tecnologia de terminacion y reparaciÓn de pozos
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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
CIUDAD DE MÉXICO MAYO 2019
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 TERMINACIÓN ENAGUJERO ENTUBADO ..................................................... 32
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 ANEXOS DE FIGURAS Y TABLAS ................................................................................ 66
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.
1
CAPÍTULO 1 CONCEPTOS BÁSICOS
2
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.
3
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.
4
Figura 2. Árbol sin líneas guía, de FMC.
5
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
7. Tubería de revestimiento
6
Figura 3. Cabezal submarino
7
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.
8
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.
9
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.
Figura 5. Múltiple de estrangulador y cierre.
10
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
Figura 6. Tipos de Risers
11
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.
12
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.
13
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].
14
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 SOMERAS AGUAS PROFUNDAS AGUAS ULTRAPOFUNDAS
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
15
CAPÍTULO 2 ÁRBOLES SUBMARINOS
16
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.
18
Figura 10. Principales empacadores empleados
19
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.
6. Herramienta de prueba del conjunto de preventores.
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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.
21
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
22
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.
23
CAPÍTULO 3 FABRICANTES, ESTADÍSTICA DE
INSTALACIÓN DE ÁRBOLES SUBMARINOS
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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.
29
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.
2. Introducción del aparejo de producción.
30
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.
31
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.
Figura 13. Terminación en agujero descubierto.
32
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.
33
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
CIRCULACIÓN
SARTA TP INFERIOR
EMPACADOR SUPERIOR
DISPAROS PRODUCTORES
JUNTA DE ABRASIVO
EMPACADOR INFERIOR
VALVULA DE CIRCULACIÓN
DISPAROS PRODUCCIÓN
34
CAPÍTULO 5 TERMINACIÓN CON TIE – BACK Y
SISTEMA DE SUSPENSIÓN MUDLINE
35
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.
4. Herramienta de prueba e instalación del Tie-back de diversos diámetros.
36
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.
6. Herramienta de prueba e instalación del Tie-back de 9 5/8 pulgadas.
37
Fig. 15. Arreglo tipo cluster propiedad de Cameron.
38
Fig. 16. Arreglo de centros de perforación propiedad de Cameron
39
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: 30" x 16" x 10 3/4" x 7 5/8.
40
CAPÍTULO 6 TERMINACIÓN DE FONDO EN POZOS
SUBMARINOS
41
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.
42
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.
43
CAPÍTULO 7 RAISER DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN
44
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.
46
CAPÍTULO 8 TERMINACIÓN EN AGUAS
PROFUNDAS
47
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.
48
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.
49
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.
50
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.
51
Figura 17. Esquema de una terminación en aguas profundas.
52
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
53
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
54
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.
Figura 18. Perfil de temperatura en Aguas Profundas.
55
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.
56
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.
57
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.
58
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.
59
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.
60
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.
61
La complejidad inesperada de los yacimientos en aguas profundas generalmente
conduce a cambios en el número o emplazamiento de los pozos para optimizar la
recuperación de hidrocarburos. Sin embargo, para los operadores son de mayor
preocupación los desafortunados casos de diseños de instalaciones que resultan
inadecuadas para manejar la producción de los campos. Un mejor entendimiento de los
yacimientos en aguas profundas debería conducir a modelos de producción más precisos
y a instalaciones de producción correctamente dimensionadas al inicio del desarrollo de
un campo. Los yacimientos turbidíticos están exigiendo mayor atención por parte de los
geo científicos, quienes prestan particular atención a ciertos aspectos tales como la
calidad y continuidad del yacimiento, así como a los mecanismos de empuje.
Además de establecer modelos análogos confiables para descubrimientos turbidíticos
futuros, los geo científicos en aguas profundas están compilando las lecciones aprendidas
acerca de la adquisición de datos y de compartir los conocimientos a lo largo de la vida de
los yacimientos en aguas profundas. Naturalmente, la adquisición y el análisis de datos
presuponen una colaboración entre las diversas disciplinas. La mayoría de los desarrollos
en aguas profundas
demandan una importante cuota de cooperación e innovación: ninguna compañía puede
“hacerlo sola.” El proyecto Canyon Express y otros similares, establecen un nuevo estándar
para la aplicación de tecnología en aguas profundas. Además de nuevos sistemas de
cementación y equipos relacionados, las mejoras en otras tecnologías facilitan la
producción en DW. El levantamiento artificial, el transporte de herramientas y el
aseguramiento del flujo son áreas de investigación y desarrollo activos para las compañías
de servicios y de exploración y producción. La producción de campos en DW sigue
representando un gran desafío, los esfuerzos de colaboración de las compañías de
exploración y producción y las empresas nacionales como PEMEX y PETROBRAS
contribuyen a simplificar la tarea.
62
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La visión conjunta IMP-PEMEX de iniciar el proceso de asimilación de tecnología de
sistemas para aguas profundas en el año 1984, ha sido la piedra angular en la obtención
de las capacidades actuales.
La formación de recursos humanos es la base para lograr los objetivos del IMP y PEMEX
en aguas profundas. El Programa de Recursos Humanos, deberá mantenerse
permanentemente para responder en forma oportuna a los retos presentes y futuros.
Debido a la alta complejidad de la explotación de los campos en aguas profundas, la
única forma de superar los retos tecnológicos es a través de la colaboración con otras
instituciones, centros de investigación, compañías fabricantes y prestadoras de servicios,
tanto nacionales como extranjeras.
Para apoyar la estrategia se requiere contar con infraestructura complementaria de
laboratorios especializados para el desarrollo de proyectos de investigación y desarrollo
de tecnología, así como para la evaluación y selección de equipos y sistemas.
La estrategia establecida y operada en el IMP está alineada a las necesidades de
PEMEX.
Por lo que respecta a la incorporación de las compañías mexicanas proveedoras de
bienes de capital y servicios, se debe aprovechar las experiencias de procesos similares
en la explotación de hidrocarburos, a través de alianzas y asociaciones de empresas
nacionales con empresas extranjeras.
63
BIBLIOGRAFIA Y REFERENCIAS
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explotación de campos petroleros en aguas profundas; Presentación “Presente y
futuro de las estrategias de exploración y explotación de campos en aguas
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UNAM;2009.
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Facultad de Ingeniería de la UNAM;2005.
66
ANEXOS DE FIGURAS Y TABLAS Figura 1. Tubería flexible para petróleo.
Figura 2. Árbol sin líneas guía, de FMC.
Figura 3. Cabezal submarino
Figura 4. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control
Figura 5. Múltiple de estrangulador y cierre.
Figura 6. Tipos de Risers
Figura 7. Ejemplos de empacadores
Figura 8. Plataforma petrolera
Figura 9. Árbol vertical mejorado GLL 10 K diseño de FMC.
Figura 10. Principales empacadores empleados
Figura 11. Ensamble del colgador de la tubería de producción Figura 12. Arquitectura Daisy Chain en el cual se conectan dos pozos en cadena
compartiendo la misma línea de flujo (blanco). Propiedad JP Kenny. Figura 13. Terminación en agujero abierto
Figura 14. Terminación doble aparejo
Figura 15. Arreglo tipo cluster propiedad de Cameron
Figura 16. Arreglo de centros de perforación propiedad de Cameron
Figura 17. Esquema de una terminación en aguas profundas. Figura 18. Perfil de temperatura en Aguas Profundas
Tabla 1. Clasificación de aguas profundas en función del tirante de agua