INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA UNIDAD TICOMÁN-CIENCIAS DE LA TIERRA.
SEMINARIO DE ACTUALIZACIÓN CON OPCIÓN DE TITULACIÓN DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS PETROLEROS.
TESIS
ANÁLISIS DE RIESGOS EN LA PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS.
A FIN DE OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO PETROLERO.
P R E S E N T A N:
GOMEZ FUENTES ALEJANDRA MAULEON BARRON ERIK YAIR NERI NIETO LEONARDO DAMIAN VARGAS DONIS OSCAR
DIRECTORES:
ING. MANUEL TORRES HERNÁNDEZ ING. ALBERTO ENRIQUE MORFÍN FAURE
CIUDAD DE MÉXICO, NOVIEMBRE 2020.
AGRADECIMIENTOS.
Agradezco profundamente y con el alma a mis padres Alejandro y Noraima, por siempre confiar en mí y apoyarme desde el principio de la carrera, aun sabiendo que estaríamos lejos físicamente. Quienes con tanto esfuerzo, dedicación y sacrificio me han formado, educado y apoyado a lo largo de estos años, procurando siempre mi bienestar e impulsándome a ser cada día una mejor persona.
A mi madre, quien me ha demostrado que a pesar de las adversidades que la vida nos presenta, debemos seguir adelante.
A mis hermanos (Noraluz, Francisco y Alejandro) quienes han sido mi ejemplo, me han inspirado a luchar y alcanzar todo aquello que me propongo, los quiero muchísimo.
Gracias a la vida por poner en mi camino a maravillosas personas a lo largo de la carrera, quienes se convirtieron en entrañables amigos, por las experiencias vividas y los momentos compartidos. Se ganaron un lugar en mi corazón y siempre los tendré presentes.
Al Instituto Politécnico Nacional por abrirme las puertas en esta casa de estudios y así adquirir los conocimientos necesarios para desenvolverme profesionalmente.
ALEJANDRA GOMEZ FUENTES.
A mi madre por su valor y coraje, por estar siempre conmigo y brindarme su apoyo incondicional, quien con esfuerzo y sacrificio me ha educado y enseñado el camino del bien.
A mis familiares que han partido, por ser mi mayor ejemplo a seguir siendo ellos un motivo de superación, quienes marcaron mi vida y me formaron como persona dejando una herencia invaluable.
Al Instituto Politécnico Nacional por abrirme las puertas y permitirme formarme profesionalmente. “Soy Politécnico porque me duele la Patria en mis entrañas y
aspiro a calmar sus dolencias”.
OSCAR VARGAS DONIS.
Sobre todas las cosas debo agradecer primeramente a Dios omnipotente que siempre ha mostrado ser un Dios fiel con este su hijo. FILIPENSES 4:13.
No podría no mencionar a mi familia Guadalupe Barrón, Esthephany Mauleón, y agradecer el apoyo incondicional que aún en mis peores momentos y con mi peculiar carácter me han brindado, con especial dedicación a mi padre MARIO MAULEÓN SALINAS que a pesar de las adversidades me ha enseñado a seguir adelante.
Por último, pero no menos importante gracias Fernanda Uribe por apaciguar esas tormentas y mantenerte a mi lado con el propósito de ser una cuerda de tres hilos.
GRACIAS. ERIK YAIR MAULEON BARRON.
Gracias a mi familia por todo su apoyo y motivación para seguir adelante día a día y no dejarme vencer ante las adversidades y complicaciones que me ha traído la vida, por regalarme una sonrisa cada día y sobre todo por no perder la fe en mí.
LEONARDO DAMIAN NERI NIETO.
CONTENIDO.
RESUMEN.
ABSTRACT.
OBJETIVO.
INTRODUCCIÓN.
CAPÍTULO 1. ANÁLISIS DE RIESGOS. 1
1.1 CONCEPTOS FUNDAMENTALES. 1
1.1.1 Riesgo. 1
1.1.2 Peligro. 2
1.1.3 Falla. 2
1.2 DEFINICIÓN Y ELEMENTOS DEL ANÁLISIS DE RIESGOS. 3 1.3 APLICACIÓN Y PROCESO DE ANÁLISIS DE RIESGOS. 4
1.3.1 Identificación de eventos. 5
1.3.2 Evaluación de las consecuencias. 5
1.3.3 Obtención de la frecuencia. 6
1.3.4 Caracterización del riesgo. 7
1.3.5 Evaluación de resultados y recomendaciones. 8
1.3.6 Informe de análisis. 8
1.4 CLASIFICACIÓN DE ANÁLISIS DE RIESGOS. 9
1.4.1 Análisis de riesgos cualitativos. 9
1.4.2 Análisis de riesgos cuantitativos. 9
1.4.3 Metodologías de análisis y evaluación de riesgos. 10
CAPÍTULO 2. OPERACIÓN DE PERFORACIÓN. 13
2.1 SECUENCIA DE PERFORACIÓN PARA POZOS CONVENCIONALES. 13
2.1.1 Primera etapa. 14
2.1.2 Segunda etapa. 15
2.1.3 Etapa de explotación. 16
2.1.4 Terminación del pozo. 17
2.2 ELEMENTOS DE LA PLANEACIÓN DURANTE LA PERFORACIÓN. 17
2.2.1 Análisis de las geopresiones. 18
2.2.2 Asentamiento y diseño de tuberías de revestimiento. 19
2.2.3 Barrenas. 20
2.2.4 Trayectoria del pozo. 21
2.2.5 Hidráulica de la perforación. 21
2.2.6 Fluido de perforación. 22
2.2.7 Registros geofísicos. 23
2.3 PROBLEMAS EN LA PERFORACIÓN. 24
2.3.1 Inestabilidad del pozo. 24
2.3.2 Pérdida de circulación. 24
2.3.3 Manifestaciones. 25
2.3.4 Pegadura de la tubería. 26
2.3.5 Pesca de la tubería. 27
2.3.6 Embolamiento. 28
2.3.7 Floculación de fluido. 28
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS EN LA PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS. 29
3.1 METODOLOGÍA. 29
3.1.1 Descripción de la metodología. 29
3.1.2 Propósito e importancia. 30
3.1.3 Implementación. 30
3.2 PREPARACIÓN DE DATOS. 31 3.2.1 Inventario de pozos. 31 3.2.2 Definición de pozo típico. 32 3.2.3 Diagramas de los pozos. 33 3.2.4 Identificación de fallas. 33
3.2.5 Políticas y procedimientos operativos. 33
3.2.6 Requisitos reglamentarios. 34 3.2.7 Lista de definiciones, términos y acrónimos. 34
3.3 ESTRUCTURA DE LA METODOLOGÍA. 34
3.4 PROCESO DE EVALUACIÓN. 35
3 .4.1 Identificación de problemáticas. 35
3.4.2 Determinación de consecuencias. 36
3.4.3 Determinación de la gravedad de las consecuencias. 36
3.4.4 Determinación de la probabilidad. 36
3.4.5 Categorización del riesgo. 37
3.4.6 Tabla de registros de riesgo. 37
CAPÍTULO 4. CASO DE APLICACIÓN. 38
4.1 GENERALIDADES DEL CAMPO KU. 38
4.1.1 Ubicación. 38
4.1.2 Marco geológico. 41
4.2 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA ¿QUÉ PASA SÍ? 43
4.2.1 Selección de pozos. 43
4.2.2 Estudio de los eventos de perforación. 44
4.2.3 Frecuencia de los eventos de perforación. 44
4.2.4 Índice de consecuencia. 48
4.2.5 Categorías de los riesgos. 50
4.2.6 Registro de riesgo. 52
4.2.7 Recomendaciones y sugerencias para el caso de estudio. 54
CONCLUSIONES-RECOMENDACIONES. 55 ANEXOS DE FIGURAS, TABLAS, TÉRMINOS Y ABREVIATURAS.
