INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA UNIDAD TICOMÁN
CIENCIAS DE LA TIERRA
SEMINARIO DE ACTUALIZACIÓN CON OPCIÓN A TITULACIÓN DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
PETROLEROS
TECNOLOGÍA DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS
T E S I S A FIN DE OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO PETROLERO
P R E S E N T A
CARLOS ALEJANDRO CABRERA CASANOVA
DIRECTORES DE TESIS
ING. MANUEL TORRES HERNÁNDEZ ING. ALBERTO ENRIQUE MORFÍN FAURE
INDICE RESUMEN ABSTRACT OBJETIVO JUSTIFICACIÓN INTRODUCCIÓN
CAPÍTULO 1 CONCEPTOS BÁSICOS ... 1
1.1TERMINACIÓN DE POZO ... 2
1.2REPARACIÓN DE POZO ... 2
1.3TUBERÍA FLEXIBLE ... 2
1.4 ÁRBOL SUBMARINO ... 3
1.5 CABEZAL SUBMARINO ... 5
1.6SISTEMA DE CONTROL SUMARINO ... 7
1.7CEMENTACIÓN ... 7 1.8 ARREGLO DE PREVENTORES ... 7 1.9 MULTIPLE DE EXTRANGULACIÓN ... 9 1.10RISER ... 10 1.11EMPACADORES ... 11 1.12TIRANTE DE AGUA ... 13
CAPÍTULO 2 ÁRBOLES SUBMARINOS ... 15
2.1 TIPO DE ÁRBOLES SUBMARINOS ... 16
2.1.1 ÁRBOL VERTICAL ... 16
2.3.1 INSTALACIÓN DEL CABEZAL ... 19
2.3.2 INSTALACIÓN DEL COLGADOR DE LA TUBERÍA ... 20
2.3.3 INSTALACIÓN DEL ÁRBOL SUBMARINO... 21
2.3.4INSTALACIÓN DE LA LÍNEA DE FLUJO ... 22
2.4 INSTALACIÓN DE LOS UMBILICALES DEL ÁRBOL ... 22
2.5 OPERACIÓN DEL ÁRBOL ... 22
CAPÍTULO 3 FABRICANTES, ESTADÍSTICA DE INSTALACIÓN DE ÁRBOLES SUBMARINOS ... 23
3.1 FABRICANTES DE ÁRBOLES SUBMARINOS ... 24
3.2 ESTADÍSTICA DE INSTALACIONES ... 25
3.3 PROYECTOS PRESENTES Y FUTUROS ... 26
CAPÍTULO 4 TERMINACIÓN CON ÁRBOLES SUBMARINOS ... 27
4.1 TECNOLOGÍA DE TERMINACIÓN DE POZOS SUBMARINOS ... 28
4.2 TIPO DE TERMINACIONES SUBMARINAS ... 29
4.2.1 TERMINACIÓN EN AGUJERO DESCUBIERTO ... 30
4.2.2.1 TERMINACIÓN SENCILLA ... 32
4.2.2.2 TERMINACIÓN SENCILLA SELECTIVA ... 32
4.2.2.3 TERMINACIÓN DOBLE ... 32
4.2.2.4 TERMINACIÓN EN AGUJERO REDUCIDO (TUBING LESS) ... 33
CAPÍTULO 5 TERMINACIÓN CON TIE – BACK Y SISTEMA DE SUSPENSIÓN MUDLINE ... 34
5.1SISTEMA TIE – BACK Y SUS COMPONENTES ... 35
5.2SISTEMA COOPER CAMERON ... 36
5.3SISTEMAS ABB VETCO GRAY ... 39
5.4SISTEMA KVAERNER NATIONAL ... 39
CAPÍTULO 6 TERMINACIÓN DE FONDO EN POZOS SUBMARINOS ... 40
6.1 TERMINACIÓN DE FONDO PARA POZOS SUBMARINOS ... 41
6.2 SISTEMA COLGADOR DE TUBERÍA ... 41
6.3 INTERFASE CON EL CABEZAL SUBMARINO ... 41
6.4 AGUJEROS DIVERSOS ... 42
CAPÍTULO 7 RAISER DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN ... 43
7.1 RAISER DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN ... 44
7.2 COMPONENTES DE UN RAISER DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN ... 44
7.3 CLASIFICACIÓN DE LOS RAISER DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN ... 45
7.4 OPERACIÓN DEL SISTEMA DE RAISER DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN .... 45
CAPÍTULO 8 TERMINACIÓN EN AGUAS PROFUNDAS ... 46
8.1 TERMINACIONES EN AGUAS PROFUNDAS ... 47
8.2 TERMINACIÓN SUBMARINA ... 47
8.3.- PLANEACIÓN DE LA TERMINACIÓN ... 48
8.4. ELEMENTOS DE LA TERMINACIÓN DE UN POZO ... 55
8.5. CONSIDERACIONES OPERACIONALES ... 56
8.6.- TERMINACION INTELIGENTE. ... 57
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 62
BIBLIOGRAFIA Y REFERENCIAS ... 63
RESUMEN
Parte del diseño y planeación de un pozo petrolero incluye la terminación, este proceso se puede definir como las operaciones y actividades para acondicionar, disparar y bajar la tubería de producción para conducir los hidrocarburos del yacimiento a superficie. Es importante realizar adecuadamente la terminación ya que de él depende la rentabilidad y productividad del proyecto de perforación.
Una mala terminación puede dar lugar a la reparación del pozo; se sabe que en los pozos costa fuera las operaciones de reparación son costosas y por tal motivo en este trabajo se describen los procesos necesarios para dicho manejo.
La historia de terminación de pozos es larga y a lo largo de esta historia se han obtenido grandes conocimientos y experiencias, así como también se ha desarrollado tecnología con este propósito. Es importante el diseño de la terminación, dado que de esto depende las condiciones de producción del pozo. Cada yacimiento es diferente por ende la terminación se diseña de acuerdo a las condiciones técnicas y económicas que permitan la rentabilidad del pozo.
En aguas profundas existen diferentes tipos de terminación y reparación que PEMEX y las compañías han implementado diseñando el equipo y herramienta a fin de realizar en forma adecuada estas operaciones.
ABSTRACT
Part of the design and planning of an oil well includes the completion, this process can be defined as the operations and activities to condition, shoot and lower the production pipeline to drive the hydrocarbons from the reservoir to the surface. It is very important to carry out the completion properly since the profitability and productivity of the drilling project depend on it.
A bad termination can result in the repair of the well; it is known that in the offshore wells the repair operations are expensive and for this reason in this work the necessary processes for such management are described.
The history of well completion is long, and throughout this history great knowledge and experience has been obtained, as well as technology has been developed for this purpose. The design of the termination is important, since the production conditions of the well will depend on this. Each deposit is different therefore the termination is designed according to the technical and economic conditions that allow the profitability of the well.
In deep water there are different types of termination and repair that PEMEX and the companies have implemented designed equipment and tools to carry out these operations properly. that will be addressed in the present work.
OBJETIVO
Proporcionar una metodología descriptiva para todos aquellos que estudian el área de terminación y reparación de pozos en aguas profundas.
JUSTIFICACIÓN
La explotacion y desarrollo de nuevos campos ubicados en aguas profundas hace necesario el conocimiento de las terminaciones y las operaciones de intervención a fin de extraer los hidrocarburos en estos campos complejos.
INTRODUCCIÓN
Después de perforar y bajar la tubería de revestimiento de un pozo de acuerdo con los objetivos y el programa, se entra a la etapa de terminación, la cual en función de las estructuras productoras se determina el tipo de aparejo de producción a bajar para posteriormente entrar en producción.
Los tipos de terminación se diseñan según las aplicaciones y el pozo en cada región petrolera de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos en el sistema. Cada pozo en su etapa productora requiere de un mantenimiento de acuerdo a las razones que amerite su intervención.
