LIMPIEZA DE ARENA EN POZOS PETROLEROS

LIMPIEZA DE ARENA EN POZOS PETROLEROS

HENRY GEOVANY MAYORGA LEON ANDRES QUEVEDO MAYORGA

COORPORACION INTITUCIONAL DEL PETROLEO “COINSPETROL” LTDA TECNICO PERFORACION Y COMPLETAMIENTOS DE POZOS DE PETROLEO VILLAVICENCIO-META 2009 1

LIMPIEZA DE ARENA EN POZOS PETROLEROS

HENRY GEOVANY MAYORGA LEON ANDRES QUEVEDO MAYORGA

TRABAJO DE GRADO PRESENTADO PARA OPTAR AL TITULO DE TECNICO EN PERFORACION Y COMPLETAMIENTO DE POZOS PETROLEROS

COORPORACION INTITUCIONAL DEL PETROLEO “COINSPETROL”LTDA TECNICO PERFORACION Y COMPLETAMIENTOS DE POZOS DE PETROLEO VILLAVICENCIO-META 2009 2

DEDICATORIA

Este proyecto con el cual me graduó lo dedico a mis padres que fueron los que me dieron la existencia y a mi tía Dolly Mayorga quien fue la persona que me dio la oportunidad, los medios económicos y al fuerza emocional para haber hecho realidad este proyecto de vida que será el motor que de ahora en adelante cambiara el rumbo de mi existencia.

Soy muy afortunado y doy infinitas gracias a dios por tener a mi alrededor personas como mi tías que se han deslumbrado por hacer de mi una persona de bien, prospero y con un gran potencial para enfrentar la responsabilidad de mi vida y así poder ayudar a otras personas que forman parte de mi familia.

A los ingenieros que con sus conocimientos y orientación hicieron posible experimentar y saborear este nuevo triunfo en mi vida.

Henry Mayora León

Este trabajo de grado lo dedico en primer lugar a DIOS que es el dueño de todas nuestras aspiraciones, decisiones y deseos. Luego a mis queridos padres: Rodrigo Quevedo y Carmen Mayorga. Ellos son el pilar que me animaron y dieron la fuerza necesaria para haber culminado esta etapa maravillosa en mi vida. Gracias padres.

Siendo aplicado y dedicado les demuestro cuanto los amo y lo importantes que son para mí. Dios los proteja y los mantenga cerca de mí por muchos años.

A los ingenieros quienes con sus conocimientos y dedicación colocaron en mis profundos cimientos de sabiduría para poder enfrentar el reto que la viada me exige a diario Andrés Quevedo Mayorga

3

AGRADECIMIENTOS

Como autores de este proyecto de grado queremos expresar nuestros agradecimientos: Como primer instancia a Dios, por habernos brindado la oportunidad de superarnos cada día.

A nuestros familiares quienes estuvieron acompañándonos y ayudándonos en los momentos más difíciles.

A nuestro tutor quien con sus orientaciones y apoyo contribuyó a que este proyecto se llevará a cabo.

A los ingenieros de la corporación institucional del petróleo “coinspetrol” quienes nos apoyaron para llevar a cabo esta investigación.

Al director de proyectos por orientarnos y ofrecernos los pasos a seguir para la elaboración de nuestro proyecto de grado

4

NOTA DE ACEPTACION

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_______________________________________

Director del proyecto

________________________________________

________________________________________

Villavicencio, Noviembre de 2009 5

CONTENIDO

pág.

INTRODUCCION

11

1.PLANTEAMIENTO DE L PROBLEMA

13

1.1DESCRIPCION DEL PROBLEMA

13

1.2 FORMULACION DEL PROBLEMA

15

2. JUSTIFICACION

15

3. METODOLOGIA

16

3.1 FASES DE LA METODOLOGIA

16

3.2 FASE DE DIAGNOSTICO

16

3.3 FASE DE DESARROLLO

16

4. ALCANSES Y LIMITACIONES

17

5.OBJETIVOS

18

5.1 OBJETIVO GENERAL

18

5.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS

18

6. MARCO TEORICO

19

6.1 EL PETROLEO Y EL SER HUMANO

20

6.1.1 COMPOSICION

20

6.1.2 EL Proceso De Extracción Del El Yacimiento De Petroleó

21

6.1.3 Amenazas A La Sociedad Y El Medio Ambiente

22

6.1.4 Conducción De El Petroleó Crudo

22

6.1.5 Almacenamiento De Petróleo Y Gas

24

6.1.6 Tanques De Producción Y Almacenamiento

24

6

7. MARCO LEGAL

26

7.1(N.T.C) SISTEMAS DE GESTION AMBIENTAL

27

7.2 NORMAS TÉCNICAS DE AUDITORIAS DE GESTIÓN AMBIENTAL

27

8.

SISTEMAS INTEGRADOS DE LIMPIEZA DE POZOS: MEJORAMIENTO DE LA EFICIENCIA Y REDUCCION DE EL RIESGO

28

9. INSTUCITIVO PARA LA OPERACIÓN DE LIMPIEZA DE ARENA POR CIRCULACION

29

9.1 OBJETO

29

9.2 ALCANCE

29

9.3DESCRICCION DE EL EQUIPO

29

9.3.1 Equipos

29

9.3.2 Generalidades

29

9.4 DESARROLLO DE LA ACTIVIDAD

33

9.4.1 Armando Y Bajando La Sarta De Lavado

33

9.4.2 Lavado Y Circulando En Directa

36

9.4.3 Sacada De La Sarta De Lavado Y Desinstalación De Líneas

37

9.5 DISPOSICIONES DE HSE

38

9.5.1Disposiciones De Seguridad Y Control Operacional

38

9.5.2 DISPOSICIONES AMBIENTALES

38

9.6 CONTINGENCIAS

38

9.6.1 Contingencias Operativas Y De Seguridad

38

9.6.2 Contingencias Ambientales

39

10 INSTRUCTIVO PARA LA OPERACIÓN DE LIMPIEZA DE ARENA POR BOMBA DESARENADORA

40

10.1OBJETO

40

10.2 ALCANCE

40

10.3 DESCRIPCION DE EL EQUIPO

40

7

10.3.1 Equipos

40

10.3.2 Generalidades

40

10.4 DESARROLLO DE LA ACTIVIDAD

41

10.4.1 Procedimiento De Limpieza

42

10.5 DISPOSICIONES DE HSE

43

10.5.1 Disposiciones De Seguridad Y Control Operacional

43

10.5.2 Disposiciones Ambientales

44

10.6 CONTINGENCIAS

44

10.6.1 Contingencias Operativas Y De Seguridad

44

10.6.2 Contingencias Ambientales

44

11. INSTRUCTIVO PARA LA OPERACIÓN DE LIMPIEZA DE ARENA CON BOMBA CAVINS (CAVINS HYDROSTATIC BAILER)

45

11.1 OBJETO

45

11.2 ALCANCE

45

11.3 DESCRICCION DEL EQUIPO

45

11.3.1 Equipos

45

11.3.2 Generalidades

45

11.4 DESARROLLO DE LA ACTIVIDAD

49

11.4.1 Verificación De Las Condiciones Del Pozo.

49

11.4.2 Acondicionamiento De La Herramienta

49

11.4.3 Bajada De La Bomba Y Limpieza Del Tope De Arena.

49

11.5 DISPOSICIONES DE HSE

50

11.5.1 Disposiciones De Seguridad Y Control Ambiental

50

11.5.2 Disposiciones Ambientales

50

11.6 CONTINGENCIAS

51

11.6.1 Contingencias Operativas Y De Seguridad

51

11.6.2 Contingencias Ambientales

51

8

12. INSTRUCTIVO PARA LA OPERACIÓN DE LIMPIEZA DE ARENA CON BOMBAS MIDCO.

52

12.1OBJETO

52

12.2 ALCANCE

52

12.3 DESCRICCION DEL EQUIPO

52

12.3.1 Equipos

52

12.3.2 Generalidades

52

12.4 DESSARROLLO DE LA ACTIVIDAD

52

12.4.1 Preparación De La Moña

53

12.4.2 Operación De La Bomba

53

12.5 DISPOSICIONES DE HSE

54

12.5.1Disposiciones De Seguridad Y Control Operacional

54

12.5.2 Disposiciones Ambientales

54

12.6 CONTINGENCIAS

55

12.6.1 Contingencias Operativas Y De Seguridad

55

12.6.2 Contingencias Ambientales

55

13 INSTRUCTIVO PARA LA OPERACIÓN DE UBICACIÓN DE UN TAPÓN POR ARENAMIENTO

56

.