LISTA DE TABLAS Y FIGURAS.
BIBLIOGRAFÍA.
RESUMEN.
El análisis y evaluación de riesgos en la industria petrolera, es un tema muy importante debido a que las diferentes operaciones involucran un riesgo alto para el personal, el medio ambiente y la compañía.
La presente tesis tiene como finalidad dar a conocer la metodología teórica y práctica para realizar un análisis y evaluación de riesgos en la etapa de perforación.
En el capítulo uno, se definen los conceptos fundamentales del análisis de riesgos (riesgo, peligro y falla) para una mejor comprensión del tema, así como los elementos, aplicación y proceso del análisis de riesgos.
En el capítulo dos, se conceptualizan las diferentes etapas de perforación de un pozo petrolero, los elementos de la planeación y los problemas que se presentan durante la perforación.
En el capítulo tres, se describe la metodología ¿Qué pasa sí?, los datos necesarios para desarrollarla y la estructura de la misma.
En el capítulo cuatro, se realiza un caso práctico, empleando los conceptos abordados en los capítulos anteriores, aplicando la metodología seleccionada para un conjunto de 15 pozos pertenecientes al campo Ku, obteniendo el estudio de los eventos de perforación, frecuencia, categorías de los riesgos y registro de riesgo.
ABSTRACT.
The risk analysis and assessment in the oil industry, is an important topic due to the different operations involve a high risk for the personnel, environment and the company.
The purpose of this thesis is to present the theoretical and practical methodology to carry out a risk analysis and assessment in the drilling operation.
In the first chapter, the fundamental concepts of risk analysis (risk, hazard, failure) are defined for a better understanding of the topic, as well as the elements, application and the process of risk analysis.
In the second chapter, the different phases of drilling an oil well are conceptualized, as well as the planning elements and problems that occur during drilling operation.
In the third chapter, it is described the “What If” Methodology, the data needed to developed it, and its structure
In chapter four, a practical case is carried out, using the concepts discussed in the previous chapters, applying the “What If” Methodology for a set of 15 wells belonging to the Ku field, obtaining the study of drilling events, frequency, risk categories and risk register.
OBJETIVO.
Definir y conceptualizar el análisis de riesgos, así como las metodologías empleadas en la industria petrolera. Analizar e identificar riesgos en la etapa de perforación, mediante la aplicación de la metodología What If para un conjunto de pozos pertenecientes al campo Ku y proponer recomendaciones para reducir la probabilidad de eventos de alto riesgo y limitar sus consecuencias hasta un nivel aceptable.
INTRODUCCIÓN.
Durante la etapa de perforación de un pozo petrolero, se presentan diferentes problemáticas, entre las cuales se pueden mencionar inestabilidad del pozo, pérdida de circulación, pegadura de tuberías, embolamiento, entre muchas más. Dichas problemáticas involucran una gran cantidad de riesgos, que impactan de manera negativa al personal, las instalaciones, el medio ambiente o a la empresa misma.
Uno de los principales desafíos que ha estado presente en la industria petrolera durante muchos años, es realizar las diferentes operaciones de forma segura para evitar eventos no deseados, sin embargo, no siempre ha sido posible y han ocurrido una gran cantidad de accidentes en la industria petrolera en diferentes partes del mundo.
Por lo que, con el paso de los años se le ha proporcionado una mayor importancia al análisis y evaluación de riesgos para cada uno de los proyectos que se llevan a cabo, con el fin de mantener la seguridad de las diferentes actividades y proyectos.
Es así como diferentes organismos (PEMEX y ASEA en el caso de México) se han encargado de elaborar guías técnicas para realizar un análisis de riesgos, con el principal objetivo de mejorar las prácticas, y de esta manera resolver retos operativos que se puedan presentar, manteniendo cada una de las operaciones en las mejores condiciones óptimas y seguras, evitando pérdidas económicas o humanas.
Para el desarrollo de esta tesis, se realizará la aplicación de la metodología ¿Qué pasa sí?, en inglés conocida como “What If”, para un conjunto de pozos de perforación, pertenecientes al campo KU ubicado en la sonda de Campeche, con la finalidad de analizar, evaluar e identificar las problemáticas presentes que se involucran durante la etapa de perforación, con el propósito de calcular la frecuencia de ocurrencia de dichos eventos, la probabilidad de ocurrencia, categorizando los riesgos según corresponda, y proporcionar recomendaciones para evitar, disminuir o mitigar las problemáticas que se presentan.
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CAPÍTULO 1.
ANÁLISIS DE RIESGOS.
1.1 CONCEPTOS FUNDAMENTALES.
Al hablar de análisis de riesgos, se involucran diferentes conceptos, por lo que es importante conocer cada uno de ellos para comprender mejor el tema. Entre los conceptos más importantes que destacan son: riesgo, peligro y falla. De igual manera, es importante mencionar y describir los métodos que se emplean en el análisis de riesgos, los cuales se presentan a lo largo del desarrollo de este trabajo.
1.1.1 Riesgo.
Para el caso de análisis de riesgos y para fines de desarrollo de este trabajo, se presentan las siguientes definiciones, de acuerdo a la NORSOK Z-013 (2001), el riesgo se define cómo:
“La combinación de la probabilidad de ocurrencia de daño y la gravedad de ese daño”.
La definición de riesgo comúnmente aceptada a menudo se expresa como una relación matemática que se encuentra asociada a dos componentes y está dada por la figura 1.
De acuerdo a la definición presentada con anterioridad es posible deducir que el riesgo puede reducirse si la probabilidad de que ocurra un evento adverso se reduzca, o siendo el caso de que el evento ocurra, los efectos deben ser menores.
RIESGO Probabilidad del evento Consecuencia del evento
Figura 1. Relación matemática de riesgo (W.K Muhlbauer, 2004)
Para comprender completamente el riesgo se requiere que se respondan las siguientes tres preguntas (W.K Muhlbauer, 2004).
1. ¿Qué puede salir mal?
2. ¿Qué tan probable es?
3. ¿Cuáles son las consecuencias?
1.1.2 Peligro.
De acuerdo a la ISO 16530-2 (2013), el peligro se define cómo:
“Fuente de daño potencial o una situación con el potencial de causar pérdida (cualquier consecuencia negativa)”.
Esto se atribuye, a que el peligro es toda aquella condición ya sea física o química que cuenta con el potencial de causar un daño, el cual puede ser tanto al personal, a las instalaciones o en su caso al ambiente.