Algunas operaciones de terminación y mantenimiento a los pozos enfrentan el hecho de que en cualquier momento puede presentarse un brote. De ahí que resulte importante insistir que las cuadrillas de trabajo estén entrenadas y reafirmen los conceptos de presión en sus diferentes modalidades, se identifiquen con el pozo, los accesorios introducidos y las posibles dificultades que enfrentarán antes y durante las actividades de operación.
La economía y el análisis del pozo determinan las operaciones de reacondicionamiento. Siempre se debe tener presente que un pozo aunque deje
de producir no debe considerarse como “muerto”. Los expedientes petroleros señalan casos de pozos supuestamente agotados que surgieron y brotaron durante su terminación o reparación.
Básicamente una terminación consiste en establecer en forma controlada y segura la comunicación entre el yacimiento y superficie, cuidando de proteger la tubería de revestimiento que representa la vida del pozo, aprovechando así óptimamente la energía de la estructura productora.
Un buen trabajo de terminación debe respetar todas las reglamentaciones de control terrestre y marina, que el programa sea seguro, presente la menor cantidad de restricciones posible a los fluidos producidos, económico, libre de problemas y requiera el mínimo trabajo de mantenimiento durante la vida útil de un intervalo productor.
Este trabajo pretende cubrir las principales consideraciones para los diferentes tipos de terminación, con un enfoque especial inteligente y de aplicación en aguas profundas.
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CAPÍTULO 1
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1.1TERMINACIÓN DE POZO
La terminación de un pozo es un proceso operativo que se inicia después de la cementación del revestimiento de explotación y se hace con el fin de dejar el pozo en producción. El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo posible.
1.2REPARACIÓN DE POZO
Es el proceso de mantenimiento o tratamientos correctivo de un pozo de petróleo o gas. En muchos casos, la reparación implica la remoción y el reemplazo de la sarta de la tubería de producción, después de que se ha matado el pozo y se ha colocado un equipo de reparación de pozo en su ubicación. Las operaciones de remediación a través de tuberías, con tubería flexible, entubación bajo presión o línea de acero.
La reparación de un pozo de producción existente es con el fin de restaurar o mejorar la producción de hidrocarburos.
1.3TUBERÍA FLEXIBLE
Es una cadena continua de tubos, enrollada en un carrete. Está hecho de un material en forma tubular y con soldadura por resistencia a lo largo de su longitud, de un material esencialmente de acero al carbono.
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Figura 1. Tubería flexible para petróleo.
1.4 ÁRBOL SUBMARINO
Es un conjunto de válvulas, tuberías, conexiones y componentes de seguridad cuyo objetivo es vigilar y controlar la producción, es el enlace entre el cabezal y las líneas de flujo, también controla la inyección de inhibidores y a través de él se realizan las operaciones de intervención de pozos. Existen dos tipos principales de árboles submarinos que difieren en la ubicación del cabezal de la tubería de producción y las válvulas.
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1.5 CABEZAL SUBMARINO
El cabezal submarino (wellhead por su nombre en inglés) es el ensamble de tuberías y equipo requerido que se instala en la parte superior del pozo para tener seguridad y eficiencia en la producción de un pozo de gas o de petróleo proporcionando una interface entre pozo y árbol submarino, tiene como propósito apoyar al BOP mientras se está perforando, apoyar y sellar al árbol submarino, y en algunos casos soportar y sellar el colgador de tubería.
Existen dos diferentes tipos de cabezal de pozo que es el submarino (subsea) y el mudline, la diferencia entre estos dos tipos depende solamente del tirante de agua y tipo de plataforma o equipo utilizado para la perforación del pozo.
Los cabezales submarinos se presentan en diferentes arreglos dependiendo de las características de cada pozo, teniendo los siguientes diámetros:
1. 13 5/8”. 2. 16¾”.
3. 18 ¾” (Más común).
4. 21¼”.
Se usan como interfaz entre el pozo y el árbol submarino (Figura1), permite soportar la tubería de producción y de revestimiento, pueden trabajar con presiones de hasta 15,000 [psi].
Sus principales componentes son: 1. Alojador de las TRs
2. Alojador de alta presión 3. Ensamble de sello 4. Conexión al árbol
5. Alojador de baja presión 6. Base guía
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1.6SISTEMA DE CONTROL SUMARINO
Los pozos usan sistemas de control llamado válvulas preventoras o BOP’S el cual tiene las siguientes funciones:
1. Sellar el pozo cuando ocurre un “Influjo”.
2. Mantener suficiente contrapresión en el pozo para evitar que se siga introduciendo fluido deformación mientras se realizan las medidas para devolver al pozo a una condición balanceada.
3. Recuperar el control primario del pozo.
1.7CEMENTACIÓN
Proceso que consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con agua, para formar una lechada que se bombea al pozo a través de la sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el pozo y el diámetro externo del revestidor.
1.8 ARREGLO DE PREVENTORES
El arreglo de preventores se encuentra sobre el cabezal del pozo bajo la mesa rotaria. Es un ensamblaje que incluye lo siguiente:
1. Preventor anular.
2. Preventor de arietes de tubería. 3. Carrete de perforación.
4. Preventor ciego o de corte. 5. Cabezal del pozo.
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Figura 4. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control
El arreglo de preventores tiene varias configuraciones que dependen de los problemas potenciales que puedan ocurrir durante la perforación.
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1.9 MULTIPLE DE EXTRANGULACIÓN
El múltiple de perforación es un conjunto de válvulas y tuberías de alta presión con varias salidas que se controlan de forma manual o automática. Se conecta al arreglo de preventores a través de la línea de estrangulación.
Cuando se activa el estrangulador ayuda a mantener suficiente contrapresión en el pozo para prevenir que se produzca otro influjo.
El fluido de perforación se desvía desde los preventores hasta el múltiple de estrangulación que lo restringe y dirige a las presas o al separador gas-lodo.
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1.10RISER
Son tuberías verticales que conecta una estructura de producción flotante o una plataforma de perforación con un sistema submarino, ya sea para fines de producción tales como perforación, producción, inyección y extracción, o parafinas de perforación, terminación y rehabilitación de pozos.
Pueden ser tanto rígidos como flexibles y se diseñan a fin de resistir el esfuerzo, la tensión y la corrosión; y en algunos casos se pueden aislar de las temperaturas oceánicas. Existen diferentes tipos de risers que se ajustan al tipo de estructura huésped y a las necesidades de desarrollo del campo (Figura 6).
Los risers se consideran los productos más críticos en el desarrollo de ductos offshore, al tener en cuenta las cargas dinámicas y condiciones de servicio a las que se someten
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Riser flexible: se usan en aguas profundas y existen diversas configuraciones, suele utilizar boyas para disminuir las cargas o puede presentarse en una configuración de catenaria.
Riser rígido tensionado: Se trata de una tubería de revestimiento y una tubería de producción interna, es común que se usan árboles superficiales y submarinos. Como estos se encuentran fijos al lecho marino, se produce un desplazamiento vertical entre la parte superior del riser y el punto en el que se conecta con la instalación; para resolver este problema pueden usarse compensadores de movimiento o tensores como objeto de mantener constante la tensión en la tubería.
Riser híbrido: Son tuberías verticales de acero soportadas en la parte superior por flotadores externos, este extremo de la tubería se encuentra conectado a la instalación huésped mediante tubería flexible.
1.11EMPACADORES
Un dispositivo que se baja al pozo de diámetro externo inicial menor, luego se expande externamente para sellar el pozo. Los empacadores emplean elementos elastoméricos flexibles que se expanden. Las dos formas más comunes son el empacador de producción o de prueba y el empacador inflable. La expansión del primero se logra mediante la compresión de los elementos elastoméricos (cuya forma es similar a un anillo toroidal) entre dos placas, lo que hace que los lados sobresalgan hacia afuera. La expansión del segundo se genera mediante bombeo de fluido al interior de una cámara, similar a un globo, pero de una construcción más robusta. Los empacadores de producción o de prueba se colocan en pozos entubados y los empacadores inflables se emplean en agujero descubierto o entubado. Se operan con cable, tubería común o tubería flexible. Algunos empacadores se diseñan para ser removidos, en tanto que otros son permanentes. El empacador permanente se construye con material fácil de triturar o fresar.