13.1 OBJETO

56

13.2 ALCANCE

56

13.3 DESCRICCION DE EL EQUIPO

56

13.3.1EQUIPOS

56

13.3.2 Generalidades

56

13.4 DESARROLLO DE LA ACTIVIDAD

57

13.4.1 Vaciado De La Arena Y Colocación Del Tapón.

13.5 DISPOSICIONES DE HSE

58 60

13.5.1 Disposiciones De Seguridad Y Control Ambiental

9

60

13.5.2 Disposiciones Ambientales

61

13.6 CONTINGENCIAS

61

13.6.1 Contingencias Operativas Y De Seguridad

61

13.6.2 Contingencias Ambientales

61

CONCLUSIONES

63

BIBLIOGRAFIA

64

ANEXOS

10

INTRODUCCION

Durante las operaciones de producción de un pozo petrolero se originan cambios en la presión y temperatura cerca de la pared del pozo, al igual que alrededor de la zona donde se origina este producto que es apetecido a nivel mundial como lo es el crudo o petróleo, los cuales pueden inducir a un desequilibrio de los fluidos de la formación, ocasionando precipitación de sólidos orgánicos e inorgánicos. Los precipitados orgánicos generalmente se mantienen como constituyentes solubles en el crudo bajo las condiciones del yacimiento. Sin embargo, durante su ascenso por el anular, a lo largo de la trayectoria de producción se presentan pérdidas de gases livianos como etano, metano, dióxido de carbono entre otros, los cuales actúan como solventes naturales en el crudo, lo que contribuye a realizar los fenómenos de precipitación.

A nivel de la formación productora, los depósitos orgánicos sobre los poros del yacimiento generan obturamiento de los canales porosos, obstrucción de los túneles de las perforaciones, reducción de la permeabilidad y consecuente daño a la formación. En efecto, la generación de depósitos parafínicos constituye un fenómeno altamente dependiente de la temperatura y la composición del crudo, que puede presentarse también debido a operaciones incorrectas como la inyección de fluido no isotérmico-frío, fluidos químicos incompatibles, inyección de aceite caliente que contiene agentes taponantes ó sedimentos, proveniente de los tanques de almacenamiento.

Los materiales cerosos están constituidos esencialmente por mezclas de hidrocarburos que contienen cadenas de alcanos, los cuales son de naturaleza cristalina y tienden a precipitar del crudo a temperaturas por debajo del punto de nube mediante una secuencia de etapas de de nucleación y crecimiento hasta formar una estructura de fases sólida ordenada. Ahora bien, estos materiales pueden precipitar en presencia de otros compuestos como resinas, gomas y asfáltenos.

Tal es el caso del campo Colorado, el cual a lo largo de su historia de producción ha presentado problemas mecánicos por depósitos de materiales orgánicos relacionados con taponamiento en equipo de subsuelo, tuberías, equipo de producción y en la formación productora, lo que ha traído consigo la pérdida de varios pozos productores.

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Es así como, la estimulación matricial no reactiva vía tratamiento químico, representa una tecnología de interés para la remoción del daño a la formación ocasionado por depósitos orgánicos, generados durante las operaciones de producción del crudo.

En este trabajo se diseño un fluido óptimo de tratamiento químico para remoción de depósitos parafínicos provenientes del campo Colorado, mediante la selección y evaluación de aditivos por medio de ensayos experimentales de interacciones con la roca y fluidos de la formación productora; y se evaluó el impacto del tratamiento de estimulación en la capacidad de disolución del material orgánico, agente de depósito en el campo.

Consiguiéndose determinar el efecto de la capacidad de disolución del fluido de tratamiento en la composición del material orgánico de depósito y del tipo de crudo

12

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1 DESCRIPCION DEL PROBLEMA Una de la características por la cual, el almacenamiento arenas en los pozos de petróleo, es debido a la gran influencia de vientos que generan, levantamientos de polvos y a la vez esto genera arena, llevando así a esta un infructuosa conservación del crudo, La acumulación de depósitos orgánicos en tuberías de transporte, equipo de procesos de producción, y en la formación productora constituye una problemática de alto costo en la industria petrolera.

Tradicionalmente, se han aplicado varias aproximaciones de trabajos encaminados a dirigir y operar la problemática de precipitados en fluidos del yacimiento.

Estos incluyen los métodos mecánicos, térmicos, químicos y combinaciones de ellos. Sin embargo debido a la selectiva efectividad y particularidad de cada método hay interés permanente en aplicar nuevas alternativas.

La producción del Campo petrolero a lo largo de su desarrollo, se ha visto afectada por problemas de depósitos orgánicos y mecánicos relacionados con taponamientos en equipo de subsuelo, tuberías, equipo de producción y en la formación productora, lo que ha traído consigo la pérdida de pozos productores. Si bien, se han realizado campañas de recuperación, la declinación de la producción ha sido fuerte y se han perdido rápidamente los resultados de los trabajos realizados.

Las oportunidades de desarrollo adicional de este campo han sido pocas, teniendo en cuenta los continuos trabajos de control que se han ejecutado. A demás que el simple hecho de no tener experiencia directa sobre la limpieza de los pozos petroleros ni saber cómo es la producción de petróleo de forma directa nos permitió ser participes de este tema en curso que queremos desarrollar lo cual es la elaboración de un material didáctico que apoye el aprendizaje de la limpieza de pozos petroleros, para así poder tener un poco mas de conocimientos a nivel de campo, cuando podamos tener un pequeña experiencia en el o sobre el tema que estamos tratando tener una base enriquecedora para nuestro desarrollo integral como personas y profesionales.

1.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA Teniendo en cuenta que la explotación de petróleo es una de las principales fuentes labores a nivel de campo y por ende la que representa mayor cuidado, y que en la comunidad campesina y urbana se presentan falencias en conocimientos técnicos y teóricos respecto a los cuidados de riesgos industriales, 13

se requiere una propuesta con soporte académico que se direccione al manejo adecuado de implementos industriales, y para esto generamos una pregunta. ¿Cuál es el nivel de aprendizaje que presentan los campesinos y obreros antes y después de haber laborado en un campo tan complicado como lo es el manejo del petróleo

14

2. JUSTIFICACIÓN

Sabiendo que uno de los principales retos para la producción de petróleo, es mantener las refinerías, al igual que los pozos petroleros en buen estado, la cual significa la tecnificación o implementación de métodos sofisticados y sencillos para prevenir la altamente contaminación de estos sitios ya mencionados anteriormente, con materiales inorgánicos.

El desarrollar un trabajo de esta magnitud, significa un reto personal, a nivel de grupo ya que no contamos con experiencia directa, sobre la excavación y perforación del petróleo la cual es el tema que estamos tratando para el desarrollo de este trabajo de grado, por ende lo que se pretende con esto es elaborar un material didáctico donde se muestre las funciones, o pasos para realizar una excelente excavación de pozos petroleros, sus características y las clases de petróleo, no olvidando el cuidado de las arenas en estos sitios de producción etc.

Ya que esta es un tema caracterizado por ser un tema de mucho cuidado, que conlleva un alto índice de riesgos industriales.

15

3. METODOLOGIA

3.1FASES METODOLÓGICAS La metodología a utilizar es investigación, donde nosotros como estudiantes, somos un ente principal para el desarrollo de la misma, manteniendo nuestra opinión continua en el desarrollo de la limpieza de pozos petroleros con respecto a las arenas. Por consiguiente se plantea el desarrollo de un material de investigación informativo sobre arenas generadas en pozos petroleros.