1.1.3 Falla.
Al hablar de análisis de riesgos, una falla se define cómo:
“Estado anormal e indeseable de un elemento del sistema, inducido por la presencia de un comando incorrecto o la ausencia de uno apropiado, o por un fracaso. Todos los fracasos causan fallas, pero no todas las fallas son causadas por un fracaso”
(ISO 16530-2, 2013).
1.2 DEFINICIÓN Y ELEMENTOS DEL ANÁLISIS DE RIESGOS.
El análisis de riesgos es una herramienta empleada por compañías que desean comprender adecuadamente sus riesgos durante la fase de diseño, planificación o proceso, para evitar incidentes o mitigar accidentes graves y así mejorar la resistencia a eventos no deseados.
Página | 3 Este término en inglés se conoce como risk analysis, y de acuerdo a la NORSOK Z- 013 se define cómo:
“Uso estructurado de la información disponible para identificar peligros y describir riesgos”.
El término de análisis de riesgos se encargará de evaluar todas las causas y las consecuencias que conlleva un evento no esperado y el riesgo que el mismo involucra tanto para el personal, medio ambiente y la compañía. Su importancia radica en determinar la gravedad del riesgo y de esta manera realizar recomendaciones para controlar y prevenir eventos no deseados en un futuro, y así poder mitigar las consecuencias, evitando pérdidas económicas, humanas, medio ambiente, instalaciones, etc.
El análisis de riesgo se compone de tres elementos centrales (figura 2):
• Evaluación de riesgos (Risk Assessment).
• Gestión de riesgos (Risk Management).
• Comunicación de riesgos (Risk communication).
Comunicación de riesgos
Gestión de riesgos Evaluación
de riesgos
Figura 2. Elementos del análisis de riesgos. (Modarres, 2004).
• Evaluación de riesgos: Estima la probabilidad o la frecuencia de una pérdida y se mide o estima la magnitud de ésta, es decir la consecuencia que provoca. Se evalúa cada uno de los escenarios que llegan a tener un mayor impacto o bien que suceden con mayor frecuencia, y así prevenirlos y observar los métodos que sean capaces de controlar o minimizar cada uno de ellos.
• Gestión de riesgos: Se encarga de estimar, evaluar, minimizar y controlar la probabilidad o frecuencia de ocurrencia de un evento no deseado.
• Comunicación de riesgos: Involucra las dos anteriores, en esta área las personas encargadas de tomar decisiones comparten, discuten e intercambian la información sobre los riesgos, las consecuencias que involucra, realizando un enfoque del riesgo y las opciones que existen para gestionar o manejar dicho riesgo.
1.3 APLICACIÓN Y PROCESO DEL ANÁLISIS DE RIESGOS.
El propósito del análisis de riesgo es proveer información sobre los principales riesgos y su aceptabilidad para una toma de decisiones y una planeación más efectiva, tanto en la prevención, como en la eliminación y control de riesgos a la seguridad.
Las etapas de un proceso de análisis y evaluación de riesgo, se presentan en la figura 3.
Identificación de eventos
Evaluación de las consecuencias
Obtención de frecuencias de los eventos
Caracterización del Riesgo
Evaluación de resultados y Recomendaciones
Informe de análisis
Figura 3. Diagrama de proceso de análisis de riesgos.
Página | 5 1.3.1 Identificación de eventos.
La identificación de las áreas problemáticas se basa en una revisión exhaustiva del diseño de equipos, procesos o instalaciones. El punto de partida de esta revisión es examinar tres funciones de seguridad (Anexo A, tabla 5). Para cada una de las funciones de seguridad, se enfoca en identificar situaciones que pueden perjudicarlas (Ostebo et al, 1991).
Esto nos lleva a un conjunto de condiciones de accidentes. El siguiente paso es identificar los escenarios de accidentes que pueden causar las condiciones que causan un fallo. Estos escenarios se deben enumerar para realizar una evaluación detallada.
Durante el análisis de riesgo, los métodos se basan en una falla presente a la vez;
no se consideran fallas múltiples debido a la gran cantidad de permutaciones que serían necesarias para la evaluación (Dethlefs et al, 2011). Esta limitación se puede superar haciendo una agrupación de distintas fallas o eventos similares. Se puede evaluar un segmento completo ya que las consecuencias serán las mismas, sin importar cuál fue el motivo de la falla.
1.3.2 Evaluación de las consecuencias.
Determinar la consecuencia.
Una vez que se han identificado los eventos problemáticos, se debe realizar un análisis de las consecuencias detallado para los escenarios identificados como problemáticos. Se debe describir cada eslabón en la cadena de eventos que conduce desde el accidente inicial al deterioro de una función de seguridad.
La evaluación se realiza completando los siguientes pasos (Dethlefs et al, 2011):
• Describir y registrar la razón más probable para el modo de falla.
• Determinar y registrar las consecuencias.
• Determinar y registrar la gravedad para cada categoría de consecuencia que se evalúa. (Seguridad, impacto ambiental, daño a las instalaciones, interrupción del negocio, etc.)
Las consecuencias se registran en la tabla 1:
Gravedad de las consecuencias.
Para determinar la gravedad de la consecuencia para cada categoría a evaluar, se emplea un número de gravedad apropiado que proviene de la tabla 1 y se ingresa en la columna correspondiente en el evento de falla que se esté evaluando.
1.3.3 Obtención de frecuencia de los eventos.
El análisis de frecuencia de un escenario comienza después de que se describió el mecanismo o la razón de la falla, con esto las probabilidades entonces pueden estimarse para cada tipo de evento. Para ello se debe determinar y registrar la probabilidad de falla o de presencia de un evento.
Es importante utilizar la experiencia previa y el juicio de ingeniería para ayudar a determinar qué tan probable es que ocurra el evento de falla. (Dethlefs et al, 2011).
Seguridad Impacto Ambiental
Daño a Instalaciones
Interrupción del negocio 4 Catastrófico
DESCRIPCIÓN DEL ÍNDICE DE CONSECUENCIA
2 Moderado
1 Menor
Categoria
3 Grave
Tabla 1. Descripción del índice de consecuencia.
Página | 7 La probabilidad se debe registrar en un formato similar al siguiente (tabla 2):
1.3.4 Caracterización del riesgo.
Se determina el valor del rango de riesgo utilizando los números de la gravedad de la consecuencia y probabilidad de ocurrencia de un evento. El riesgo se determina a través de una matriz, donde en el eje X se encuentra la gravedad de la consecuencia (Menor, Moderado, Grave, Catastrófico) y en el eje Y el número de la probabilidad (Remota, Baja, Media, Alta). El nivel de riesgo será igual al producto de la consecuencia por la probabilidad. Cada cuadrante de la matriz tiene una designación del número de riesgo y pueden existir cuatro categorías de riesgo (tabla 3): Alto, significativo, medio y bajo.
CATEGORÍAS DE RIESGO IV
17-25
Alto
Riesgo Alto.
Gestionar el riesgo mediante la prevención y/o mitigación con la máxima prioridad,
promover el problema al nivel de gestión apropiado con un detalle de evaluación de riesgos acorde.
III
12-16 Significativo Riesgo Significativo. Gestionar el riesgo priorizando la prevención y/o mitigación. promover el tema al nivel de gestión apropiado con detalles de evaluación de riesgos proporcionales.