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Figura 7. Ejemplos de empacadores
1.12PLATAFORMA
Una plataforma es una estructura autocontenida, rígida e inamovible desde la cual los pozos de desarrollo se perforan y se llevan a la producción. Las “tenders” son barcazas en forma de plataforma que realizan operaciones de perforación sobre una plataforma o cabeza de pozo existente.
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Figura 8. Plataforma petrolera
1.12TIRANTE DE AGUA
Es la distancia vertical desde el punto más bajo de fondo marino a la superficie libre.Dentro de la industria petrolera existen varias clasificaciones, según el American Petroleum Institute si el tirante de agua es mayor a 610 [m] se considera un tirante de aguas profundas; la Drilling Enginering Asociation establece que son aquellas cuyo tirante de agua es superior a los 457 [m].
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En México, PEMEX tiene una clasificación en la que considera como aguas profundas aquellas regiones localizadas bajo un tirante de agua superior a los 500 [m] y como aguas ultra profundas si éste excede los 1,500 [m](Tabla 1).
Tabla 1. Clasificación de aguas profundas en función del tirante de agua
AGUAS SOMERASሾሿ AGUAS PROFUNDASሾሿ AGUAS ULTRAPOFUNDASሾሿ
API* < 610 610 – 1,830 > 1,830
DEA** < 457 457 – 2,100 > 2,100
PEMEX < 500 500 – 1,500 > 1,500
*AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE ** DRILLING ENGINEERING ASOCIATION
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CAPÍTULO 2
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2.1 TIPO DE ÁRBOLES SUBMARINOS
Los árboles submarinos se clasifican en: árboles verticales y horizontales; esto hace referencia al arreglo de las válvulas. Otra forma de clasificarlos es de acuerdo con el rango de profundidad del tirante de agua para el cual se diseña. De esta manera se tienen: árboles simples, cuyo rango de profundidad llega a los 100 m; árboles asistidos por buzos, para profundidades de 60 a 215 m; árboles sin asistencia de buzos, para rangos de 180 a 920 m; y árboles sin líneas guía y sin asistencia de buzos, para profundidades de 550 m. en adelante.
Finalmente, los árboles verticales y horizontales se pueden clasificar de acuerdo a diversas características, como son: Tirante de agua, tipo de instalación de la línea de flujo (TFL y no-TFL), equipo de reparación considerado, válvulas y sistema de control.
2.1.1 ÁRBOL VERTICAL
El árbol vertical es el más antiguo, contiene un carrete de válvulas lateral, es la primera se instaló en el Golfo de México en 1994. Desde entonces muchos sistemas de árboles horizontales se han instalado en el Golfo de México. Los dos tipos de árboles utilizan componentes similares, ya sean válvulas, conectores, tuberías, equipos de intervención, etc., y ninguno de los dos tipos se puede ajustar a todos los posibles escenarios en el mundo, se necesita realizar un estudio del sistema para seleccionar el tipo de árbol que mejor se acomode al proyecto. Un árbol vertical se caracteriza por el hecho de que la trayectoria del flujo a través del colgador de tubería es totalmente vertical, mientras que un árbol horizontal se caracteriza por el hecho de que la trayectoria del flujo realiza un cambio de dirección de 90 grados en el colgador de la tubería previo a entrar a la válvula de producción maestra del árbol.
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Figura 9. Árbol vertical mejorado GLL 10 K diseño de FMC.
Un árbol vertical tiene válvulas compuerta en el agujero vertical del mismo. Las válvulas maestras y válvulas de limpieza se pueden encontrar tanto en el agujero.
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2.2COMPONENTES DE LOS ÁRBOLES SUBMARINOS
Existen diferentes componentes de un árbol submarino y de acuerdo a las necesidades operativas, se hace el arreglo necesario.
En cualquier caso, los componentes para árboles verticales como para horizontales: 1. Conector del árbol.
2. Extremos Inferiores del árbol (Stabsubs). 3. Bloque de válvulas.
4. Válvulas de compuerta. 5. Actuadores submarinos. 6. Estrangulador submarino.
7. Sistema de conexión de la línea de flujo. 8. Tapa del árbol (Treecap).
9. Carrete de reconexión.
10. Bastidor/estructura protectora del árbol. 11. Tuberías del árbol.
12. Conexión del árbol al múltiple de pozos. 13. Lanzador de Diablos Submarino.
2.3.1 INSTALACIÓN DEL CABEZAL
Existe un número considerable de herramientas y accesorios que se usan en los cabezales submarinos. La instalación, recuperación y pruebas a presión de varios de sus componentes se realizan con cierto tipo de herramientas, entre las cuales están:
1. Herramienta instaladora del nido del cabezal.
2. Herramienta instaladora del colgador de la TR y del conjunto de sellos. 3. Herramienta instaladora del conjunto de sellos externo y su recuperador. 4. Herramienta recuperadora de la base guía permanente.
5. Buje de desgaste y herramienta instaladora.
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7. Cerrojo hidráulico de 30 pulgadas. 8. Estructura guía de apoyo.
9. Herramienta Instaladora y recuperadora de las líneas guías.
2.3.2 INSTALACIÓN DEL COLGADOR DE LA TUBERÍA
Para la instalación del colgador de la TP se requiere tres herramientas las que son: Herramienta instaladora del colgador de la TP, un carrete de orientación y un carrete obturador del conjunto de preventores.
Para instalar el sistema mecánico se coloca la herramienta en la tubería de perforación y en el sistema de conexión. El cual ópera asegurando y probando el colgador de la TP con rotación en ambos sentidos, bombeo por la sarta. El sistema mecánico de anclaje se destina principalmente para obtener un sello elastomérico de 5,000 psi en un tirante de agua de
300 m.
Este sistema usa una herramienta que proporciona un acceso completamente vertical hacia el espacio anular y la sarta. Para ejecutar las funciones en un sólo viaje se requiere de controles hidráulicos individuales multifuncionales. El costo de la herramienta hidráulica es mayor que el de una herramienta instaladora. Sin embargo, es posible obtener un ahorro debido a la reducción en el número de viajes requeridos. Es el más usado en pozos de alta presión y con sello de metal a metal.
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FIGURA 11. Ensamble del colgador de la tubería de producción.
2.3.3 INSTALACIÓN DEL ÁRBOL SUBMARINO El árbol submarino tiene tres herramientas de instalación que son:
1. Herramienta instaladora del árbol.
2. Conjunto de riser para reparaciones menores. 3. Herramienta instaladora de la tapa del árbol.
El árbol se instala con tubería de perforación a conectarse al conjunto de preventores del riser marino. Con respecto a la instalación existen dos ventajas principales del árbol horizontal en comparación al convencional. Primero, el colgador de la TR se instala después de que el árbol se encuentra en su lugar. Para los trabajos de reparación, es posible que la TP requiere extraerse sin quitar el árbol. Segundo, el árbol se instala con tubería de perforación o mediante conexión al
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conjunto de preventores inferiores del riser.
2.3.4INSTALACIÓN DE LA LÍNEA DE FLUJO
La instalación de la línea de flujo es una operación primaria y se guía por un equipo submarino de navegación
Las conexiones se realizan con las poleas del sistema de conexiones que operan hidráulicamente con un contenedor montado en la línea de flujo. Este se posiciona para asegurar la línea a la estructura.
Después de colocar el sistema de conexiones con cable de acero a través de poleas, se instala el posicionador de la línea de flujo.
2.4 INSTALACIÓN DE LOS UMBILICALES DEL ÁRBOL
Para un pozo satélite a profundidades donde se puede operar con buzos, los umbilicales de control se conectan al pod de control del árbol. A una profundidad donde no se puede trabajar con buzos, el control de los umbilicales puede estar conectado directamente en el árbol e instalarse en forma simultánea. Como alternativa el árbol puede estar equipado con un pod de control. Los umbilicales se acoplan a las juntas del riser de terminación y reparación.