3.1.1 Fase De Diagnostico Mediante la consulta para desarrollar este trabajo se pudo analizar que los temas a tratar son muy técnicos capaces de entorpecer a personas que trabajan alrededor del los pozos, ya que no todos son personas con un nivel de escolaridad alta, por tanto atrasa el proceso de aprendizaje y desarrollo de los mismos.

3.1.2 Fase De Desarrollo El desarrollo de este material se llevo a cabo en cada una de las investigaciones que se realizaron durante este periodo. Implicando consultas por internet y bibliográficos (Anexo A).

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4. ALCANCES Y LIMITACIONES

Al implementar una nueva propuesta para el cuidado de las zonas petroleras o en su efecto los campos petroleros de residuos sólidos inorgánicos, o el simple hecho de tener un material de investigación que sea practico, con las normas y pasos a seguir sobre el desarrollo, producción y cuidado de los pozos, es un alcance a demás de una ventaja en la producción de la misma, ya que se contara con personal capacitado para participar en la producción del crudo. Una de las posibilidades inherentes es saber cuan es la producción de petróleo o crudo por parte de todas las empresas petroleras del mundo, ya que a diario nos estamos quedando sin capa de ozono, al igual que el cambo climático frena toda clase de producción

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5. OBJETIVOS 5.1 OBJETIVO GENERAL Definir y estandarizar las actividades necesarias para la operación de Limpieza de Arena, aplicando los estándares de Seguridad, con el fin de minimizar los riesgos al personal y los posibles daños al medio ambiente, al equipo y al pozo.

5.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS •

Capacitar al personal que labora en la industria de petróleo sobre el tema operaciones de limpieza de arenas.

•

Utilizar los elementos de protección personal adecuados.

•

Afianzar los conocimientos adquiridos y despejar cualquier inquietud con el procedimiento de limpieza de arenas

•

Reforzar por medio de este MATERIAL DE INVESTIGACION los conocimientos de los estudiantes de la corporación institucional del petróleo “Coinspetrol”

•

Elaborar este MATERIAL DE INVESTIGACION para que su contenido sea de fácil acceso a los estudiantes de la corporación institucional del petróleo “Coinspetrol” así mismo para personas que ingresen a labora en un campo petrolero

18

6. MARCO TEORICO

El petróleo (del griego: πετρέλαιον, "aceite de roca") es una mezcla heterogénea de compuestos orgánicos, principalmente hidrocarburos insolubles en agua.

También es conocido como petróleo crudo o simplemente crudo.

Es un recurso natural no renovable y actualmente también es la principal fuente de energía en los países desarrollados. El petróleo líquido puede presentarse asociado a capas de gas natural, en yacimientos que han estado enterrados durante millones de años, cubiertos por los estratos superiores de la corteza terrestre.

Es de origen fósil, fruto de la transformación de materia orgánica procedente de zooplancton y algas que, depositados en grandes cantidades en fondos anóxicos de mares o zonas lacustres del pasado geológico, fueron posteriormente enterrados bajo pesadas capas de sedimentos.

El petróleo natural no se usa como se extrae de la naturaleza, sino que se separa en mezclas más simples de hidrocarburos que tienen usos específicos, a este proceso se le conoce como destilación fraccionada. El petróleo natural hirviente (unos 400 grados Celsius) La transformación química (craqueo natural) debida al calor y a la presión durante la diagénesis produce, en sucesivas etapas, desde betún a hidrocarburos cada vez más ligeros (líquidos y gaseosos). Estos productos ascienden hacia la superficie, por su menor densidad, gracias a la porosidad de las rocas sedimentarias. Cuando se dan las circunstancias geológicas que impiden dicho ascenso (trampas petrolíferas como rocas impermeables, estructuras anticlinales, márgenes de diapiros salinos, etc.) se forman entonces los yacimientos petrolíferos.

En condiciones normales es un líquido bituminoso que puede presentar gran variación en diversos parámetros como color y viscosidad (desde amarillentos y poco viscosos como la gasolina hasta líquidos negros tan viscosos que apenas fluyen), densidad (entre 0,75 g/ml y 0,95 g/ml), capacidad calorífica, etc. Estas variaciones se deben a la diversidad de concentraciones de los hidrocarburos que componen la mezcla.

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6.1 EL PETRÓLEO Y EL SER HUMANO Desde la antigüedad el petróleo aparecía de forma natural en ciertas regiones terrestres como son los países de Oriente Medio. Hace 6.000 años en Asiria y en Babilonia se usaba para pegar ladrillos y piedras, en medicina y en el calafateo de embarcaciones; en Egipto, para engrasar pieles; las tribus precolombinas de México pintaron esculturas con él; y los chinos ya lo utilizaban como combustible.

La primera destilación de petróleo se atribuye al sabio árabe de origen persa AlRazi en el siglo IX, inventor del alambique, con el cual obtenía queroseno y otros destilados, para usos médicos y militares. Los árabes a través del Califato de Córdoba, actual España, difundieron estas técnicas por toda Europa. Durante la Edad Media continuó usándose únicamente con fines curativos.

En el siglo XVIII y gracias a los trabajos empiezan a perfeccionarse los métodos de refinado, obteniéndose productos derivados que se utilizarán principalmente para el engrasado de máquinas. En el siglo XIX se logran obtener aceites fluidos que empezaran pronto a usarse para el alumbrado. En 1846 el canadiense A. Gesnerse obtuvo queroseno, lo que incrementó la importancia del petróleo aplicado al alumbrado. En 1859 Edwin Drake perforó el primer pozo de petróleo en Pensilvania.

La aparición de los motores de combustión interna abrió nuevas e importantes perspectivas en la utilización del petróleo, sobre todo en uno de los productos derivados, la gasolina, que hasta entonces había sido desechada por completo al no encontrarle ninguna aplicación práctica. El 14 de septiembre de 1960 en Bagdad, (Iraq) se constituye la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), fundada por el Ministro de Energías venezolano Juan Pablo Pérez Alfonso, junto con un grupo de ministros árabes.

Véase también: Crisis del petróleo de 1973, Crisis del petróleo de 1979, Invasión de Iraq de 2003 y Guerra del Golfo.

6.1.1 COMPOSICION El petróleo está formado principalmente por hidrocarburos, que son compuestos de hidrógeno y carbono, en su mayoría parafinas, naftenos y aromáticos. Junto con cantidades variables de derivados hidrocarbonados de azufre, oxígeno y nitrógeno. Cantidades variables de gas disuelto y pequeñas proporciones de componentes metálicos. También puede contener, sales y agua en emulsión o libre. Sus componentes útiles se obtienen por destilación fraccionada en las refinerías de petróleo. Los componentes no deseados, como el azufre, oxígeno, nitrógeno, metales, agua, sales, etc., se eliminan mediante procesos físicoquímicos. El número de compuestos es muy grande. La mayoría de los hidrocarburos aislados se clasifican como:

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• •

• •

Alcanos o "serie de las parafinas": hidrocarburos saturados homólogos del metano (CH4). Su fórmula general es CnH2n+2.

Cicloalcanos o cicloparafinas-naftenos: hidrocarburos cíclicos saturados, derivados del ciclopropano (C3H6) y del ciclohexano (C6H12). Muchos de estos hidrocarburos contienen grupos metilo en contacto con cadenas parafínicas ramificadas. Su fórmula general es CnH2n.

Hidrocarburos aromáticos: hidrocarburos cíclicos insaturados constituidos por el benceno (C6H6) y sus homólogos. Su fórmula general es CnHn. Alquenos u olefinas: moléculas lineales o ramificadas que contienen un enlace doble de carbono (-C=C-). Su fórmula general es CnH2n. Tienen terminación -"eno".

Dienos: Son moléculas lineales o ramificadas que contienen dos enlaces dobles de carbono. Su fórmula general es CnH2n-2.