II
5-10 Medio Riesgo Medio Con Controles Verificados. No se requiere mitigación cuando los controles puedan verificarse como funcionales. ALARP debe evaluarse, según sea necesario.
I
1-4 Bajo Riesgo Bajo. No se requiere mitigación.
1 Remota
2 Baja
3 Media
4 Alta
PROBABILIDAD Categoría
Tabla 2. Registro de índice de probabilidad.
Tabla 3. Ejemplo de tabla de categorías de riesgos.
A continuación, se muestra un ejemplo de una matriz de riesgo; se debe considerar que la siguiente matriz es solo una de las muchas que se pueden generar dependiendo de las necesidades de cada compañía, basadas en su propio conjunto de herramientas y tolerancia a riesgos (figura 4).
1.3.5 Evaluación de resultados y recomendaciones.
En el anexo B, existe un departamento que está destinado a capturar recomendaciones o sugerencias, las cuales están enfocadas para prevenir o mitigar los eventos que generen incertidumbre. Se puede agregar cualquier información necesaria relacionada al evento para proporcionar ideas que pudiesen mitigar el problema. (Dethlefs et al, 2011).
1.3.6 Informe de análisis.
El informe final del análisis debe incluir una descripción de la metodología empleada, los procesos utilizados durante la evaluación y algunas sugerencias para los posibles problemáticas que se identifiquen durante el análisis de riesgos;
además de una explicación de las tablas de registro de resultados. (Dethlefs et al, 2011). En el Anexo B, se presenta un ejemplo de la tabla de registro.
MATRIZ DE RIESGO P
R O B A B I L
I D A D
5 II
5
II
10
III
15
IV
20
IV
25
4 I
4
II
8
IIII
12
III
16
IV
20
3 I
3
II
6
II
9
III
12
III
15
2 I
2
I
4
II
6
II
8
II
10
1 I
1
I
2
I
3
I
4
II
5
1 2 3 4 5
CONSECUENCIA
Figura 4. Ejemplo de una matriz de riesgos (Dethlefs et al, 2011).
Página | 9 1.4 CLASIFICACIÓN DE ANÁLISIS DE RIESGOS.
Existen dos tipos de análisis de riesgos los cuales son: Análisis de riesgos cualitativos y análisis de riesgos cuantitativos. En algunas literaturas se llega a considerar un tercer tipo, el cual es el análisis de riesgo mixto o también conocido como semicuantitativo. Cada tipo de análisis de riesgo cuenta con diferentes metodologías, con las que es posible realizar la estimación del potencial, la magnitud de cualquier pérdida y las formas de controlarlas.
1.4.1 Análisis de riesgos cualitativo.
Es una herramienta empleada debido a la falta general de datos completos de la industria. Esto ocurre normalmente a causa de que las compañías operadoras no mantienen registros de cantidad y tipos de fallas que han ocurrido a través del tiempo.
En este tipo de análisis es posible identificar los riesgos basados en una observación de acuerdo a la experiencia, suele ser de los más utilizados debido a que son simples, rápidos de realizar y poco costosos. Para realizar e identificar la pérdida potencial se suele utilizar escalas como baja, media y alta. Sin embargo, se emplea para sistemas más sencillos o simples, como lo es la seguridad de un solo equipo o producto.
Las desventajas que puede presentar este tipo de análisis es que suelen ser subjetivos, y los resultados pueden llegar a variar de acuerdo a las personas que se encuentren involucradas.
1.4.2 Análisis de riesgos cuantitativo.
Se emplea cuando se cuenta con datos de campo adecuados, datos de pruebas y alguna otra evidencia que pueda ser útil, que sean capaces de determinar la frecuencia y la magnitud de las pérdidas, y de esta manera evaluar las probabilidades para llevar a cabo la toma de decisiones adecuadas.
Se utilizan métodos probabilísticos y estadísticos para determinar el riesgo que se encuentre asociado a la actividad pertinente, por lo que permite soportar una decisión con base en la cuantificación de la probabilidad y sus consecuencias.
Los resultados son exactos, ya que admiten un análisis más detallado, además permiten determinar valores absolutos de riesgo, sin embargo, suelen requerir mayor tiempo para su realización y por ende tienden a ser más costosos.
1.4.3 Metodologías de Análisis y Evaluación de Riesgos.
Existen diferentes metodologías que son capaces de identificar riesgos, las cuales son aplicables a distintas situaciones. Cada una cuenta con fortalezas y debilidades y pueden ser ejecutadas en diferentes etapas de un proceso, es posible utilizar más de una metodología si es factible, dependiendo de la etapa y las necesidades del proyecto. (Lifting de México, 2016).
Existen diferentes factores a considerar para la selección de una técnica adecuada para el análisis de riesgos, entre ellos se encuentran:
• Motivo de estudio.
• Tipo de resultado requerido.
• Tipo de información disponible.
• Características del problema.
• Riesgo asociado con el proceso o actividad.
• Disponibilidad de recursos.
Página | 11 Algunos ejemplos de las metodologías existentes para realizar un análisis y evaluación de riesgos se presentan en la tabla 4.
En el anexo C, se encuentra una breve descripción de las metodologías que presentan una mayor relevancia para el desarrollo de este trabajo.
La metodología a seleccionar, debe ser capaz de identificar, evaluar y analizar cada uno de los riesgos que caractericen a la actividad, proyecto y/o instalación correspondiente, considerando el ciclo de vida del mismo, y de esta manera garantizar la correcta administración basada en el riesgo.
Nombre
¿Qué pasa sí? (What if) Lista de verificación / ¿Qué pasa sí?
Análisis de peligros y Operatividad (Hazop) Método Muhlbauer
Análisis de Modos de falla y efecto (FMEA) Análisis de Modos de falla y efecto y criticidad
(FMEAC)
Análisis de Confiabilidad Humana (ACH) Análisis de capas de protección (LOPA)
Análisis Bow-Tie Análisis de Árbol de fallas
Análisis de Árbol de eventos Simulación de consecuencias con software especializado (Radiación térmica, dispersión tóxica, sobrepresión y derrame en superficies
terrestre)
Simulación de consecuencias con software especializado (derrame sobre superficies
marinas)
Estudio para ubicación segura de instalaciones (facility Siting Analysis)
Tipo
Metodología de Análisis de riesgos cualitativo
Metodología de Análisis de riesgos semicuantitativa y
cuantitativa
Análisis de frecuencias
Analisis de consecuencias
Tabla 4. Metodologías de análisis y evaluación de riesgos (ASEA).
Para realizar una correcta verificación y garantizar la operación segura del proyecto y/o instalación, se debe recurrir a un criterio conocido como ALARP y el análisis de capas de protección (LOPA, figura 5).
R I E S G O
Cuantitativa
Semicuantitativa
Cualitativa
No tolerable
ALARP
Tolera- ble
Figura 5. Nivel de riesgo contra metodología a utilizar.
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CAPÍTULO 2.
OPERACIÓN DE PERFORACIÓN.
El objetivo de la perforación es construir un conducto desde el yacimiento hasta la superficie, el cual permite una explotación de hidrocarburos en forma racional, segura y al menor costo posible.