2.5 OPERACIÓN DEL ÁRBOL
Las válvulas son los componentes más críticos en la terminación submarina y también los que más fallan. Estas se alojan en el bloque de válvulas, Generalmente se usan las de tipo compuerta para controlar el flujo de fluidos del pozo.
Estas válvulas operan mediante actuadores; que puede ser hidráulico, neumático, manual, de pistón, de diafragma y doble diafragma. El actuador manual necesita una interfase mecánica para su operación. De este modo su operación se hace en forma sencilla con asistencia de buzos. El actuador hidráulico se diseña para operar un control de presión de 1,500 a 3,000 psi.
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CAPÍTULO 3
FABRICANTES, ESTADÍSTICA DE
INSTALACIÓN DE ÁRBOLES
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3.1 FABRICANTES DE ÁRBOLES SUBMARINOS
Se hace hincapié en que los principales proveedores de árboles son: ABB Vetco Gray, Cooper Cameron y FMC, ya que éstos son los líderes a nivel mundial, como lo demuestra la literatura y las aplicaciones de la mayoría de los operadores en el mundo.
Tal vez se han omitido algunas de ellas. Lo cual no es una causa intencional. La lista de compañías con el equipo y servicio referido es la siguiente:
La compañía ABB Vetco Gray fabrica y da servicio al siguiente equipo submarino de perforación, terminación y reparación de pozos.
1. Conectores para tubería de revestimiento y tubería conductora. 2. Sistemas de perforación marino.
3. Sistemas de producción submarina. 4. Equipo de perforación.
La compañía Cooper Cameron fabrica y da servicio al siguiente equipo submarino de perforación, terminación y reparación de pozos:
1. Sistemas de perforación submarina. 2. Sistemas submarinos.
La compañía FMC fabrica y da servicio al siguiente equipo submarino de perforación, terminación y reparación de pozos:
1. Sistemas de perforación con cabezales submarinos UWD-15. 2. Sistemas de perforación y terminación mudline.
3. Conectores hidráulicos.
4. Sistemas de terminación submarina. 5. Sistemas de conexión de la línea de flujo.
6. Sistemas de control submarinos para producción, terminación y reparación. 7. Válvulas y actuadores submarinos.
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La compañía Kvaerner National fabrica y da servicio al siguiente equipo submarino de perforación, terminación y reparación de pozos:
1. Sistema de cabezal submarino. 2. Sistema de suspensión mudline. 3. Bases guía.
4. Cabezal de tuberías de producción. 5. Sistemas de producción.
6. Conectores hidráulicos.
La compañía Breda Energía SPA fabrica y da servicio al siguiente equipo submarino de perforación, terminación y reparación de pozos:
1. Adaptadores de conectores de cabezal. 2. Colgador de la TR.
3. Cabezal de TR. 4. Válvulas.
5. Conector hidráulico. 6. Cabezal de tubing.
7. Colgadores de tuberías de producción.
3.2 ESTADÍSTICA DE INSTALACIONES Las zonas de mayor actividad en aguas profundas son:
1. Mar del Norte.
2. Cuenca Campos en Brasil. 3. Golfo de México.
4. Área de Indonesia y Jakarta. 5. Costa Oeste de Norteamérica. 6. Mar de Sicilia.
7. Golfo Pérsico. 8. Mar Mediterráneo.
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9. Mar de Nueva Zelanda. 10. Costa Oeste de África.
El récord mundial a la fecha (noviembre de 1999), en cuanto a terminaciones submarinas, lo tiene Brasil con el campo Roncador con un pozo terminado a 1,853 m de tirante de agua.
Las actividades costa fuera en aguas profundas de la Cuenca de Campos son el fuerte de Petrobras, cuya inversión asciende a unos 12,000 millones de dólares para fines de siglo, según reportan las estadísticas actuales. Petrobras es el líder mundial en producción de aguas profundas. Actualmente tiene una serie de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico para aumentar su capacidad de producción en tirantes de agua de hasta 2,000 m, con el objeto de explotar los tres yacimientos gigantes Marlim, Albacora y Barracuda.
Por último, referente a los equipos de perforación que se usan en todo el mundo, en el desarrollo de campos marinos, localización geográfica del pozo, contratista que perforó, nombre del equipo y el tirante de agua.
3.3 PROYECTOS PRESENTES Y FUTUROS
Las diferentes formas en las que se desarrolla un campo en aguas profundas, desde el punto de vista técnico y económico, se conoce como Estrategia de Desarrollo.
Las diversas opciones de desarrollo de campos submarinos pueden incluir: 1. Pozos Satélites individuales.
2. Terminaciones en cadena de Margarita (Daisy Chain). 3. Plantillas de Perforación y Producción Modulares. 4. Desarrollos de pozos y múltiples en grupo (Clusters). 5. Plantillas y múltiples de varios pozos integrados.
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CAPÍTULO 4
TERMINACIÓN CON ÁRBOLES
SUBMARINOS
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4.1 TECNOLOGÍA DE TERMINACIÓN DE POZOS SUBMARINOS Los tipos de terminación submarina son los siguientes:
1. Terminación Mudline (simple), tirante de agua de hasta 100 m.
2. Terminación con asistencia de buzos, tirante de agua de 60 a 215 m.
3. Terminación sin asistencia de buzos con líneas guía, tirante de agua de 180 a 915 m.
4. Terminación sin asistencia de buzos y sin líneas guía. 5. Terminación con árboles Horizontales.
6. Terminación Mudline y Tie-back, tirante de agua de 60 a 100 m.
La terminación de pozos submarinos se clasifica por su arreglo en fondo marino y son: 1. Terminación de pozos satélite.
2. Pozos satélite individuales.
3. Terminaciones en cadena de Margarita (Daisy Chain). 4. Terminación de pozos en plantilla.
5. Plantillas de perforación y producción unificadas o modulares. 6. Desarrollos de pozos y múltiples en grupo (Clusters).
7. Plantillas y múltiples de varios pozos integrados. 8. Terminación de pozos productores.
9. Terminación de pozos inyectores.
También, el arreglo entre pozos puede ser en pozo satélite o en plantilla. Además, los productores, son satélites o en plantilla, pueden ser pozos productores naturales o por métodos artificiales, como el bombeo neumático y el bombeo eléctrico.
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Fig. 12. Arquitectura Daisy Chain en el cual se conectan dos pozos en cadena compartiendo la misma línea de flujo (blanco). Propiedad JP Kenny.
4.2 TIPO DE TERMINACIONES SUBMARINAS
La terminación de un pozo petrolero inicia después de cementarse la tubería de revestimiento de explotación y se realiza con la finalidad de dejar el pozo en óptimas condiciones para la explotación de los hidrocarburos y/o la inyección de fluidos.
El proceso de terminación de pozos engloba los siguientes subprocesos:
1. Lavado del pozo.
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3. Instalación y prueba de las conexiones superficiales (árbol de válvulas y de estrangulación).
4. Disparos de producción.
5. Inducción y eliminación del daño (Estimulaciones). Pruebas de presión.
Las opciones de desarrollo de un campo submarino son las siguientes: 1. Terminación de pozos satélite.
2. Pozos satélite individuales.
3. Terminaciones en cadena de Margarita (Daisy Chain). 4. Terminación de pozos en plantilla.
5. Plantillas de perforación y producción unificadas o modulares. 6. Desarrollos de pozos y múltiples en grupo (Clusters).
7. Plantillas y múltiples de varios pozos integrados.
4.2.1 TERMINACIÓN EN AGUJERO DESCUBIERTO
Es una terminación simple que se efectúa solamente en yacimientos con una zona productora donde el intervalo saturado de aceite y gas es demasiado grande; se efectúan en formación calizas.
El procedimiento consiste en introducir y cementar la TR de explotación arriba de la zona de interés, continuar con la perforación del tramo productor y preparar el pozo para su explotación.
Este tipo de terminación elimina el costo de disparar el tramo productor, aunque puedan requerirse en pozos con baja permeabilidad para aumentar el área de flujo.
Como ventajas permite empacar con grava o profundizar el pozo; además puede introducirse una TP corta (liner) si la producción de arena u otros factores tuvieran que ser considerados.
