnela y herramientas de fondo
(Fig. 7)
Curso avanzado de tubería flexible (Del 11 al 15 de septiembre,
2006).
En el curso avanzado, también de
40 horas, participaron 9 ingenieros
de la UPMP (Fig. 8). Los temas
abordados todos relacioados con
la TF fueron: componentes, sartas,
diseño de trabajos, software CoilCADE, simulador, aplicaciones especiales y nuevas tecnologías.
También se efectúo una visita a la
Universidad de Tulsa.
Figura 3. Formación y evolución de la TF.
Fabricación de Sartas con soldadura “Biased”
Strip
Preparation
Tubo formado
Soldadura completada
y el area
Tratada termicamente
Formato helicoidal de la soldadura “biaesd”
Los aspectos más relevantes que
se abordaron durante el curso básico fueron: evolución de la TF hasta
nuestros días (Fig. 2), equipo de TF
(Fig. 3), fabricación de TF (Fig. 4) y
tipos de sartas, proceso de diseño
de trabajos (Fig. 5).
Soldadura (Costura) Longitudinal
Este curso está dirigido a supervisores e ingenieros de diseño con
experiencia en TF. El curso está enfocado principalmente al diseño de
trabajos con TF, dieron a conocer
las nuevas tecnologías e innovaciones a las ya existentes tales como:
CT Inspec, Power CLEAN, la técnica Jet Blaster, Coil FRAC, DepthLOG, DiscoveryMLT, CoilFLATE;
así como el uso del software Coil
CADE.
Figura 4. Fabricación de sartas de tubería flexible.
30
Propuesta Técnica
detallada
Aprobación Preliminar
Adquirir datos adicionales de diseño de trabajo
Procedimientos de
trabajo detallados
Procedimientos
operativos
* Montaje de Equipo
* Bajada en pozo
* Operación
* Sacada de Pozo
* Desmontaje
Planes de
Contingencia
* Non-SOP
* Otras opciones
Respuesta de
Emergencia
Interface con
3ras partes
* Especifica Locación *Juntas Pre-Trabajo
análisis de
Riesgos
* Estándares de
operación.
* Seguridad
Costo y paquete
comercial
* Especifico de la Area
* Estimativa de Costo Detallada
Movilizar y Ejecutar
Figura 5. Proceso de diseño de intervenciones con TF.
Figura 6. Tubería flexible instalada en el centro de capacitación.
Figura 7. Taller de herramientas para TF.
31
Durante la visita a la Universidad de
Tulsa, Oklahoma, se contactó al Sr.
S. M. Tipton, profesor de ingeniería
mecánica, especialista en comportamiento de fatiga y plasticidad ocasionados por los esfuerzos mecánicos
multiaxiales a los que es sometida la
TF. Con él se vieron las pruebas de
fatiga que se hacen a la TF.
Software técnico
Para la simulación del trabajo con
tubería flexible se utiliza el software
técnico CoilCADE (Coiled Tubing
Computer-Aided Design and Evaluation), se considera que una propuesta de trabajo está incompleta
sin una simulación en el software.
El software tiene los siguientes módulos:
1. Modelo de fuerzas en la tubería
(TFM), simula:
a) La respuesta del indicador de
32
peso de TF contra profundidad
durante la entrada y salida de la
tubería en el pozo.
b)La distribución de las fuerzas
axiales que actúan en la sarta de
TF cuando está estática en una
profundidad dada.
c) El máximo peso establecido y el
valor de sobre tensión disponibles en una profundidad dada.
2. CoilLIMIT
Calcula la tensión/compresión y los
límites de la presión para una TF
dada en condiciones normales.
3. CoilLIFE
Registra la vida de trabajo restante en cada segmento de la sarta
de TF después de la operación
propuesta en un pozo. Los datos
del CoilLIFE deben estar disponibles para cada carrete de TF, con
el fin de maximizar su vida laboral
y reducir al mínimo el riesgo potencial de fallas, relacionado con
tuberías fatigadas.
4. Design aids (módulo de ayudas
de diseño)
Este se enfoca al diseño de las
operaciones de la TF con un estudio de sensibilidad de varios parámetros importantes en operaciones
de bombeo a través de la TF, tales
como presión, presión de circulación, velocidad de la TF, calidad de
la espuma y concentración de la
arena. Esto se puede aplicar en el
diseño de una cédula de bombeo
para TF, para limpieza, inducción
del pozo con nitrógeno o perforación bajo balance.
5. Simulador de pozo.
Simula el flujo de líquidos a través
de la TF y las condiciones del pozo.
Se centra en modelar la hidráulica
multifásica transitoria del transporte y del pozo que ocurre durante la
remoción de sólidos, inducción con
nitrógeno y operaciones de perforación con TF.
Personal participante en el curso avanzado de tubería flexible:
De pie: Valeriano Cano (Schlum), Ing. Alberto Segura Arrieta, Ing. Jorge González Zavala, Ing. Alfredo Elizondo Sandoval, Ing.
Fabián V. Jiménez López. Oscar Rivas, Ing. Roger Ortiz Polo. Abajo: Ing. José Luis Jiménez Castro, Ing. Víctor Alvarado Castillo, ing. Rogelio Uribe Ramírez, Ing. Ariel Rodríguez Torres.
Estrategia de la UPMP para el Éxito con
el Sistema Maxis, última Tecnología