Alquinos: moléculas lineales o ramificadas que contienen un enlace triple de carbono. Su fórmula general es: CnH2n-2. Tienen terminación -"ino".

Además de hidrocarburos, el petróleo contiene otros compuestos orgánicos, entre los que destacan sulfuros orgánicos, compuestos de nitrógeno y de oxígeno.

También hay trazas de compuestos metálicos, tales como sodio (Na), hierro (Fe), níquel (Ni), vanadio (V) o plomo (Pb). Asimismo, se pueden encontrar trazas de porfirinas, que son especies organometálicas.

6.1.2 El Proceso De Extracción Yacimiento De Petróleo.

El petróleo se extrae mediante la perforación de un pozo sobre el yacimiento. Si la presión de los fluidos es suficiente, forzará la salida natural del petróleo a través del pozo que se conecta mediante una red de oleoductos hacia su tratamiento primario, donde se deshidrata y estabiliza eliminando los compuestos más volátiles. Posteriormente se transporta a refinerías o plantas de mejoramiento.

Durante la vida del yacimiento, la presión descenderá y será necesario usar otras técnicas para la extracción del petróleo. Esas técnicas incluyen la extracción mediante bombas, la inyección de agua o la inyección de gas, entre otras. La medida técnica y financiera del petróleo es el barril que corresponde a la capacidad de 42 galones estadounidenses (un galón tiene 3,78541178 litros, por lo que un barril equivale a 158,98729476 litros).

Los componentes químicos del petróleo se separan y obtienen por destilación mediante un proceso de refinamiento. De él se extraen diferentes productos, entre otros: propano, butano, gasolina, keroseno, gasóleo, aceites lubricantes, asfaltos, carbón de coque, etc. Todos estos productos, de baja solubilidad, se obtienen en el orden indicado, de arriba abajo, en las torres de fraccionamiento.

Debido a la importancia fundamental para la industria manufacturera y el transporte, el incremento del precio del petróleo puede ser responsable de grandes variaciones en las economías locales y provoca un fuerte impacto en la economía global.

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6.1.3 Amenazas Para La Sociedad Y El Medio Ambiente El petróleo tiene el problema de ser insoluble en agua y por lo tanto, difícil de limpiar. Además, la combustión de sus derivados produce productos residuales: partículas, CO2, SOx (óxidos de azufre), NOx (óxidos nitrosos), etc.

En general, los derrames de hidrocarburos afectan profundamente a la fauna y vida del lugar, razón por la cual la industria petrolera mundial debe cumplir normas y procedimientos estrictos en materia de protección ambiental.

Casi la mitad del petróleo y derivados industriales que se vierten en el mar, son residuos que vuelcan las ciudades costeras. El mar es empleado como un accesible y barato depósito de sustancias contaminantes. Otros derrames se deben a accidentes que sufren los grandes barcos contenedores de petróleo, que por negligencia transportan el combustible en condiciones inadecuadas. De cualquier manera, los derrames de petróleo representan una de las mayores causas de la contaminación oceánica. Ocasionan gran mortandad de aves acuáticas, peces y otros seres vivos de los océanos, alterando el equilibrio del ecosistema. En las zonas afectadas, se vuelven imposibles la pesca, la navegación y el aprovechamiento de las playas con fines recreativos.

Además, el control del petróleo está vinculado a guerras (Iraq 1991, Iraq 2003-...) y su combustión es una de las principales causas de emisión de CO2, cuya acumulación en la atmósfera genera el cambio climático.

6.1.4 Conducción Del Petróleo Crudo El petróleo, junto con el gas y el agua asociados, son conducidos desde cada uno de los pozos hasta baterías o estaciones colectoras a través de cañerías enterradas de entre 2 y 4 pulgadas de diámetro. El material más común para estas líneas de conducción es el acero, aunque se utilizan cada vez más cañerías de PVC reforzado con fibra de vidrio, resistentes a la corrosión.

La batería recibe la producción de un determinado número de pozos del yacimiento, generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen funciones de separación de los diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total y en los casos necesarios, de cada pozo en particular. En el caso de petróleos viscosos, también se efectúa su calentamiento para facilitar su bombeo a plantas de tratamiento.

Más específicamente, en el propio yacimiento, el petróleo crudo sufre algunos tratamientos: a) Separación de gases: Cuatro gases que se encuentran disueltos a presión en el crudo, se separan con facilidad.

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(1) El Metano (CH4) y el Etano (C2H6), componen el gas seco, así llamado porque no se licua por compresión. El gas seco se utiliza como combustible en el yacimiento o se inyecta en los gasoductos, mezclándolo con el gas natural.

(2) El Propano (C3H8) y el Butano (C4H10), constituyen el gas húmedo que se licua por compresión. El gas líquido se envasa en cilindros de acero de 4245 Kg. La apertura de la válvula, que los recoloca a presión atmosférica, lo reconvierte en gas. b) Deshidratación: Al llegar el crudo producido por los pozos, por lo general está acompañado por agua de formación, sales contenidas en el agua, sólidos en distintos tipos y tamaños y otros contaminantes peligrosos y corrosivos. Ante esta situación es necesario separar los sólidos del crudo y proceder ha deshidratarlo, es decir se elimina el agua y sal que naturalmente contiene el petróleo en formación, o el agua que producen otras capas. Este proceso se realiza en la Planta Deshidratadora.

El hecho de acondicionar el crudo se realiza por una exigencia tanto de los transportadores, ya sea en barcos o en oleoductos, como de las refinerías, que es su destino final. Dentro de estas exigencias se establece que el petróleo no contenga un porcentaje de agua e impurezas mayor al 1% y un máximo de 100 gramos de sales por cada metro cúbico de producto.

El petróleo, una vez separado de los sedimentos, agua y gas asociados, se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o hacia los puertos de exportación.

Para el caso de captación de gas de pozos exclusivamente gasíferos, gas libre pero no necesariamente seco, es necesario contar con instalaciones que permitan la separación primaria de líquidos y el manejo y control de la producción de gas, normalmente a mayor presión que el petróleo. A continuación seguirá el mismo proceso que el gas asociado ya separado.

El movimiento del gas a plantas y/o refinerías se realiza a través de gasoductos, bombeándolo mediante compresores.

Métodos de extracción artificial y recuperación secundaria en el área Entre Lomas.

El área Entre Lomas se localiza en la Cuenca Neuquina (Provincia de Neuquén y Río Negro) abarcando una superficie de 74.057 hectáreas. Dentro de sus límites, existen varios yacimientos de petróleo y gas.

La gran profundidad a que se encuentran los reservorios, la abundante presencia de gas asociado y la existencia de arena de fractura en los fluidos producidos, llevó a elegir como sistema de extracción al denominado Gas-Lift, motivo por el cual, oportunamente se debieron diseñar, montar y poner en marcha 29 23

motocompresoras que totalizan 29.000 HP de potencia, asegurando así los 2.000.000 de metros cúbicos diarios de gas de alta presión, requeridos por el yacimiento. En su momento, este sistema se constituyó en el más grande de la República Argentina y uno de los más importantes de Sudamérica.

Así como en condiciones originales favorecían la instalación del sistema Gas-Lift, con el correr del tiempo se fueron produciendo situaciones condicionadas por grandes caudales de agua, por zonas alejadas y por el progresivo agotamiento del reservorio. De allí entonces que se debieron implementar sistemas más tradicionales de extracción como el Bombeo Mecánico y el Bombeo Electrosumergible.

Para mejorar la recuperación final de las reservas, en agosto de 1975, el área Entre Lomas inició la operación de Recuperación Secundaria en uno de sus yacimientos, posteriormente, el proyecto se extendió a otros yacimientos del área.

El promedio diario de producción para el ejercicio 1999, fue de aproximadamente 1.600mdiarios de petróleo y 1.150.000m3 de gas.

6.1.5 Almacenamiento Del Petróleo Y El Gas La necesidad de almacenar los recursos energéticos para controlar mejor su producción, su transporte, su distribución y su utilización es evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento abundante y regular de las industrias y de los consumidores.