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Las desventajas son limpiezas constantes del pozo si la formación no es consolidada; se dificultan los tratamientos; la TR esta expuesta a problemas de corrosión; es difícil de controlar la producción del agua salada; se dificulta las estimulaciones en un área.
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4.2.2 TERMINACIÓN ENAGUJERO ENTUBADO
Este tipo de terminación se realiza cuando se alcanza el objetivo con la perforación se mete la tubería de revestimiento de explotación y se cementa, lo que nos permite una explotación selectiva y controlada del yacimiento. Con la perforación horizontal ha surgido una variante para este tipo de terminaciones y es aquella donde se mete la tubería de revestimiento “ranurada” en toda la longitud horizontal y no se cementa.
Existen varios tipos de terminación en agujero descubierto que se describen a continuación. 4.2.2.1 TERMINACIÓN SENCILLA
Es la terminación equipada con un aparejo de producción y un solo empacador o ancla. Esta técnica nos permite explotar uno o varios intervalos siempre y cuando la diferencia de presión entre uno y otro no sea significativa. Es la más común en México.
4.2.2.2 TERMINACIÓN SENCILLA SELECTIVA
La diferencia con la anterior es que se adiciona un empacador sencillo y se coloca por encima de un segundo intervalo potencial para producirlo selectivamente cuando el intervalo inferior se agote. Esta operación no requiere de uso de equipo convencional de reparación.
4.2.2.3 TERMINACIÓN DOBLE
El objetivo principal de este tipo de terminación es explotar simultáneamente dos o más intervalos perforados por cada sarta de producción.
Normalmente se efectúan primero la perforación de los intervalos a producir. Previa limpieza de la pared de TR, se introduce un empacador inferior permanente. Luego se introduce la sarta inferior de producción con el niple de sellos, y demás accesorios que ilustra la figura y un empacador superior doble terminación recuperable. A continuación se introduce la sarta de TP superior con el conjunto de sellos para fijarlo en el empacador doble terminación. Debido a los altos costos para su mantenimiento este tipo de aparejos casi no se usan.
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Figura 14. Terminación doble aparejo
4.2.2.4 TERMINACIÓN EN AGUJERO REDUCIDO (TUBING LESS)
Esta terminación es la más económica, es aplicable únicamente en profundidades someras y medianas sin rebasar los 4,000 m; son ideales para pozos de un solo yacimiento, aunque se pueden explotar yacimientos simultáneos. La profundidad y la temperatura son la mayor limitante para estas terminaciones. No utilizan empacador y el aparejo de producción queda cementado en el yacimiento.
SARTA TP SUPERIOR VALVULA DE CIRCULACIÓ N SARTA TP INFERIOR EMPACADOR SUPERIOR DISPAROS PRODUCTORES JUNTA DE ABRASIVO EMPACADOR INFERIOR VALVULA DE CIRCULACIÓN DISPAROS PRODUCCIÓN
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CAPÍTULO 5
TERMINACIÓN CON TIE – BACK Y
SISTEMA DE SUSPENSIÓN MUDLINE
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5.1SISTEMA TIE – BACK Y SUS COMPONENTES
Se conoce como Tie-back a la conexión de la producción de un campo nuevo a instalaciones de recolección o procesamiento superficiales ya existentes (plataformas fijas, flotantes, o tierra); de tal forma que transformen los campos marginales en campos económicamente rentables.
En la actualidad los campos en aguas profundas se desarrollan con este tipo de arreglos debido a que reduce costos y hace más productivos los campos; maximizando la vida de las instalaciones de producción ya existentes.
El tiempo de instalación es importante en el desarrollo del campo; el tiempo planeado de instalación desde que empieza la primera producción se reduce cuando se usa este tipo de arquitectura. Al igual que en el arreglo Drill Center dentro de este tipo de desarrollo se encuentran cualquiera de las arquitecturas antes mencionadas.
El sistema Tie-back consta de las siguientes componentes a fin de hacer la extensión del cabezal submarino a superficie:
1. Conector del Tie-back.
2. Herramienta de prueba e instalación del conector del Tie-back. 3. Tie-back de diversos diámetros.
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5.2SISTEMA COOPER CAMERON
La compañía Cooper Cameron desarrolló un sistema Tie-back compatible con los sistemas de cabezales submarinos STC-10 y STM-15. El sistema estándar consiste en las siguientes partes:
1. Conector interno no rotatorio del Tie-back de 20 pulgadas.
2. Herramienta de prueba e instalación del conector de 20 pulgadas. 3. Tie-back de 13 3/8 pulgadas.
4. Herramienta de prueba e instalación del Tie-back de 13 3/8 pulgadas. 5. Tie-back de 9 5/8 pulgadas.
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5.3SISTEMAS ABB VETCO GRAY Sistema de Suspensión de Pozos MLC
1. 30" x 20" x 13 3/8" x 9 5/8" x 7" (opcional). 2. 30" x 16" x 10 3/4" x 7 5/8".
Sistema de Suspensión de Pozos MLH 1. 30" x 20" x 13 3/8" x 9 5/8"
Sistema de Suspensión de Pozos MLL 1. 30" x 20" x 13 3/8" x 9 5/8" x 7"
5.4SISTEMA KVAERNER NATIONAL Constan Sistema Caisson C-1
El sistema de suspensión en el fondo marino C-1 incluye uno de los dos siguientes arreglos de tuberías: 30" x 20" x 13 3/8" x 9 5/8" x 7" ó 30" x 16" x 10 3/4" x 7 5/8", aunque se han desarrollado otras configuraciones de TR's específicas.
Sistema CMS
El sistema CMS, es un medio de suspensión del cabezal similar al Caisson C-1. Tiene configuración de apilamiento hacia abajo, sellos metal a metal y capacidad de más de 900 toneladas sobre el colgador de 9 5/8" y de más de 1,000 toneladas sobre el colgador de 10 3/4".
Sistema CHS
Los programas de tuberías estándar son: 30" x 20" x 13 3/8" x 9 5/8" x 7" (opcional) o bien:
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CAPÍTULO 6
TERMINACIÓN DE FONDO EN POZOS
SUBMARINOS
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6.1 TERMINACIÓN DE FONDO PARA POZOS SUBMARINOS
La terminación en el fondo de pozo que se usa en aguas profundas es la misma que en los pozos convencionales. La variante es que los sistemas son redundantes. La válvula de tormenta es doble, es decir, se colocan dos válvulas de tormenta. Referente al equipo de fondo que se usa se incluyen empacadores, anclas, niples de asiento, guías de entrada para línea de acero y herramientas, juntas de disparos, camisas deslizables, etc.
6.2 SISTEMA COLGADOR DE TUBERÍA
El sistema colgador de tubería de producción consiste principalmente de un colgador de tubería y un riser de terminación a fin de conectar el cabezal submarino.
La principal función del colgador es proporcionar un soporte mecánico a la tubería de producción y un medio de comunicación para los pozos de producción y espacio anular dentro del árbol de producción submarino. Sella el espacio anular entre la tubería de producción y revestimiento, al mismo tiempo proporciona un acceso al espacio anular para comunicación con el fondo del pozo.
6.3 INTERFASE CON EL CABEZAL SUBMARINO
1. Existen cinco opciones para la interfase entre el colgador de la TP y el cabezal. 2. Cabezal para sistema de suspensión mudline.
3. Cabezal submarino.
4. Bola adaptadora de terminación.
5. Carrete para colgador de tubería de producción. 6. Cabezal especial.
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6.4 AGUJEROS DIVERSOS
El colgador de la TP puede tener diversos agujeros que comuniquen al pozo. Estas penetraciones pueden incluir:
1. Agujero(s) de producción (acceso). 2. Agujero del Espacio Anular (acceso). 3. Inyección de productos químicos.
4. Válvulas de seguridad subsuperficiales controladas desde la superficie, SCSSV (válvulas de tormenta).
5. Transductores de presión y temperatura. 6. Equipo de bombeo electro centrífugo.
Cada uno de estos tiene como función sellar y se ubica dentro del colgador de la TP y del diámetro interno del colgador de la TR.