Al iniciar la perforación de un pozo se requiere realizar un plan y un programa; el plan nos indicara las acciones que se deben llevar acabo en la ejecución del proyecto. El programa servirá para ejecutar el proyecto en tiempo y forma, para ello es necesario tener en cuenta los siguientes aspectos:
• Ubicación geográfica.
• Selección del equipo de perforación.
• Selección adecuada de barrenas.
• Diseño de la sarta de perforación.
• Programa de lodo a utilizarse.
• Programa de toma de información.
• Equipo de corte y recuperación de núcleos.
• Estimación de costos.
Este es un proceso general y puede ser aplicado para el diseño de cualquier tipo de pozo (Bruno, 2010).
2.1 SECUENCIA DE PERFORACIÓN PARA POZOS CONVENCIONALES.
La secuencia de la perforación convencional es aquella que se ha empleado con el sistema de perforación rotaria, el cual utiliza sartas de perforación que cumplen con la función de aplicar energía hidráulica y mecánica para ejercer la perforación. Es posible que en algunos casos se recurra al uso de motores de fondo para suministrar la potencia de rotación (Moreno, Ballesteros, 2011).
La perforación requiere de varias etapas, estas etapas son todas aquellas las necesarias para lograr conseguir la profundidad total deseada donde se encuentra la zona productora de hidrocarburos. Las etapas de perforación son las siguientes:
2.1.1 Primera etapa.
Los pozos se empiezan realizando una perforación de un intervalo corto de una manera concéntrica, es decir se empieza con una barrena de diámetro grande y este se va disminuyendo en las siguientes etapas. Conocida como etapa del conductor.
La primera tubería de revestimiento es una tubería de guía, generalmente de un diámetro que varía de 16” a 30”, colocado en profundidades que van entre 150 a 250 pies, y que es cementada hasta la superficie o el lecho marino, en dicha tubería se colocan los preventores y conexiones superficiales (Moreno, Ballesteros, 2011).
Las principales funciones:
• Impedir que formaciones de poca profundidad no consolidadas se derrumben dentro del pozo.
• Proporcionar un conducto para que el fluido de perforación transite desde los equipos de control de sólidos y a las presas.
• Resguardar acuíferos de agua dulce que se encuentren someros.
• Permite la instalación de preventores.
• Sirve de guía a la sarta de perforación.
Procedimiento de perforación para la primera etapa (Hawker et al, 2002).
• Ubicación del equipo de perforación, ya sea en tierra o en mar.
• El pozo puede ser perforado con una barrena de hasta 36” de diámetro.
• Un tubo de diámetro amplio llamado casing o tubería de revestimiento la cual se baja hasta el fondo del pozo.
• Una mezcla de cemento se bombea hasta llenar el espacio anular.
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• Los preventores son instalados cuando la tubería de revestimiento haya sido asentada, estos son situados debajo de la mesa rotaria del equipo de perforación.
• Se instala un desviador de flujo (diverter) como parte del equipo de circulación en superficie.
2.1.2 Segunda etapa.
Conocida como etapa superficial, una vez que se realizó la cementación del tubo conductor (primera etapa), nuevamente se inicia la perforación introduciendo una barrena de menor diámetro, siendo guía la tubería conductora.
La tubería de revestimiento superficial, comúnmente varía entre 20” a 95/8”, la profundidad del asentamiento está en función de los acuíferos someros, pérdidas de circulación; esta profundidad puede variar entre 100 a 3000 pies o más, dependiendo del diseño del pozo (Moreno, Ballesteros, 2011).
Los propósitos para instalar una tubería de revestimiento son los siguientes (Adams, Charrier,1985):
• Mantener la integridad del pozo.
• Evitar y minimizar la perdida de circulación.
• Cubrir zonas endebles que no son capaces de soportar las presiones a las que son sometidas.
• Soportar el peso de las tuberías de revestimiento intermedias y de producción.
La operación se realiza sucesivamente perforando un nuevo agujero cada vez más pequeño, realizando el asentamiento y cementación de tubería de revestimiento de menor diámetro que las anteriores. Las etapas posteriores a la superficial, se les conoce como etapas intermedias.
La profundidad de asentamiento puede variar entre 3000 pies y 10000 pies y el diámetro de la tubería suele ser entre 133/8”, 10 ¾”, 95/8”. La principal función es el
control de zonas de presiones anormales, aislar formaciones problemáticas como lutitas y cubrir zonas con pérdida de circulación severa.
2.1.3 Etapa de explotación.
Conocida como etapa de producción, esta etapa puede ser revestida con tubería y cementada o puede ser dejada con agujero descubierto (figura 6).
Por lo general, esta tubería no se extiende hasta la superficie, es colgada a la tubería de revestimiento anterior inmediata. La profundidad de asentamiento es la profundidad total del pozo, los diámetros de la tubería están en un rango de 4½”, 5”, 7” y 95/8” (Moreno, Ballesteros, 2011).
La tubería puede ser asentada a una profundidad superior, intermedia o inferior a la zona de producción. Los propósitos de la tubería de revestimiento de producción son los siguientes (Adams, Charrier,1985):
• Mantener aislada la zona productora de otras formaciones.
• Proporcionar un espacio de trabajo para la tubería de producción.
• Proteger el equipo de producción.
Otra función de la tubería de explotación es permitir la instalación de empacadores de producción y accesorios para la terminación del pozo.
Figura 6. Representación de las etapas de perforación (Moreno, Ballesteros, 2011).
.
Página | 17 2.1.4 Terminación del pozo.
Conjunto de operaciones que permiten realizar la comunicación entre la formación productora y la superficie, mediante la perforación de la tubería de revestimiento de explotación (Garaicochea, Benítez, 1983).
El proceso de la terminación de un pozo inicia después de la cementación de la última tubería de revestimiento. Para llevar a cabo la terminación del pozo, se requiere de un análisis nodal para poder determinar que aparejos de producción deben emplearse para producir el pozo, adecuado a las características del yacimiento (Sánchez, s.f.).
La terminación de pozos se lleva a cabo mediante las siguientes operaciones (Tovar, 2019).
• Lavado de pozo.
• Fluido de terminación.
• Fluido empacador.
• Empacador de producción.
• Aparejo de producción.
• Medio árbol de válvulas.
• Disparos.
• Estimulación.
• Inducciones.
• Aislamiento de intervalos.
2.2 ELEMENTOS DE LA PLANEACIÓN DURANTE LA PERFORACIÓN.
La planeación de la perforación de un pozo es un aspecto importante en la ingeniería de perforación, debido a que esta requiere de principios de ingeniería, filosofías, experiencia, etc. Existen varios métodos para la planeación de pozos, pero todos se concentran en el resultado final de la perforación de un pozo en forma segura y con un costo mínimo (Adams, Charrier,1985).
La seguridad es la principal prioridad en una planificación, en relación al personal, la seguridad se debe poner por encima de todos los aspectos, la segunda prioridad en la seguridad recae en el pozo; la planificación debe estar diseñada para minimizar riesgos y factores que ocasionen problemas y contratiempos.
2.2.1 Análisis de las geopresiones.
Presiones anormales.