Ahora bien, la industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgos de toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías de las máquinas en las refinerías, a bordo de los buques o en los oleoductos; a causas naturales imprevisibles, como la incertidumbre en la prospección de los yacimientos, las tormentas en el mar y en la tierra o los incendios; y también a problemas políticos, económicos y comerciales, como las crisis que afectan periódicamente las relaciones entre países productores y países consumidores.

6.1.6 Los Tanques De Producción Y Almacenamiento Los tanques pueden ser clasificados según su forma de construcción, o su uso – para producción o almacenamiento-, y finalmente por el tipo de líquido que van a contener.

En los tanques de producción se produce la primera recolección y el primer procesamiento de separación. Este primer paso en la manipulación, previo al envío a la refinería o a un sistema de procesamiento de gas, se da en una batería de tanques o batería colectora localizada cerca del cabezal del pozo, o en un lugar donde es tratada la producción de varios pozos a la vez. Una batería tipo cuenta con: colector para la entrada de 30 pozos, separador de gas, calentadores, tanques de producción general (160 m3) y de control (40 m3), bombas, 24

caudalímetros, separadores de líquidos, etc. En este primer juego de tanques y separadores, el petróleo crudo, el agua y el gas natural fluyen y son separados.

Los tanques de almacenamiento están diseñados para el almacenamiento y manipulación de grandes volúmenes de petróleo y gas, y son generalmente más grandes y considerados como más permanentes. El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que actúa como un pulmón entre producción y/o transporte para absorber las variaciones de consumo.

El almacenaje de líquidos tales como petróleo, nafta, fuel oil, diesel oil, kerosene u otros derivados petroquímicos que se pueden conservar a presión y temperatura ambiente, se efectúa normalmente en tanques cilíndricos de fondo plano, techo abovedado, esférico o elipsoidal, y algunas veces flotante, a fin de evitar la acumulación de gases inflamables dentro de los mismos, que pueden o no tener incorporado algún sistema de calefacción.

Para la construcción de los mismos se emplean láminas de acero de distintos espesores conforme su posición relativa en la estructura del tanque. Estas piezas se sueldan entre sí de acuerdo a normas de construcción que garantizan la integridad y posterior funcionamiento del almacenaje. Los tanques soldados están diseñados para soportar presiones internas del orden de 0,175ª 0,350 Kg/cm2 y se han construido de hasta 240000 m3 de capacidad. A efectos de prever el daño que pudiera ocasionar la rotura o rebalse de los mismos, se construye un dique de contención alrededor de cada tanque instalado en el sitio.

Cuando se trata del almacenamiento de gases licuados u otros derivados que deben conservarse a presión y temperatura distintas a la atmosférica normal, la construcción, como así también los materiales a emplear, requieren para cada caso de un prolijo estudio técnico. Por ejemplo el almacenaje de gas natural licuado (GNL) requiere una temperatura de –160ºC y el de gas licuado de petróleo (GLP-propano/butano), una temperatura que debe mantenerse dentro de los – 42ºC a –12ºC. Para el caso en que se pueda almacenar el producto a presión atmosférica (propano/butano) pero de baja temperatura de burbujeo (-42ºC) se utilizan tanques cilíndricos de fondo plano, refrigerados, con una doble envolvente (pared), doble fondo (en algunos casos), aislamiento externa, y deben estar soportados por una estructura flexible que absorba las variaciones de tamaño generadas por llenado, vaciado y eventuales cambios de la temperatura. Además del dique de contención mencionado para los tanques en general, en algunos casos también se rodea el tanque de una pared de concreto de similar altura.

El almacenamiento subterráneo de gas natural es ideal para abastecer el consumo en días de carga máxima. El gas es almacenado durante los meses de verano cuando la demanda es baja, y luego extraído durante los meses de invierno.

La infraestructura de los almacenamientos exige elevadas inversiones económicas 25

7. MARCO LEGAL.

Uno de los primeros países en adoptar medidas proteccionistas del medio ambiente fue Estados Unidos, mediante la expedición de la Ley de Política Nacional Ambiental (NEPA) de 1969. En Colombia, la Constitución de 1991 elevó a preceptos máximos los principios relacionados con los derechos y deberes del Estado y de los particulares en cuanto a la conservación ambiental, estableció mecanismos para hacerlos efectivos y consideró otras disposiciones para lograr la utilización y aprovechamiento del medio ambiente físico y biótico de la nación destinados a satisfacer las necesidades de la población. Tres son los aspectos que la Constitución relaciona con el medio ambiente: a) los derechos que asisten a las personas a gozar de un ambiente sano • • • • •

(artículo 79), Los deberes del estado en cuanto a protección y saneamiento del medio ambiente (Artículos 40 Y 79), Aprovechamiento Y Manejo de los recursos naturales (artículos 80, 81 y 226) Establecimiento de organismos de control (artículos 267, 268, 277, 300, 313, 333, 334, 360 y 366),Los deberes de los particulares en lo que toca a la protección y conservación de los recursos naturales y culturales del país (artículos 58 y 95).

El numeral 16 del artículo 5 de la Ley 99 de 1993, manifiesta que corresponde al Ministerio del Medio Ambiente ejercer la evaluación y control preventivo, actual o posterior, de los efectos de deterioro ambiental que puedan presentarse en la ejecución de actividades o proyectos de desarrollo, así como en la exploración, explotación, transporte, beneficio y utilización de los recursos naturales renovables y no renovables, y ordenar la suspensión de los trabajos o actividades cuando a ello hubiere lugar. El artículo 17 del Decreto 1728 de 2002, contempla que en el estudio de impacto ambiental (EIA) se “incluirá el diseño de los planes de prevención, mitigación, corrección y compensación de impactos”; y el artículo 18 aclara que la descripción del proyecto incluirá: “localización, etapas, dimensiones, costos y cronograma de ejecución, procesos y operaciones, identificación y estimación básica de los insumos, productos, residuos, emisiones, vertimientos y riesgos inherentes a la tecnología para utilizar, sus fuentes y sistemas de control” (la cursiva es nuestra). El artículo 25 del mismo decreto, contempla que el Plan de Manejo Ambiental (PMA) debe contener lo siguiente: a) Las medidas de prevención, mitigación, corrección y compensación de los impactos ambientales negativos que pueda ocasionar el proyecto en el medio ambiente o a las comunidades durante las fases de construcción, operación, mantenimiento, desmantelamiento, abandono o terminación del proyecto obra o actividad.

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b) el programa de monitoreo del proyecto, obra o actividad con el fin de verificar el cumplimiento de los compromisos y obligaciones ambientales durante la implementación del plan de manejo ambiental y verificar el cumplimiento de los estándares de calidad ambiental establecidos en las normas vigentes. Asimismo, evaluar mediante indicadores el desempeño ambiental previsto del proyecto, obra o actividad y la eficiencia y eficacia de las medidas de manejo ambiental adoptadas e implementar las medidas correctivas necesarias y pertinentes a cada caso en particular; el plan de contingencia el cual contendrá las medidas de prevención y atención de las emergencias que se puedan ocasionar durante la vida del proyecto, obra o actividad.

De otro lado, las licencias ambientales véala en el (Anexo B) incluyen la obligatoriedad de efectuar un seguimiento ambiental, en forma directa o mediante interventoría contratada con una firma especializada, encargada de velar por el cumplimiento de las acciones contempladas en el PMA, las señaladas en la misma licencia y en los estándares de calidad.

7.1 (NTC) DE SISTEMAS DE GESTIÓN AMBIENTAL El Instituto de Normas Técnicas Icontec ha establecido las Normas Técnicas Colombianas (NTC): NTC 3622 especifica los requisitos para el desarrollo, aplicación y mantenimiento de los sistemas de administración del medio ambiente, NTC-ISO 14001 contiene los aspectos que pueden ser auditados para propósitos de certificación y registro y NTC-ISO 14004 proporciona una guía para el establecimiento o mejoramiento de un Sistema de Administración Ambiental (SAA).