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CAPÍTULO 7 RAISER DE TERMINACIÓN
Y REPARACIÓN
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7.1 RAISER DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN
El riser de perforación es la tubería ascendente que proporciona un conducto para operar la tubería de perforación y demás herramientas en el interior del pozo y evitar la comunicación de los fluidos del pozo con el medio marino.
Un riser marino debe diseñarse en tal forma que resista con seguridad los efectos del medio ambiente y operacional. Las olas, mareas y fuertes corrientes que actúan en el riser crean fuerzas significativas y algunas veces vibración. El riser es una parte muy costosa del equipo de plataforma que debe operarse en forma cuidadosa.
7.2 COMPONENTES DE UN RAISER DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN
El sistema de riser de perforación está integrado por los siguientes componentes: a. Cuerpo del riser.
b. Uniones del riser. c. Junta telescópica. d. Junta flexible.
e. Conectores del riser.
f. Sistema tensionador del riser. g. Válvula de llenado.
h. Conjunto inferior del riser.
i. Líneas de estrangular, de matar y auxiliares. j. Accesorios.
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7.3 CLASIFICACIÓN DE LOS RAISER DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN
Los risers de terminación y reparación de pozos se clasifican por su estructura de la siguiente manera: 1. Integral. 2. Enchaquetados. 3. No enchaquetados. 4. No integral. 5. De tubería de perforación.
7.4 OPERACIÓN DEL SISTEMA DE RAISER DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN Las operaciones que se realizan con los risers de terminación y reparación son:
1. Procedimientos de instalación y recuperación de un riser. 2. Manejo de un riser abordo.
3. Criterio operacional.
4. Consideraciones funcionales y operacionales. 5. Inspección y mantenimiento.
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CAPÍTULO 8 TERMINACIÓN EN AGUAS
PROFUNDAS
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8.1 TERMINACIÓN EN AGUAS PROFUNDAS
Las primeras operaciones en aguas profundas tuvieron lugar en el Golfo de México, Brasil, África Occidental a finales de la década de 1970. En el Golfo de México, existen más de 150 descubrimientos en aguas profundas que exceden los 1000 pies de profundidad, de los cuales 12 se hallan a más de 1829 m de profundidad.
Las terminaciones costa afuera se clasifican de acuerdo a su tirante de agua: Tirantes de agua de:
1. Terminaciones submarinas, de pocos metros a 500metros. 2. Terminaciones en aguas profundas, de 500 a 1500metros.
3. Terminaciones en aguas ultra profundas, de más de 1500metros.
En el caso de México y PEMEX Exploración y Producción es importante el desarrollo de las aguas profundas, dado que en tierra y aguas someras la producción disminuye de manera alarmante y el campo Chicontepec aún no termina por despegar del todo. PEP apenas ha llegado a los 1000 metros de tirante de agua, el reto es estar a la par de las grandes compañías mundiales, que ya van en los 3500 metros, por ejemplo, Petrobras, que es un modelo a seguir en el desarrollo de aguas profundas.
En este último capítulo se ve la aplicación de los capítulos anteriores en la terminación de pozos en aguas profundas.
8.2 TERMINACIÓN SUBMARINA
En áreas marinas, la localización y diseño del árbol de producción es una función del tirante de agua y la disponibilidad de las plataformas. En tirantes de agua inferiores a 1,830 [m] ó 6,000 [ft], los árboles pueden instalarse sobre una plataforma marina o spar. Cuando la profundidad del fondo marino excede los 6,000 [ft], la tecnología actual no permite las instalaciones de plataformas marinas, por lo que debe colocarse un “árbol submarino” sobre el fondo del mar.
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Los árboles de producción sumergidos habitualmente son más complejos que las terminaciones con plataformas convencionales, y normalmente incluyen disposiciones para el monitoreo de la presión y temperatura, un hardware sofisticado para el control automático del flujo de fluido.
Los árboles son verticales u horizontales. En general, los árboles verticales se instalan después de bajar la tubería de producción en el pozo. Por lo tanto, si se requiere una reparación, el árbol puede recuperarse sin remover la terminación. Su principal limitación es la dificultad que implica la intervención del pozo después de la instalación. Por el contrario, los árboles horizontales se diseñan a fin de permitir que los ingenieros finalicen una operación de terminación después de instalar el árbol. En consecuencia, la tubería de producción y otros dispositivos pueden bajarse al pozo después de instalar el árbol en su lugar. Además, los árboles horizontales son más compactos.
8.3.- PLANEACIÓN DE LA TERMINACIÓN
El éxito de una operación de terminación de un pozo marino requiere de un equipo multidisciplinario y se compone así como de la compañía operadora de perforación y de servicios, así como de los fabricantes de los equipos. Una vez firmados los contratos, normalmente se requieren al menos dos años para que el grupo de trabajo analice los parámetros técnicos y los obstáculos, determine la estrategia de terminación del pozo.
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El diseño e instalación de terminación de pozos marinos incluyen diversas etapas. Antes de pasar de una etapa a la siguiente, todos los miembros del grupo de trabajo deben aprobar el trabajo realizado a la fecha. Desde el punto de vista económico, la eficiencia de este proceso es tan importante como la tecnología empleada.
Durante la etapa de planeación, los ingenieros evalúan las condiciones dentro de las cuales debe efectuarse la terminación. Las principales que se incluyen son la geología, presión,temperatura, propiedades de los fluidos producidos, regímenes de producción anticipados, asuntos relacionados con el aseguramiento del flujo y la vida productiva prevista para el pozo.
Después de la aprobación del diseño, comienza la compra y manufactura de los componentes de la terminación. Se realizan las pruebas SIT que permite que los ingenieros desarrollen procedimientos de instalación más eficientes, prueben otras opciones para situaciones imprevistas y en última instancia, reduzcan el tiempo no productivo.
Las pruebas se efectúan bajo condiciones simuladas, equivalentes a las existentes en el pozo. Para satisfacer este requerimiento de ejecución, Schlumberger inauguró el Centro de Pruebas de Cameron CTF, en Texas en el año 2004.
El centro, que cuenta con la certificación ISO-9001, permite que los ingenieros realicen el ensamblaje de la terminación, exactamente como se planifica para un pozo específico.
La tecnología de terminación de pozos es un aspecto clave en la maximización de la producción de pozos en aguas profundas. Las técnicas y procedimientos de terminación son generalmente similares, independientemente de la profundidad del agua. Sin embargo, a mayor profundidad las opciones tecnológicas son más limitadas. Por ejemplo, si la profundidad del agua sobrepasa los 6000 [ft], la única opción de diseño del sistema es un sistema de cabezal de pozo submarino con árboles de producción sumergidos.
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Habiendo sido diseñados para pozos en aguas profundas, estos sistemas avanzados se equipan típicamente con medidores de presión y temperatura, válvulas de control de flujo e instalaciones para prevenir la formación de hidratos, y todos los componentes se optimizan para evitar las operaciones de intervención de pozos. Los costos de intervención para pozos submarinos profundos son tan excesivos que se diseñan para evitar una intervención.
Las tuberías ascendentes de producción que se usan en estructuras marinas fijas, tales como las TLP’s, no constituyen una opción para profundidades mayores a los 1372 [m] o 4500 [ft] de profundidad. Cuando se instala el equipo de producción en el lecho marino se suelen presentar importantes dificultades: cañones profundos, diapiros salinos y superficies del lecho marino potencialmente inestables. También preocupa el costo y la eficiencia del proceso de terminación.
La operación de terminación de pozos efectuadas desde una embarcación de perforación posicionada dinámicamente en más de 2134 [m] o 7000 [ft] de tirante de agua, cuestan alrededor de 17,000 dólares por hora y requieren de la coordinación de unas 200 personas de varias compañías en la localización. La terminación de pozos para los campos Aconcagua y Camden Hills usan técnicas similares para vincular los yacimientos a las instalaciones.