en la Toma de Registros
José Antonio Rosado Lopez, Gerencia de Ingeniería y Tecnología
Una de las estrategias de la Unidad de Perforación y
Mantenimiento de Pozos es la de incrementar el nivel de competencias del capital intelectual, técnico y
manual; para este proyecto se invierten aproximadamente 60’000,000 millones de pesos por año; como
todos sabemos la capacitación es la mejor inversión
de toda empresa y nuestra alta dirección sabe que
para poder llegar a la excelencia, deberá tener como
principal propósito adiestrar y capacitar al personal
involucrado en el diseño, la supervisión, la ejecución
y el mantenimiento de los pozos, así como también a
todos los que realizan operaciones que dan soporte
a estos procesos, como es el caso de los Ingenieros
de Registros Geofísicos, mismos que se encargan de
realizar disparos de producción, operaciones especiales, registros de producción y registros geofísicos;
estos últimos han tenido una gran evolución y nos
referiremos a ellos desde que la compañía Schlumberger tomó el primer registro eléctrico en el pozo
Poza Rica número 25, realizado el 20 de diciembre
de 1943; operado por los Ingenieros Lassauzet de la
misma compañía, Raúl López Saucedo y Javier Luna
González por parte de PEMEX, de esa tecnología a
la que se maneja el día de hoy, se ha migrado por
diferentes avances tecnológicos.
Para hacer historia, recordaremos que la capacitación del personal profesional de PEMEX en la toma
de registros geofísicos inició en el año de 1950, tiempo en que Petróleos Mexicanos puso en marcha el
primer pozo escuela en Reynosa, Tamaulipas, lo que
permitió agilizar la difusión y aplicación del conocimiento en las regiones petroleras; tiempo después
PEMEX delegó esta actividad al Instituto Mexicano
del Petróleo; para este proyecto se creó el centro de
adiestramiento Altace, lugar donde se concentró una
unidad de registros, herramientas de registros y equipo superficial; también se tuvo la necesidad de perforar tres pozos en los que se introdujeron 50 metros
de fibra de vidrio en el fondo del pozo, para simular el
agujero descubierto, además, se seleccionó a los instructores que tenían el conocimiento y la experiencia
en la toma de registros geofísicos. En los inicios de
este centro de capacitación se impartía la tecnología
de “Equipos convencionales integrados por tableros
de control” para la adquisición de los registros geofísicos; la inversión que se realizó para que se diera la
capacitación a la mayoría de los ingenieros de esa
generación, coadyuvó en la optimización de los tiempos de los procesos de perforación y mantenimiento
de pozos.
A fines de los setentas, PEMEX se vio en la necesidad de incorporar los equipos de la última generación
en la adquisición de registros geofísicos, con la finalidad de mantenerse a la vanguardia en esta especiali-
33
dad y garantizar la obtención de la
información con recursos propios.
La adquisición de esta nueva tecnología y representadas por las
unidades cibernéticas CSU (figura
1) de la compañía Schlumberger,
generó la necesidad de capacitar a los ingenieros de registros
geofísicos y para ello, se enviaron
profesionistas para que fueran
entrenados por instructores de la
compañía Schlumberger en los
Estados Unidos de Norte América
(figura 2), a su regreso se dieron
a la tarea de capacitar a todo el
personal profesional en la toma de
registros geofísicos, dicho adiestramiento se llevó a efecto en el
centro de capacitación Altace, las
ventajas que aportó la adquisición
y la capacitación del sistema CSU
fue la agilización en la toma de
registros geofísicos, manejo de la
información, mejor entendimiento de las características de los
yacimientos y condujo a la creación de centros de cómputo. De
acuerdo a estudios económicos
posteriores se demostró que la inversión se había recuperado seis
Figura 1. Sistema cibernético CSU.
meses después de haber puesto
en operación estas unidades.
En 1991 la compañía Schlumberger introduce en México el siste-
Figura 2. Centro de entrenamiento de la compañía Schlumberger en Kellyville, Tulsa
Oklahoma, de los Estados Unidos de Norte América
ma Maxis-500 (figura 3), el cual
utiliza una telemetría de punta
de 500 kilobits por segundo, esta
alta capacidad de manejo de datos permite correr herramientas
de última tecnología de imágenes
y combinaciones de herramientas
estándar. PEMEX debido a la obsolescencia del sistema CSU se
ve en la necesidad de adquirir esta
nueva tecnología y es el 19 de
marzo de 1998 en Reynosa, Tamaulipas, donde se toma el primer
registro con una unidad modernizada Maxis, con este adelanto
tecnológico se crea el proyecto de
capacitar a los Ingenieros de Registros Geofísicos, para ello,