7.2 NORMAS TÉCNICAS SOBRE AUDITORÍAS DE SISTEMAS DE GESTIÓN AMBIENTAL El Icontec ha adoptado algunas normas de la serie ISO y de otras entidades que se ocupan de la calidad del medio ambiente; entre ellas se destacan: NTC 3736 e ISO 14012 constituye una guía sobre los criterios de calificación para los auditores ambientales; 2) NTC 3737 e ISO 14010 específica los principios generales y los requisitos para realizar una auditoría ambiental.

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8. SISTEMAS INTEGRADOS DE LIMPIEZA DE POZOS: MEJORAMIENTO DE LA EFICIENCIA Y REDUCCION DE EL RIESGO

La acumulación de arenas y sólidos perjudica significativamente la producción de petróleo y gas. De hecho prácticamente la mitad de las operaciones con tubería flexible conllevan trabajos de limpieza de pozos para la remoción de los escombros. La integración innovadora de los equipos, los programas de computación, los sistemas de limpieza a bases de fluidos y la vigilancia rutinaria de los tratamientos ayuda a los ingenieros a reducir el costo y el riesgo de las operaciones de limpiezas de pozos y restituye la producción en poco tiempo.

CAUSAS DE LOS ARENAMIENTOS. En formaciones no consolidadas los fluidos erosionan hasta que se provoca un arrastre de arena, el cual se va acumulando en el fondo del pozo, otra parte alcanza a ser producida junto con el aceite ocasionando graves daños en los pistones y barriles de las bombas de subsuelo, en los empaques y pistones de las bombas de superficie, grandes acumulaciones de arena en los tanques de almacenamiento, etc.

Los parámetros determinantes en la producción de arena son la fuerza de confinamiento y la velocidad de flujo. En el interior del yacimiento, la fuerza originada por el peso de los sedimentos, es soportada por la estructura rocosa y en parte por fluidos contenidos en la misma. Las areniscas que no posean suficiente cohesión entre sus granos, no son capaces de transmitir esa carga a los estratos inferiores, si se eliminan estas fuerzas de confinamiento. Durante la vida productiva del pozo estas fuerzas están sujetas a alteraciones que debilitan la formación, haciendo que la arena se arrastre y fluya al hueco.

Cuando los fluidos del yacimiento se mueven hacia el pozo, hay una velocidad máxima de flujo por encima de la cual se logra el potencial necesario para que se muevan los granos no cementados (velocidad crítica). En la vecindad del pozo, la velocidad aumenta hasta los niveles críticos, produciendo el avenamiento del pozo.

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9. INSTRUCTIVO PARA LA OPERACIÓN DE LIMPIEZA DE ARENA POR CIRCULACIÓN

9.1 OBJETO Definir y estandarizar las actividades necesarias para la operación de Limpieza de Arena por Circulación, aplicando los estándares de HSE, con el fin de minimizar los riesgos al personal y los posibles daños al medio ambiente, al equipo y al pozo. El objetivo de esta operación es limpiar la arena y los sedimentos que se acumulan en el fondo del pozo, obstruyendo el acceso de fluido desde la formación al pozo (si es productor) o la inyección de fluido desde la superficie hacia la formación (si es inyector).

9.2 ALCANCE Aplica para las operaciones de Limpieza de arena por circulación en directa en los campos 9.3 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO 9.3.1 EQUIPOS Equipo de Workover. (Fig 02) Bomba Triplex.

Equipo para el control del pozo (Preventor de arietes, Hydril, Manifold, Separador, Línea y Quemador) Equipo contraincendios (Extintores) 9.3.2 GENERALIDADES En la mayoría de los casos un pozo productor de petróleo produce arena, la cual es arrastrada por el fluido, que se filtra por las perforaciones del revestimiento, desde la formación al interior del pozo. La producción de arena en un pozo es considerado un inconveniente cuya severidad depende de la mayor o menor cantidad de arena producida.

Los problemas más comunes derivados de la presencia de arena en el pozo son: • • •

la dificultad de operación de la bomba de subsuelo, atascamientos del extremo inferior del tubing, disminución de la producción

29

Debido a la obstrucción de las perforaciones del revestimiento, ocasionada por la acumulación de sedimentos desde el fondo del pozo hasta cierto nivel (nivel de sucio). Debido a estas razones, en los pozos en los cuales se presenta este problema, existe la necesidad de realizar una limpieza periódica de la arena que se sedimenta en el fondo.

Existen varios procedimientos para la limpieza de arena, la elección del procedimiento adecuado para cada caso depende de las condiciones del pozo. El procedimiento más comúnmente utilizado es el de limpieza de arena por circulación (en directa o en reversa), sin embargo en ocasiones especiales se utilizan métodos mecánicos a través de la utilización de bombas especiales (bomba Besarenadota, bombas Midco y bombas Cavins) diseñadas especialmente para extraer arena (figura 01). Las bombas Midco y Cavis se bajan con cable, mientras que la bomba desarenadota se baja con tubería.

La limpieza de arena por circulación en directa consiste en circular un fluido (agua, agua salada, o aceite) por el tubing, el cual lleva en su extremo un accesorio (cuello dentado, tubo chaflán, reducción de 1' cuya función es remover mecánicamente la arena (muy compacta) o aumentar la presión de trabajo (debido a la disminución del diámetro) según el accesorio utilizado.

30

CASING

INTERVALOS APORTADORES DE ARENA

INTERVALOS TAPONADOS

(A)

ARENA (SUCIO DEL POZO)

Intervalos inferiores de un pozo taponados por sedimentos

(C)

TUBERÍA DE TRABAJO

CUELLO DENTADO

(B) NIVEL DE SUCIO DEL INTERVALO TAPONADO

FONDO REAL DEL POZO

Limpieza de arena por circulación con tubería y

BOMBA CAVINS BOMBA DESARENADO

Figura 01. . Representación gráfica de un pozo con los intervalos inferiores taponados por sedimentos. B. Representación gráfica de una limpieza de arena por circulación en directa. C. Bombas para limpieza de arena.

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1. Equipo de Workover (Frank 300 – 0165) 2. Equipo contrainceindios 3. Bomba Triplex 4. Acumulador 5. Bloque viajero.

6. Swivel 7. Tubo Kelly 8. Manguera de

5 6 7 8

1 4

9 0165

1 1

2

1

3

Figura 02. Equipo de Workover realizando labores de limpieza de arena por circulaciĂłn en directa.

32

1

9.4 DESARROLLO DE LA ACTIVIDAD Acondicionamiento de herramientas y accesorios.

Instalar las cuñas (en la mesa de cuñas) según el diámetro de la tubería que va en la “punta” (generalmente tubería de cola de 1” 1 ¼ “ o tubería de trabajo) u otro diámetro requerido. Figura 03, 04 y 05

Figura 03

Figura 04 Cuñas

Instalar el elevador según el diámetro requerido.

Figura 05. Instalando elevador

9.4.1 Armado y bajada de la sarta de lavado.

Conectar al primer tubo, un tubo chaflán, reducción de 1” o cuello dentado (según el diámetro de la tubería que se va a bajar en la cola) Conectar una botella (reducción) a 1” o 1 ¼” al tubo de cola (el primero), en el extremo opuesto al que se conectó el chaflán, esto con el fin de sujetar la tubería de cola con el elevador de tubería de trabajo. Figura 06

Figura 06 Conexión de tubo

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Sujetar el primer tubo de cola (con la reducción) con el elevador, izarlo, bajarlo y sujetarlo con las cuñas. Figura 07, 08 y 09

Figura 07. Sujetarlo

Figura 08. Izarlo

Figura 09. Sujetarlo con bloque viajero

Desconectar la reducción de del diámetro de la tubería a acoplar (1” o 1 ¼”) del primer tubo de cola e Instalarla al siguiente tubo (de cola) y repetir el procedimiento hasta que se baje el número de tubos, según el análisis de restricciones que tiene el pozo hasta el fondo. El ultimo tubo de cola que se baje queda con la botella 1” o 1 ¼” x 2-7/8” (o el diámetro de la tubería con que se esté trabajando) instalada para hacer el acople con la tubería de trabajo.