El objetivo es conseguir agotar las reservas de manera rápida, segura, sin intervenciones y libre de problemas, con todos los sistemas de terminación diseñados para yacimientos individuales. Los dos requisitos importantes para estas terminaciones son proveer control de la producción de arena y control de flujo en el fondo del pozo para manejar la potencial irrupción de agua en cada zona productora.
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También permiten la producción controlada y medida de cada zona maximizando el yacimiento. Los diseños incorporaron la estimulación por fracturamiento hidráulico y empaques de grava de última generación para intervalos largos y heterogéneos, sistemas de control de la producción de arena y sistemas submarinos de control de pozos.A pesar de que la inversión inicial en los componentes de la terminación y su instalación representaron más de 20 millones de dólares por pozo, el equipo a cargo del proyecto también consideró el costo potencial de las operaciones de reparación de pozos; en este caso, la intervención del pozo costaría aproximadamente 10 millones de dólares por pozo. Dada la magnitud de estos costos, el equipo de fondo de pozo controlado en forma remota es una alternativa efectiva en materia de costos frente a las intervenciones.
En los campos Aconcagua y Camden Hills, la operación de terminación se conduje desde el Transoceánico DiscovererSpirit, una embarcación de perforación posicionada dinámicamente. Para optimizar el tiempo de la embarcación, las operaciones de terminación se diseñaron de modo de tomar ventaja de las capacidades avanzadas en el manejo de tuberías del sistema. Durante la operación de terminación, se tenía activa en el área una embarcación de tendido de tuberías, una embarcación de perforación y un vehículo operado en forma remota ROV, lo cual requirió de una cuidadosa coordinación y vigilancia por parte de cuadrillas de trabajo.
El diseño y procedimiento de terminación los seis pozos en los campos Aconcagua y Camden Hills eran similares. En primer lugar, se bajó el árbol submarino horizontal y se probó exitosamente.
La embarcación de perforación posee dos mesas rotativas; el árbol submarino se bajó desde la mesa rotativa instalada en la parte posterior de la embarcación, mientras que la tubería ascendente de perforación con el conjunto de preventores BOP, se bajó desde la mesa rotativa delantera. La instalación del equipo de terminación comenzó después de bajar y trabar el conjunto BOP. Después de probar el conjunto BOP, se perforaron los tapones de abandono temporales, y se limpió el pozo desplazando el lodo de perforación con agua de mar y luego salmuera de terminación de cloruro de calcio [CaCl2]. Posteriormente, se usaron espaciadores de desplazamiento, raspadores de tubería de revestimiento, cepillos y herramientas a chorro para minimizar los detritos residuales del pozo. Se usó el cable de adquisición de registros para asentar el empacador colector
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cerca del fondo del pozo, a fin de proveer control de profundidad para las operaciones siguientes de disparo y de control en la producción de la arena. Con el se dispararon los yacimientos de arenisca superiores e inferiores utilizando un equipo de disparo trasportado por la tubería de producción y se terminaron con una configuración de fracturamiento hidráulico y empaque apilado para la producción conjunta.
Se aplico la tecnología innovadora FIV con el empacador QUANTUM X, parte de la familia de empacadores de empaque de grava QUANTUM, y se efectuó un fracturamiento hidráulico seguido de empaque de grava STIMPAC para el control de la producción de arena. Estas válvulas operadas en forma remota se activan con presión en lugar de una intervención física con línea de acero. Estas válvulas aíslan las zonas terminadas por separado para eliminar problemas potenciales.
Los fluidos provenientes de la arenisca inferior ascendieron por la tubería de producción, y la arenisca superior produjo por el espacio anular existente entre tubería de aislamiento y filtro de grava. El conjunto de aislamiento también incorporó la Válvula de Aislamiento de la Formación Controlada por el Espacio Anular AFIV, para proporcionar control del pozo y prevenir la pérdida de fluido en la trayectoria del flujo superior. La terminación de los campos Canyon Express establecieron muchos récords para proyectos en aguas profundas; algunos de ellos ya fueron superados como sucede con récords mundiales en cualquier ambiente dinámico de operación.
El empacador QUANTUM X es un empacador versátil y sólido diseñado para terminaciones que incluyen control de la producción de arena, tales como empaque de grava, y tratamientos de estimulación de alta presión y alto volumen. En este caso, los servicios STIMPAC combinaron el fracturamiento hidráulico y el empaque de grava en una sola operación. Esta técnica de fracturamiento y empaque atraviesa el daño de formación y minimiza el deterioro de la productividad que es común en los empaques de grava en pozos entubados convencionales. Esta operación de estimulación fue ejecutada con las embarcaciones de estimulación marina DeepSTIM I y DeepSTIM II. Las embarcaciones DeepSTIM permiten efectuar tratamientos de gran capacidad y
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operaciones de bombeo a altos regímenes y alta presión, fracturamiento hidráulico, acidificación o empaque de grava en aguas profundas.
En el campo Camden Hills los récords incluyeron la mayor profundidad de agua, 2197 [m] ó 7209 [ft], para el desarrollo del campo; un récord mundial de profundidad al tiempo de colocar una válvula subterránea de seguridad controlada desde la superficie a 3016 [m] ó 9894 [ft] debajo del nivel del mar; los primeros tres fracturamientos y empaques apilados con cuatro dispositivos de aislamiento por zonas; y la movilización más rápida del sistema SenTREE 7; en sólo 25 minutos. Para mejorar la eficiencia de trasladar la embarcación DiscovererSpiritde una localización a otra, el conjunto BOP permaneció desplegado debajo de la embarcación, a unos 122 [m] ó 400 [ft] sobre el lecho marino, ahorrando millones de dólares en tiempo de equipo. Éstas y otras marcas se alcanzaron antes de lo programado y sin accidentes o daños por tiempo perdido.
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8.4. ELEMENTOS DE LA TERMINACIÓN DE UN POZO
Las principales preocupaciones durante la terminación de un pozo dependen de la orientación del pozo, en el Golfo de México la mayoría de los pozos presentan el problema de control de arenas, el método más adecuado para el control de arena es poniendo grava alrededor de los liners. No hay consideraciones especiales de los equipos necesarios para el control de arena al trabajar en aguas profundas. Teniendo en cuenta que todo el equipo de terminación normalmente funciona por debajo del colgador, los componentes de la terminación pueden incluir:
Empacador: El empacado incluye una "percepción" de que la unidad de sentidos emite pulsos de presión generados por los equipos de la especialidad por la cadena de tuberías. Cuando la combinación correcta en la amplitud y la frecuencia que llega, los conjuntos realizan el empacado.
Línea de lodo colgada con tubería MLTH.Se componen de la cadena de tuberías debajo de la válvula de tormenta SCSSV, y establece mediante una línea de control los pozos con las instalaciones flotantes de producción. Los resbalones de anclaje de la MLTH al casing a partir de su instalación para soportar el peso de la tubería colgada permiten un cierto peso de la línea.
Sello de producción: El sistema de sellado impide los esfuerzos en la tubería no dañen el aparejo mediante un anclado que no permite el movimiento del sello durante los cambios normales en la velocidad y la presión de los fluidos.
SCSSV (válvula de tormenta):Existen tres tipos de SCSSV’s que se usan en las operaciones en aguas profundas: pesada de tipo primavera, cargada de nitrógeno, y equilibrada. Las válvulas pesadas tipo primavera, consideradas "normales" para operaciones superficiales de agua, usan una fuente para compensar la presión anular hidrostática y ayuda en el cierre de la válvula cuando la presión aplicada por la línea de control es desfogada a la atmósfera.
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En situaciones más profundas, como las de aguas ultra profundas, la de tipo primavera ejerce una fuerza más poderosa para superar la presión hidrostática en la válvula. Como resultado de ello, las presiones de apertura son muy grandes.
Dos alternativas en aguas profundas de la válvula pesada de tipo primavera son: "impulso de nitrógeno" o válvulas de carga, que usan nitrógeno para proporcionar la fuerza necesaria para superar la presión hidrostática, y las válvulas "Equilibradas" de línea, que disponen de dos líneas de control de funcionamiento de la válvula, con una "línea abierta" y una "línea estática". Además de ser simple. su diseño, las válvulas de línea balanceadas pueden ser bombeadas para cerrarse como último recurso, si hay algún problema de cierre.