Para llevar a cabo la planeación y diseño de un pozo, la estimación y predicción de las presiones anormales durante la perforación juega un papel importante, dado que permite:
• Definir con mayor certidumbre el asentamiento de tuberías de revestimiento y la densidad del fluido de control.
• Reducir el riesgo de un brote.
• Minimizar el riesgo de pegaduras por presión diferencial.
• Hacer más eficiente el ritmo de penetración.
• Reducir el daño a la formación.
Presión de poro.
También llamada presión de formación es aquella que ejercen los fluidos que se encuentran dentro del espacio poroso de la formación sobre la matriz de la roca.
Por lo general, estos fluidos son aceites, gas y agua salada. La presión de poro se clasifica en presión normal y anormal, donde la presión normal es aquella que es igual a la presión hidrostática que ejerce una columna de un fluido propio de la formación; los fluidos de la formación varían de una densidad de 1 gr/cm3 a 1.074 gr/cm3 (figura 7).
Página | 19 La presión anormal, es cualquier presión diferente a la presión normal, por ejemplo, si la presión de poro es mayor a la presión normal se le llama anormalmente alta o geopresurizada, en cambio, cuando la presión es menor a la normal, se le llama anormalmente baja o subnormal.
Figura 7. Diagrama de presiones anormales (PEMEX, IMP, s.f.).
2.2.2 Asentamiento y diseño de tuberías de revestimiento.
Las tuberías de revestimiento (TR) se encargan de proteger las zonas que se van perforando para evitar derrumbes de la formación y aislar las zonas para evitar movimientos de fluidos o diversos problemas que se pueden presentar en la etapa de perforación.
La clasificación de las TR´s es la siguiente:
• TR conductora.
• TR superficial.
• TR intermedia.
• TR corta o liner.
• TR de explotación.
efectos de viaje, pistoneo-succión y la posible presencia de brote.
Las consideraciones a fin de realizar el asentamiento de la TR son las siguientes:
• Asentamiento por la densidad del fluido de control.
• Asentamiento por efecto de presión diferencial.
• Asentamiento por efecto de brote.
Para el diseño de las TR´s es importante considerar las cargas máximas a las que se someten, por lo cual se requiere un diseño por presión interna, diseño al colapso y diseño a la tensión-compresión.
2.2.3 Barrenas.
Herramienta que se encuentra localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación, por lo que tiene contacto directo con la roca y mediante el vencimiento de esfuerzo de compresión y rotación permite ir perforando cada uno de los estratos que se encuentren presentes en la formación.
Existen tres tipos de barrenas:
• Barrenas tricónicas.
• Barrenas de diamante.
• Barrenas de diamante policristalino (PDC).
La importancia de contar con un programa de barrenas radica en reducir los costos de perforación, al seleccionar la barrena adecuada para cada una de las etapas, por lo que es importante realizar un estudio detallado de las características de cada una.
Los factores que intervienen al momento de seleccionar la barrena son los siguientes:
• Dureza y abrasividad de la formación.
• Geometría del pozo.
• Control direccional.
• Sistema de rotación.
• Tipo de fluido de perforación.
Página | 21 2.2.4 Trayectoria del pozo.
Es la vía por la cual pasara la sarta de perforación desde superficie, siendo medida en coordenadas UTM y culmina el recorrido en el punto de interés, es decir, donde se encuentra la formación productora. Para realizar la trayectoria en pozos direccionales es importante considerar ángulos de inclinación y dirección, que permiten evitar obstáculos que se presentan a lo largo del yacimiento.
2.2.5 Hidráulica de la perforación.
El fluido de perforación tiene como función principal limpiar el fondo del pozo y acarrear los recortes hacia la superficie, la capacidad para remover estos recortes está en función de la presión a la salida de las toberas y del gasto de circulación.
Dichos parámetros se relacionan con el concepto de potencia hidráulica, es decir que la hidráulica de perforación estudia el comportamiento que presenta el fluido de perforación a través del circuito hidráulico del pozo.
La importancia de la hidráulica de perforación hace hincapié en la barrena, debido a que se transmite la energía hidráulica para que sea posible la remoción de los recortes de la roca mientras se va perforando, y proporcionar al fluido de perforación la energía necesaria para poder transportar los recortes hacia la superficie, evitando así problemas que pudiesen ocurrir durante la perforación, cómo la acumulación de los recortes que provocan embolamiento en la barrena.
Al realizar un adecuado programa de hidráulica es posible que la velocidad de penetración será mayor, ya que los recortes serán removidos del fondo del pozo hacia la superficie rápidamente, si el programa se realizó de manera inadecuada provocará una mala limpieza en el fondo del pozo, debido a que habrá una presencia mayor de recortes en el espacio anular la densidad equivalente de circulación incrementará, generando pérdidas de circulación y/o atrapamiento de la sarta.
2.2.6 Fluido de perforación.
API define a un fluido de perforación cómo:
“Fluido circulante usado en la perforación rotatoria para ejecutar alguna o todas las funciones requeridas en las operaciones de perforación”.
Los fluidos de perforación se clasifican de acuerdo a su base:
• Base agua.
• Base aceite.
• Aireados.
Cuenta con propiedades físicas y químicas que son de vital importancia, estas variables pueden ser modificadas para mejorar la eficiencia del fluido.
Las propiedades de los fluidos de perforación son:
• Densidad.
• Punto de cedencia.
• Esfuerzo de gel.
• Esfuerzo de corte.
• Velocidad de corte.
• Viscosidad.
• Reología.
Cada fluido de perforación debe cubrir las condiciones y características de cada pozo o campo en particular. Al realizar una adecuada selección, es posible minimizar o evitar los problemas que se presentan en el pozo, entre los cuales destacan: perdidas de circulación, brotes, resistencias, pegaduras por presión diferencial, bajos ritmos de penetración, atrapamientos de la sarta, etc.
Algunas de las funciones de un fluido de perforación son las siguientes (Darley,1998):
• Remover los recortes y transportarlos por el espacio anular y permitir la separación en superficie.
• Enfriar y lubricar la barrena de perforación.
• Reducir la fricción entre la sarta de perforación y las paredes del pozo.
• Mantener la estabilidad del pozo.
• Evitar la entrada de fluidos (aceite, gas o agua) de rocas permeables perforadas.
Página | 23 2.2.7 Registros geofísicos.
Los registros geofísicos de pozo es la información que se obtiene durante la perforación de un pozo, lo cual permite determinar las propiedades petrofísicas de las rocas (Garduza, 2019). Consiste en una grabación contra profundidad de alguna de las características de las formaciones rocosas que son atravesadas y realizadas por herramientas de medición en el pozo.
Los principales parámetros que se obtienen de un pozo son:
• Porosidad.
• Densidad.
• Resistividad.
• Rayos Gama.
• Diámetro del pozo.
La implementación de los registros geofísicos proporciona información acerca de los fluidos que se encuentran presentes en la formación (agua, petróleo o gas).
Además, es posible realizar la interpretación geológica-económica de áreas exploratorias, caracterizar yacimientos y evaluar reservas.
Los registros geofísicos se pueden tomar en agujero entubado o descubierto, a continuación, se presenta una clasificación de los mismos:
• Registros en agujero descubierto.
• Inducción.
• Doble lateral.
• Neutrón compensado.