Sujetar el primer tubo de la tubería de trabajo con el elevador, izarlo y colocarlo en posición para hacer el acople con tubería de cola a través de la reducción de 1” o 1 ¼”.

Apretar el primer tubo de la tubería de trabajo con la botella de reducción. Se debe tener en cuenta que cuando se está trabajando con tubería de cola de 1” o 1 ¼”, no se debe apretar con llave hidráulica sino manualmente.

TUBERÍA DE BOTELLA TUBERÍA DE COLA

Figura 10 Equipo de workcover

Cambiar las cuñas de 1” o 1 ¼” por las cuñas para la tubería de trabajo (según el diámetro de esta). Cuando se va a limpiar con cuello dentado o reducción no aplican los puntos desde el 2.1 hasta el 2.7.

Bajar la sarta de tubería hasta el tope del sucio (tocar fondo) y colocar una marca de referencia (en el ultimo tubo) Figura 11

34

Figura 11. S acando tuber ía

Sacar el ultimo tubo de la sarta de tubería (una vez tocado fondo).

Instalar Hydrill (1) con su respectivo caucho (2) y tuerca. (Para mayor información, ver el Instructivo para la instalación del Hydrill) Figura 12 y13

F igur a 12 .

figur a 13 Armando con junto swi ve l

Armar el conjunto Swivel-Tubo Kelly con su respectiva manguera. Por Seguridad, se debe asegurar la conexión de la manguera con un amarre especial con manila.

Figura 14 y 15.

Figura 14 Sosteniendo la tubería

figura 15 Siguiendo el recorrido de la sarta

Sujetar el conjunto Swivel-Tubo Kelly con el elevador, izarlo (6) (un operario debe ir sosteniéndolo en el recorrido, conectarlo a la sarta de lavado (apretarlo a mano, y conectar la manguera (de 2”) en la descarga de la bomba Triplex . Figura 16 y 17 35

Figura 16. Sosteniendo tubería durante el recorrido

figura 17 Elevador sube la tubería

9.4.2 Lavado y circulación en directa.

Instalar la manguera (de 2”) de retorno. Se conecta del anular al tanque de suministro de fluido, al compartimiento (canaleta) de recepción de fluido con sólidos provenientes del pozo. Figura 18 y 19 MANGUERA DE RETORNO

F igur a 18 Bomba tr iplex

f igur a19 Cone x ión d e mangue ra de ret orno

Poner en funcionamiento la bomba Triplex, Verificar la conexión de la manguera de la succión de la bomba Triplex al tanque del suministro Comenzar a bombear en directa con la bomba Triplex (sin acelerarla a fondo), hasta obtener retorno por el anular al tanque de recepción de residuos (un operario debe estar sobre el tanque, para registrar este momento).

Comenzar a lavar bombeando en directa y bajando suavemente la sarta sin sobrepasar las 2000 lbs de peso si se lleva tubería de cola en la punta, y tratando al máximo de no rotar la sarta con la llave hidráulica ya que podría partir la tubería de cola. Si el sucio del fondo es muy compacto, y teniendo en cuenta que en la punta se ha instalado una reducción, es necesario trabajar con una presión de 500psi a 700psi aprox.

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Avanzar progresivamente colocando peso en la sarta (sin sobrepasar las 2000lbs, si se lleva tubería de cola), hasta conseguir que el tubo Kelly baje totalmente dentro del pozo. Figura 20.

F igura 2 0. Func ionamiento de un pozo

Circular durante el tiempo requerido (según la profundidad) para que el “sucio” salga a superficie. Detener la circulación (una vez completada la condición anterior y subir la sarta con la polea viajera hasta que salga totalmente la Kelly).

Asegurar la tubería con las cuñas, desconectar el tubo Kelly, llevarlo al piso (en lo posible con la ayuda de dos operarios), vigilando que la manguera no se enrede con el pistón de la llave hidráulica, hasta descargarlo totalmente.

Sujetar un tubo de trabajo (previamente calibrado) con el elevador, izarlo, conectarlo con el último tubo de la sarta y bajarlo totalmente dentro del pozo.

Instalar nuevamente el tubo Kelly (vigilando que no se enrede la manguera), y bajar el cuello por debajo del caucho del Hydrill. Poner en funcionamiento la bomba Triplex y repetir la operación de lavado siguiendo la secuencia desde el numeral 3.14, hasta que se llegue al fondo del pozo.

Circular el pozo a limpio por un tiempo de 2 horas aprox (o según la profundidad del pozo). una vez que se haya llegado a la profundidad deseada (fondo) y suspender la circulación (detener el bombeo) cumplido este tiempo.

9.4.3 Sacada de la sarta de lavado y desinstalación de líneas Desconectar el tubo Kelly, llevarlo al piso (en lo posible con la ayuda de dos operarios), vigilando que la manguera no se enrede con los accesorios de la polea viajera y la torre del equipo.

Desconectar mangueras.

Sacar (y tumbar) la tubería de trabajo y la tubería de cola, según el Procedimiento establecido.

Figura 21 Descargando tubería para calibrar

37

9.5 DISPOSICIONES HSE 9.5.1DISPOSICIONES DE SEGURIDAD Y CONTROL OPERACIONAL Asegúrese de utilizar los elementos de seguridad personal propios para esta actividad: • • • • • •

CABEZA: Casco de seguridad MANOS: Guantes de operador PIES: Botas de seguridad OJOS: Gafas de seguridad OIDOS: Protectores auditivos.

OTROS: Ropa de trabajo

Constatar el estado de las líneas de circulación y retorno (mangueras, válvulas y conexiones) El operador de la bomba debe estar pendiente de los cambios bruscos de presión para tomar acciones correctivas en el momento en que se presenten.

Cuando se trabaje en pozos productores la limpieza se debe hacer con salmuera.

En los pozos donde existan empaquetamientos con grava con liners ranurados, se hace necesario realizar el lavado circulando en reversa. Sin embargo cuando no se presenta avance, se invierte circulación a directa. Después de haber avanzado y tener la Kelly abajo se invierte nuevamente a circulación en reversa.

Revise y aplique el ATS correspondiente a esta operación antes de comenzarla.

9.5.2 DISPOSICIONES AMBIENTALES Antes de comenzar el trabajo, se debe garantizar que el pozo ofrezca las condiciones necesarias para que no de paso de fluido del espacio anular a superficie, y que no existan fugas en mangueras y conexiones.

Cuando se esté circulando, se debe vigilar constantemente el nivel del tanque de recolección de sólidos para evitar derrames.

9.6 CONTINGENCIAS 9.6.1CONTINGENCIAS OPERATIVAS Y DE SEGURIDAD Durante una operación de limpieza por circulación en directa, se puede presentar pérdida excesiva del fluido de reserva en los tanques por presencia de canalización. De presentarse esta situación, existen dos alternativas: En algunos casos se puede realizar la limpieza de arena circulando en reversa (en lugar de en directa). Esta operación tiene como ventaja que se presenta un menor 38

tiempo de retorno y por ende es menor el tiempo en la operación; y como desventaja que, en pozos en los cuales la arena está muy compacta, es casi imposible realizar la limpieza.

En otros casos se hace necesario preparar mezcla de fluidos bloqueadores.

9.6.2 CONTINGENCIAS AMBIENTALES Se puede presentar que los hábitos inadecuados de procedimiento al ejecutar la tarea, generen derrames de fluido en el plano del pozo que contribuyen a la contaminación del suelo, cuerpos de agua y vegetación de los alrededores del pozo. Para contrarrestar esto, se deben seguir las siguientes instrucciones: Antes de comenzar la operación pruebe todos los componentes del equipo de control del pozo.

Revise las conexiones de la manguera de retorno, que queden bien aseguradas, tanto en el anular como en el tanque de recolección.