8.5. CONSIDERACIONES OPERACIONALES
Uno de los problemas con la instalación de las terminaciones submarinas de aguas profundas es la longitud y la complejidad de la cadena de mando y el tiempo necesario para ejecutar el proyecto.
Las operaciones para el funcionamiento de la tubería y el árbol en posición vertical y los sistemas de árbol horizontal figuran en la selección del diseño. La complejidad de una cadena de aterrizaje de un doble árbol de suspensión vertical puede ser evitada con árboles horizontales o con vehículo remoto ROV. Muchos de los problemas operativos asociados con las terminaciones se refieren a los desechos: los desechos procedentes de la canalización vertical, del BOP o de las operaciones de molienda. Los ambientes de aguas profundas tienen el efecto adicional de la operación de la mudline a bajas temperaturas. Estas bajas temperaturas pueden reducir la eficiencia de los disolventes.
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8.6.- TERMINACION INTELIGENTE
Las terminaciones inteligentes tienen la mayor parte de sus aplicaciones en el medio ambiente submarino, en especial en aguas profundas. Los beneficios de estas aplicaciones sólo pueden derivarse cuando el sistema está implementado con éxito. Una implementación exitosa requiere de la interfaz de una gestión eficaz de los diferentes componentes del proceso de terminación. Las aguas profundas poseen sus propios problemas de desarrollo. Éstos incluyen el alto costo de desarrollo, limitaciones con las tecnologías existentes y las cuestiones relativas a la aplicación de otras tecnologías nuevas.
Las actividades de desarrollo en estos entornos son más costosas que la perforación estándar y la tecnología suele ser llevada al límite. Esto ha resultado en la necesidad de desarrollar y aplicar nuevas tecnologías e invertir en la mejora de las ya existentes. Así, las terminaciones inteligentes se están convirtiendo en un componente importante de la mayoría de las actividades de desarrollo en aguas profundas. La aplicación de esta tecnología puede ser debido a la importante mejora de la fiabilidad de los sistemas, una mayor comprensión del funcionamiento de los componentes y el valor económico obtenido de la tecnología. La mejora de la fiabilidad podría estar asociada con un mayor número de instalaciones en el mundo. Las lecciones aprendidas de estas instalaciones han dado lugar a una mejor integración de los componentes.
En un entorno de aguas profundas, entre otros beneficios, las terminaciones inteligentes permiten a los operadores la reducción de las intervenciones, y pueden monitorear y controlar remotamente el flujo de los fluidos del pozo, optimizando así la producción, a fin de maximizar el valor de los activos. Grandes campos en aguas profundas con un número limitado de pozos requieren pozos inteligentes para maximizar su capacidad de producción.
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El campo Agbami, es un yacimiento con muchas zonas de producción y los pozos necesitan la instalación de sistemas inteligentes para manejar los diferentes frentes de fluidos. El yacimiento tiene muchas zonas de producción con alta calidad en las propiedades de la roca. Los sistemas inteligentes consisten en válvulas de control de intervalo ICV´s, y muchos sensores, que se utilizan para monitorear, analizar y controlar la inyección y la producción a nivel zonal. El análisis de los datos de los sensores permite las operaciones para estimar y calcular la capacidad real de las tasas de flujo. Las decisiones del control de las operaciones están basadas en el análisis de datos, cuyos resultados se utilizarán para optimizar el rendimiento del campo en general y maximizar los beneficios. Usando una combinación de escenarios de pruebas y de mitigación de estrategias, varias decisiones clave son hechas, incluyendo el número y ubicación de la colocación de las ICV´s, basadas en el tipo de pozo y la producción.
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Uno de los objetivos clave para la optimización del rendimiento de los activos es maximizar y acelerar la recuperación mediante la producción de los pozos de una forma óptima mediante las terminaciones inteligentes, lo que retrasará la llegada del agua y del gas al tiempo que se respetan las limitaciones mecánicas de la producción. Esto permitirá al activo mantener la producción en la meseta.
El reto para los operadores es saber dónde está el exceso de capacidad productiva existente en la red en cualquier momento, y lo que hace el control son ajustes que pueden ser adoptados si se producen fallas. Por lo tanto, el monitoreo, análisis y control denominado MAC, debe estar en proceso de para responder a las interrupciones no planificadas de las operacionales y estar preparados para el comportamiento a largo plazo. El proceso MAC ha clasificado los distintos estudios que se centran en torno a la aplicación eficiente de los pozos inteligentes. La clave en este proceso es el módulo de análisis. Basándose en los datos de los sensores, el primer paso de análisis suele ser la asignación de las zonas de producción. La capacidad de simulación numérica también se extiende a simular múltiples zonas de flujo con las ICV´s. Se desarrolló y aplico una técnica de optimización dinámica para la simulación de yacimientos y el modelado de un pozo multizona con sistemas inteligentes con ICV´s. Las decisiones de control de las operaciones se realizan a través del análisis del proceso con el objetivo de reducir los costos de operación y acelerar la recuperación.
Un sistema de pozos inteligentes ayuda a los operadores en la mitigación de los problemas de producción a corto plazo, sin costosas intervenciones. En el largo plazo, un sistema de pozos inteligentes ayuda a reducir el impacto de las incertidumbres geológicas a través del manejo de los frentes de los fluidos del yacimiento. El MAC es un proceso de la utilización de las Terminaciones Inteligentes, donde se puede identificar los rangos de funcionamiento del pozo.
El "Tiempo de Referencia" es la identificación del rendimiento del pozo, en el cual se disminuye el tiempo de reacción para ejecutar los planes de mitigación de los problemas, cuando se presentan o se crean situaciones negativas.
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8.7.- SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN
La terminación de pozos en aguas profundas también incluye el uso de los SAP. El bombeo mecánico “NO” se usa en aguas profundas, pues por lo remoto de esos lugares y por el tamaño del equipo superficial es prácticamente inviable. El Bombeo Neumático Inteligente suele ser aplicado en pozos de aceite mediano y ligero, y en yacimientos que tengan un buen casquete de gas a alta presión. El BN Inteligente ya fue explicado en el capítulo 06, así como el BN Continuo combinado con una terminación inteligente. En aguas profundas, la mayoría de los aceites
encontrados son pesados o extrapesados. A veces el BN Inteligente no posee la suficiente fuerza para levantar fluidos tan pesados y que tienen que elevarse a grandes distancias. Ante esto, el SAP más aplicado en aguas profundas es el bombeo electro centrífugo. El BEC es el sistema artificial ideal en aguas profundas, dado su versatilidad y su diseño compacto, dicha versatilidad se debe a la combinación de las válvulas de control de flujo, el variador de voltaje y las bobinas de fondo. Puede producir aceites pesados, incluso puede hacerlo si esos aceites contienen agua o arena.
8.6. FUTURO DEL DESARROLLO DE CAMPOS EN AGUAS PROYECCIÓN
Los descubrimientos en aguas profundas hasta la fecha han contribuido aproximadamente con 60 mil millones de barriles, 9500 millones de [m3] de petróleo a las reservas mundiales, sin embargo, sólo alrededor del 25% de las reservas en aguas profundas han sido o están siendo desarrolladas; tal vez tan sólo un 5% haya sido producido. Durante el tiempo relativamente corto que las compañías de petróleo y gas han explorado y producido en aguas profundas, el éxito en las exploraciones en este ambiente ha subido de cerca del 10% a más del 30% en todo el mundo. Aún queda mucho trabajo que hacer en materia de caracterización de yacimientos en ambientes de aguas profundas. Muchos yacimientos en aguas profundas terminan siendo más complicados de lo inicialmente pensado, lo cual no sorprende dado que las primeras interpretaciones se realizan sobre la base de datos estáticos, relativamente limitados y provenientes de levantamientos sísmicos, posiblemente registros de uno o más pozos de exploración y, raramente, extracción de núcleos.
Los datos de yacimientos análogos guían excelentemente las interpretaciones de yacimientos.