la Gerencia de Ingeniería y Tecnología buscó
alternativas internas y
externas y llegó a la
firme determinación
que sería el IMP la
institución que daría
vida a esta estrategia y para dar inicio
de actividades en
el centro de capacitación Altace,
no fue nada fácil; cabe mencionar
que se contó con la activa participación de la compañía Schlumberger, quien con la autorización
de altas autoridades donó un sistema Maxis (figura 4) y varias herramientas de fondo, así también,
las Subgerencias de Servicios
a Pozos de las divisiones de la
UPMP coadyuvaron con la aportación de las restantes herramientas
de fondo, para así, complementar
un digno centro de capacitación y
entrenamiento. Es muy importante
hacer mención que los Ingenieros
instructores dedicados
Figura 3. Unidad de registros co n sistema Maxis.
34
a esta capacitación fueron entrenados por expertos
de la compañía Schlumbeger, para que ellos a su
vez transmitieran dicho conocimiento a los Ingenieros encargados de la toma de registros geofísicos de
la UPMP (figura 5).
El proyecto para la formación de los Ingenieros en
la toma de registros geofísicos con esta tecnología
de vanguardia, como lo es el sistema Maxis; se tiene
programado actualmente en tres etapas, la primera
consiste en el “Diplomado en Operación del Sistema
Maxis”, la segunda corresponde al “Diplomado en
Operación de Herramientas de Imágenes” y la última con el curso de “Control de Calidad en Registros
Geofísicos”, este último cuenta con el siguiente temario:
Control de calidad de registros.
Control de calidad del registro AIT.
Control de calidad del registro DSI.
Control de calidad del registro UBI.
Control de calidad del registro USIT.
Control de calidad del registro FMI.
Ejercicios de control de calidad.
Actualización en geología.
Interpretación, nivel 3.
Ejercicios de interpretación.
Los Ingenieros participan activamente durante el desarrollo de cada uno de estos eventos (figura 6), debido a que el sistema de enseñanza es similar al que
aplica la compañía Schlumberger en su centro de
adiestramiento en Kellyville, Tulsa Oklahoma; clases,
prácticas y exámenes extenuantes, actividades que
mantienen a los participantes en constante aprendizaje, lo cual permite un mejor adiestramiento en esta
disciplina operativa, estas inversiones han dado excelentes soportes a los procesos de la perforación
y mantenimiento de pozos, como lo manifiestan las
tendencias de participación de mercado de servicios
por administración en los últimos años (60 %).
Figura 4. El ingeniero Mauricio Javier Loya Valdez realizando la
práctica con el sistema Maxis y de pie, el Ingeniero Adolfo Moreno García en espera de su turno.
Figura 5. El ingeniero Armando García Hdz. desarrollando las habilidads aduiridas en la toma de registros con el sistema Maxis
y detrás de él los Ingenieros Mauricio Javier Loya Valdez, Fco.
Manuel Aguilar Casanova, Tomás Lugo Catalán y Adolfo Moreno
García.
A la fecha se han impartido seis “Diplomados en
Operación del Sistema Maxis”, cinco “Diplomados en
Operación de Herramientas de Imágenes” y cuatro
de “Control de Calidad en Registros Geofísicos”.
Figura 6. Los ingenieros José Manuel Pérez Frías y Benjamín
de Jesús Muñoz de León en el desarrollo de la práctica.
35
Por todo lo anterior, la subdirección de Perforación y Manteniento de Pozos se enorgullece del
alto desempeño que han mostrado los Ingenieros
que han participado activamente en cada uno de
estos eventos y muy especialmente a los que han
alcanzado los más grandes honores, gracias a su
dedicación, tiempo y esfuerzo; como son los que
se mencionan en las tablas siguientes y los exhorta
a que continúen con esta mentalidad positiva y deseos de superación en el desarrollo de sus funciones, así mismo, a todos aquellos que permitieron
su asistencia.
Ingenieros que lograron los mejores promedios
¡FELICIDADES CAMPEONES!
Benjamín de J. Muñoz de León
Reynosa
Reynosa
36
TEMÁTICA
1. Perforación.
2. Terminación y reparación de pozos.
3. Intervenciones a pozos y SERAP.
4. Administración, finanzas y contratos.
5. Seguridad y protección ambiental.
6. Planeación y evaluación.
COMUNICACIÓN SATELITAL EN
LAS INSTALACIONES DE LA UPMP
En el 2007 la UPMP transforma su
sistema de comunicación vía micro
ondas por el moderno sistema de
comunicación satelital para transmitir
voz, datos e imagen.

Ingeniería de Perforación y Mantenimiento de Pozos Ingeniería de

Transcripción

Documentos relacionados

OFICINAS CENTRALES: Calle las mañanitas lote 12 mza 99

motoperforadora de pozos

La industria petrolera desarrolla su actividad en recónditos parajes

AGUASSUBTERRANEAS-6-PERFORACION POZOS DE AGUA

que es un lider - Cámara Petrolera de Venezuela

terrestre en pozo lecho marino marina