• Densidad compensada.
• Sónico digital.
• Imágenes de pozo.
• Registros en agujero entubado.
• Evaluación de la cementación.
• Pruebas de formación.
• Desgaste de la tubería.
• Avance de los fluidos de formación.
• Contactos litológicos.
• Determinación de la porosidad.
• Tipo de fluidos.
2.3 PROBLEMAS EN LA PERFORACIÓN.
Durante la etapa de perforación de un pozo petrolero se presentan diferentes problemáticas o riesgos, que significan un impacto en pérdidas económicas e inclusive pérdidas humanas. Por lo que es importante realizar un estudio adecuado de los mismos. A continuación, se definen algunas de las problemáticas.
2.3.1 Inestabilidad del pozo.
La inestabilidad de un pozo se presenta cuando este tiende a derrumbarse o colapsarse. Las formaciones no consolidadas, fracturadas y las lutitas que se encuentran sometidas a esfuerzos químicos o mecánicos, son formaciones inestables, las cuales pueden derrumbarse. (Mitchell J, 2008).
Los problemas que involucra la inestabilidad durante las actividades de perforación es una preocupación importante, dado que es la principal causa de tiempos no productivos, sus consecuencias son costosas, incluido el colapso del pozo, la pérdida de circulación del fluido, tubería atascada, etc.
2.3.2 Pérdida de circulación.
Pérdida de fluido de perforación hacia la formación, esta es una de las problemáticas más graves que se puede encontrar durante el proceso de la perforación.
Página | 25 La pérdida parcial de circulación no tiene consecuencias inmediatas que impidan el continuar con la perforación, pero las consecuencias pueden ser severas cuando el ritmo de penetración aumenta o se pierde por completo la circulación. Las consecuencias son las siguientes (Hawker et al, 2002):
• Pérdida de presión hidrostática y por consiguiente entrada de fluidos de formación hacia el pozo provocando un reventón.
• Daño a la formación, reflejado en pérdida de permeabilidad debido a lodo o recortes depositados en el pozo, lo cual afecta la toma de los registros, además de dañar el potencial productor en la zona de interés.
• Aumento en los costos por pérdida de lodo, además del cambio de sus propiedades.
• Pegadura diferencial de tubería en la zona debido a la ausencia de lodo en el espacio anular.
Las causas de la pérdida de circulación pueden provenir de dos variantes, debidas a causas naturales, como lo son fracturas verticales u horizontales, formaciones no consolidadas de alta permeabilidad, formaciones calcáreas con fracturas, o arenas depresionadas. Debido a causas inducidas como son fracturas hidráulicas horizontales o verticales por un exceso de presión externa aplicada. (Paiuk, s.f.).
2.3.3 Manifestaciones.
Influjo no adecuado de la formación que se controla desde superficie y cumpla con los siguientes criterios:
• La presión de la formación debe exceder la presión anular y la presión hidrostática, esto debido a que los fluidos siempre fluyen en dirección de la presión menor.
• La formación debe ser permeable con el fin de que los fluidos pasen de un sitio a otro.
Existen reventones subterráneos, estos ocurren cuando hay un flujo incontrolable entre dos formaciones, es decir, una formación está fluyendo y al mismo tiempo en otra se está perdiendo circulación.
Las causas de una manifestación pueden ser las siguientes (Hawker et al, 2002):
• No mantener el pozo lleno cuando se esté sacando tubería.
• Reducir la presión del espacio anular por suaveo.
• Pérdida de circulación.
• Ritmo de penetración excesiva al perforar zonas de arenas gaseosas, lo cual provoca gasificación del lodo y por consiguiente reducción de la presión hidrostática.
• Formaciones subpresionadas, dado que se sujeta a una fractura y por lo tal a una pérdida de circulación.
• Formaciones sobrepresionadas.
2.3.4 Pegadura de la tubería.
La pegadura de la tubería es un término que se emplea cuando el movimiento de la sarta de perforación ya sea rotacional o vertical se ve restringido por eventos o fuerzas en el pozo. Se reconoce este evento indeseado debido al aumento del torque, incremento de la carga al gancho e incremento de peso en la barrena o el arrastre cuando se baja la sarta. Es decir, cuando no es posible levantar la tubería, se dice que se ha pegado, puede suceder que tampoco se pueda bajar, rotar, ni circular por el espacio interior de la tubería (Hawker et al, 2002).
El atrapamiento de una tubería es un problema costoso y con una gran cantidad de tiempos no productivos. Se divide en dos categorías (Schlumberger, 2004):
• Inducida por sólidos:
• Formaciones no consolidadas.
• Formaciones móviles.
• Formaciones fracturadas y con fallas.
• Colapso de arcillas sobrepresionadas.
• Formaciones reactivas.
• Limpieza de pozo.
• Formaciones con esfuerzos tectónicos.
Página | 27
• Diferencial de presión.
• Mecánica o debido a la geometría del pozo:
• Ojo de llave.
• Agujero de bajo calibre o diámetro reducido.
• Desechos.
• Patas de perro.
• Colapsos de la tubería de revestimiento.
• Bloques de cemento.
2.3.5 Pesca de la tubería.
Una pesca es una operación indeseable en el pozo, el objetivo de esta operación es recuperar, eliminar o moler un objeto en el interior del pozo antes de continuar con la perforación.
Requiere equipo especial dentro de la sarta de perforación para ser bajado al pozo para que atrape y saque el pescado (Objeto en el pozo), si no es posible recuperar el pescado, es necesario cementar y desviar pozo.
Las causas de que ocurra una pesca son las siguientes:
• Falla en la tubería.
• Pegadura de la tubería.
• Falla de la barrena.
• Chatarra en el hueco.
• Cable de registro roto.
• Junk Basket.
• Imán de pesca.
• Bloque de impresión.
• Herramientas para moler.
• Spears.
• Martillos y aceleradores.
2.3.6 Embolamiento.
Condición en la que los recortes de la formación se acumulan en los elementos de corte de la barrena, inhibiendo que los cortadores hagan contacto continuo con la formación a perforar, afectando así al ritmo de penetración. Esta condición ocurre principalmente por las características de la formación que se está perforando, hidráulica inadecuada, mala distribución del flujo, etc.
Se presenta en formaciones arcillosas, cuando la arcilla queda atrapada en los cortadores de la barrena, las fuerzas de cohesión que existen entre las arcillas aumentan, provocando que las partículas se adhieran y se acumulen en la barrena lo que ocasiona un embolamiento de la misma.
2.3.7 Floculación.
Es el fenómeno que ocurre cuando las partículas previamente desestabilizadas, colisionan para formar partículas más grandes de fácil asentamiento, primero se aglomeran las partículas en microflóculos, después en aglomerados voluminosos llamados flóculos. Este proceso ocurre cuando no existe suficiente repulsión para mantener separadas las gotas, por lo que estas tienden a agruparse debido a las fuerzas de atracción existentes entre las mismas.
Los problemas operacionales que se presentan debido a la floculación son:
pegaduras de la tubería, disminución del ritmo de penetración lo que con lleva a una alta viscosidad.
Página | 29
CAPÍTULO 3.
ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS EN LA PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS.
3.1 METODOLOGÍA.
Esta metodología consiste en métodos estructurados para estimular a un equipo multidisciplinario que aplican sus conocimientos sobre el proceso que se va a analizar a fin de identificar peligros y prever la forma en que se puede perder control sobre ellos.
3.1.1 Descripción de la metodología.
Involucra el análisis de las desviaciones posibles de diseño, construcción, desarrollo, operación, modificación, que repercuten en la seguridad de un proyecto o proceso.
La base de esta metodología son los eventos hipotéticos comenzando por formular la pregunta ¿Qué pasa sí?, a pesar de que este análisis no es riguroso debe de seguir un orden con el objeto de obtener mejores resultados, y estos que proporcionen su aplicación, esto se indica en la tabla 5.
Frecuentemente se usa en la industria petrolera en la mayoría de las etapas de un proyecto, teniendo una buena reputación y siendo la herramienta base de un análisis de riesgos (COMERI 144, 2010).
3.1.2 Propósito e importancia.
Propósito.
El propósito de la metodología es proporcionar un apoyo al analista sobre los riesgos que le ayude a identificar situaciones peligrosas o eventos en maniobras específicas que pueden producir consecuencias indeseables para generar medidas de prevención, mitigación o corrección.
Importancia.
Puede ser utilizado para un componente o varios a la vez, para pozos (de cualquier tipo) y si es necesario se pueden evaluar varios pozos, permite hacer modificaciones durante el análisis que no requieren una inversión económica o reestructuramiento del mismo, solo se debe contar con el personal indicado e invertir tiempo que se refleja de manera positiva en el ámbito de seguridad del trabajo, seguridad ambiental, y primordialmente evitar pérdidas económicas.
En el anexo D, se tienen las diferentes etapas en las cuales es aplicable la metodología ¿qué pasa sí?, en la cual es posible observar que esta metodología es la de mayor funcionalidad respecto a las demás.
En el anexo E, se presenta la aplicación de la metodología para un recibidor, componente de unidad de refrigeración de amoniaco anhídrido.
3.1.3 Implementación.
La metodología consiste en generar una serie de preguntas que posteriormente se dividen en áreas específicas de investigación (relacionadas con las consecuencias de interés). Cada área es subsecuentemente direccionada con los expertos en ese ámbito. Las preguntas se formulan con base en la experiencia.
El tiempo y el costo de un análisis ¿Qué pasa sí?, es proporcional a la complejidad del proceso y el número de etapas a ser analizadas. La tabla 6, indica los tiempos necesarios estimados para ejecutar la metodología.
Página | 31 Como cualquier otro estudio la documentación es la clave para transformar los hallazgos y esfuerzo del equipo multidisciplinario en medidas de prevención, reducción o mitigación del peligro que pueden fungir como barreras de protección o mejores prácticas para otros proyectos o procesos.
La documentación del análisis debe llevar los detalles finitos del proceso analizado (ubicación, tipo de proceso, etapa, objetivo, etc.), así como cada uno de las fechas de las reuniones y el resumen de cada uno de ellas, incluyendo las tablas y sugerencias que resultaron del análisis.
Tiempo estimado para ejecutar la evaluación de riesgos con la metodología ¿Qué pasa si?
Alcance Preparación Evaluación Documentación Simple/sistema pequeño 4 – 8 hrs. 4 – 8 hrs. 1 – 2 días.
Complejo/proceso grande
1 – 3 días. 3 – 5 días. 1 – 3 semanas.
Tabla 5. Tiempo estimado para un análisis ¿Qué pasa sí? (PEMEX,2015) 3.2 PREPARACIÓN DE DATOS.
A fin de obtener un correcto análisis y evaluación de riesgos de gran importancia, se debe planificar la metodología por usar, así como los datos necesarios a fin de efectuarla, entre los elementos más importantes se incluyen los siguientes:
3.2.1 Inventario de pozos.
Si se cuenta con una gran cantidad de pozos y se desea realizar un análisis y evaluación de riesgos, es posible agrupar dichos pozos de acuerdo a ciertas características que poseen, para facilitar el proceso y evaluarlos como un solo tipo de pozo. Es importante que al realizar la agrupación de los pozos se consideren factores que puedan llegar afectar la gravedad de las consecuencias.
Se pueden clasificar de acuerdo al tipo de pozo:
• Pozos terrestres.
• Pozos marinos.
• Pozos inyectores de gas o agua.
• Pozos productores que cuenten con algún sistema artificial de producción.
De igual manera se pueden clasificar de acuerdo al diseño de los pozos. Cada tipo de pozo se evalúa durante el proceso de riesgos, la importancia de clasificarlos radica en que, si se realiza de manera correcta, los resultados del proceso de análisis y evaluación de riesgos son satisfactorios.
3.2.2 Definición de pozo típico.
Se debe definir un pozo típico en cada categoría por analizar, al considerar los parámetros de diseño, tuberías de revestimiento, presiones, temperaturas, etc. Sin embargo, no se consideran todos los pozos que potencialmente deben de incluirse en un mismo tipo de categoría, y esto se tiene por diferentes especificaciones de las tuberías. Es importante recopilar la información que resulte importante para el proceso de análisis y evaluación de riesgos.
Posteriormente es posible que, de manera individual, cada pozo se compare de acuerdo a su descripción, con la finalidad de observar si los riesgos en los que pueda fallar son similares o necesitan un ajuste.
La descripción de cada uno de los tipos de pozos, se ingresan en la hoja de cálculo donde se registran los riesgos, con objeto de permitir la clasificación de los mismos y contar con una disponibilidad para usarse como referencia más adelante.
Página | 33 3.2.3 Diagramas de los pozos.
Se le conoce como estado mecánico del pozo y define la estructura geométrica del mismo en cada una de las diferentes etapas, lo que permite visualizar las tuberías de revestimiento (TR’s), así como los diámetros de las mismas, las profundidades a las que se encuentran.
A fin de definir el estado mecánico del pozo es fundamental entender la consideración geológica y los problemas que se presentan en los pozos de correlación litológica y estructural.
Los diagramas de pozos permiten visualizar de una mejor manera cada uno de los componentes del pozo e ilustran las posibles fallas que se presentan en cada uno de ellos, lo cual es de gran ayuda para el equipo que realiza el análisis y evaluación de los riesgos.
3.2.4 Identificación de fallas.
De acuerdo al tipo y/o diseño del pozo, se realiza una lista completa de los modos de falla, que se emplean durante el proceso de análisis y evaluación de riesgos. El principal objetivo de identificar las fallas, es clasificar de manera objetiva los efectos o causas que pueden llegar a presentar, para que sea posible evitar su ocurrencia y tener un método documentado para la prevención de los mismos.
3.2.5 Políticas y procedimientos operativos.
Es importante que cada una de las operaciones realizadas al pozo, sean documentadas con la finalidad de contar con el historial de las mismas, y que se encuentren disponibles para emplearlas durante el análisis y evaluación de riesgos, permitiendo responder a cualquier interrogante que se presente durante dicho proceso.
Algunos de los procedimientos operativos que se incluyen, pero no se limitan a estos, son los siguientes: Intervenciones, pruebas de pozos, optimización de la producción, pruebas de integridad a las válvulas de seguridad, etc.