Un operario debe situarse sobre el tanque, de tal manera que pueda verificar constantemente el nivel de fluido en la canaleta de recolección de sólidos y avisar al operador de la bomba Triplex acerca de cualquier percance.

Antes de comenzar la operación revise la integridad de las mangueras, válvulas, conexiones, acoples y niples con el fin de detectar y remediar cualquier eventualidad que se llegase a presentar.

39

10. INSTRUCTIVO PARA LA OPERACIÓN DE LIMPIEZA DE ARENA CON BOMBA DESARENADORA

10.1 OBJETO Definir y estandarizar las actividades necesarias para realizar la operación de limpieza de arena con Bomba Desarenadora, aplicando los estándares de HSE con el fin de minimizar los riesgos al personal y los posibles daños al medio ambiente, al equipo y al pozo.

10.2 ALCANCE Este instructivo es válido para las operaciones de limpieza de arena con Bomba Desarenadora, en pozos productores, en los que no se pueden utilizar los métodos convencionales (por circulación), sea por qué no se quiere inyectar agua al pozo, o porque el pozo presenta intervalos de baja presión. Aplica para los trabajos de Reacondicionamiento de pozos en los campos

10.3 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO 10.3.1 Equipos Equipo de Workover Equipo para el control del pozo (Preventor de arietes, Preventor anular “Hydrill”, Acumulador y mangueras, Manifold, Separador, línea y Quemador) Equipo contraincendios (Extintores) 10.3.2 Generalidades El uso de esta bomba para la limpieza de arena, es recomendado especialmente en aquellos casos donde la formación toma demasiado, el nivel de fluido en el pozo permanece bajo, y cuando las características de las arenas productoras donde se encuentra acumulado el aceite, hacen que la inyección de agua pueda causar daños a la formación. En resumen se utilizan en aquellos casos donde la eficiencia de los métodos de limpieza por circulación, es muy baja.

La ventaja de la limpieza de arena con la bomba desarenadora, es que la arena no es introducida nuevamente en la formación. Por este método tampoco se somete a la formación a la acción de fluido a alta velocidad y presión, razón por la cual los resultados de la operación de limpieza son más duraderos.

40

La bomba desarenadora (figura 03), se trabaja con tubería. Una vez se ha bajado hasta el tope de sucio, se inicia la limpieza del mismo, acumulándose la arena en los tubos de la recámara. Una vez esta se encuentra llena, se saca la bomba a superficie para descargar los sedimentos recuperados, y se baja nuevamente, el número de viajes que sean necesarios.

El diámetro de la bomba depende del diámetro de la tubería de revestimiento del pozo en el que se va a trabajar, de igual manera se debe tener en cuenta que el diámetro de los tubos de recámara de la bomba debe ser el mismo de la bomba Se acostumbra a colocar de 10 a 12 tubos de recámara, dependiendo del diámetro de la bomba.

1

5

COMPONENTES DE LA BOMBA.

2 6

1.

Niple de 3-1/2” rosca 8 (tubing) con un orificio en el cuello

2.

Barril de bomba THC

3.

Tubería de recámara

4.

Cheque y corona

5.

Niple calado de 3-1/2” rosca 8 (tubing)

6.

Kelly hexagonal

7.

Acoplador de 3-1/2” pin rosca 8

8.

Pistones para bomba

7 3

8

4

Figura 22. Representación gráfica de la Bomba Desarenadora de 3-1/2”.

10.4 DESARROLLO DE LA ACTIVIDAD. Preparación de la bomba e instalación con la sarta de trabajo.

Elegir el diámetro de la bomba, según el diámetro de la tubería de revestimiento del pozo en el que se va a trabajar. Se deben tener en cuenta los siguientes datos: 41

CASING 6-5/8” 7” y 8-5/8” 4-1/2” y 5/12”

BOMBA 3-1/2” 2-3/8” o 2-7/8”

TUBOS DE RECÁMARA 3-1/2” 2-3/8” o 2-7/8”

Verificar la existencia y el estado de los cheques de la corona. Realizar mantenimiento.

10.4.1 Procedimiento de limpieza.

Conectar la corona cheque con el primer tubo de la recámara.

Bajar la corona cheque y el número requerido de tubos de recámara, según el procedimiento para bajar tubería, sea en paradas o en sencillos.

Conectar el niple (con el orificio) al barril.

Levantar el barril y el niple, y conectarlo con el último tubo de la recámara.

Bajar la sarta con el barril, hasta el niple, que quede sobre las cuñas.

Conectar los pistones con el niple calado y la kelly hexagonal.

Introducir el conjunto pistones-niple-kelly, dentro del barril y conectar con el niple en el barril.

Levantar la sarta y bajarla hasta que el niple calado quede sobre las cuñas.

Bajar sarta de trabajo hasta el tope de sucio (según el procedimiento de bajada de tubería).

NOTA: tan pronto se toque sucio, se debe continuar la operación de limpieza hasta que termine, ya que al tocar, y esperar, el sucio se sienta sobre los cheques, se solidifica y luego es imposible la succión del pistón (bomba pegada) Colocar entre 1500lbs y 2000lbs de peso máximo (una vez tocado el tope de sucio), teniendo en cuenta que no se debe sobrepasar el peso total de los tubos de la recámara, para que el barril no trabaje en compresión, ya que podría partirse.

Avanzar 5ft (máximo).

Levantar 6 – 8ft.

Repetir el procedimiento hasta llenar la capacidad de los tubos de la recámara NOTA: La eficiencia de la bomba se conoce en superficie porque después de colocarle peso, al darle arriba a la sarta, inmediatamente el peso de la sarta aumenta.

42

Durante este proceso es necesario sacar la bomba por encima de la profundidad inicial del tope de sucio, para evitar la presencia de anillos de arena en el recorrido, que al derrumbarse puedan causar la pega de la bomba o la presencia de un tope limpio ficticio.

A medida que se avanza se van metiendo los tubos que sean necesarios, hasta que se llene la recámara, o la bomba no avance más.

Recuperación de la bomba y disposición de la arena recuperada.

Sacar la bomba y la sarta de tubería de trabajo, (una vez la recámara se haya llenado) hasta que salga la kelly.

Sacar la Kelly, el niple y los pistones, en el sentido inverso en que se conectó, y llevarlos a un lado del plano para su posterior mantenimiento.

Desconectar el barril con el niple para su posterior mantenimiento.

Sacar los tubos de recámara en dobles o en sencillos dependiendo de la compactación de la arena y los sedimentos. Si la arena no está muy compacta, se puede sacar en dobles, de lo contrario, la tubería se debe sacar en sencillos.

Descargar la arena y el fluido de cada tubo dentro del recipiente destinado para tal fin.

Inspeccionar y realizar el mantenimiento respectivo a la corona cheque.

NOTA: Si no se ha limpiado la totalidad del sucio, se vuelve a bajar la bomba, el número de veces que sea necesario, según el procedimiento anterior. Si se vuelve a bajar la bomba, se le debe realizar primero un mantenimiento, verificando que la Kelly no esté tapada.

10.5 DISPOSICIONES HSE 10.5.1 Disposiciones De Seguridad Y Control Operacional Asegúrese de utilizar los elementos de seguridad personal propios para esta actividad: • • • • • •

CABEZA: Casco de seguridad MANOS: Guantes de operador PIES: Botas de seguridad OJOS: Gafas de seguridad OIDOS: Protectores auditivos.

OTROS: Ropa de trabajo

43

10.5.2 Disposiciones Ambientales El pozo se debe mantener asegurado con preventor y Hydril, en caso de que se presente disparo debido al des-taponamiento de un intervalo presurizado.

Disponer de un tanque o recipiente para la recolección de la arena y el aceite proveniente de los tubos de recámara de la bomba.

La arena recuperada debe ser transportada a las piscinas de desechos destinadas para estos casos.

En caso de que por algún motivo, la tubería salga llena, se debe achicar con la barra de suabeo. Los “borrachos” se utilizarán como última opción.

10.6 CONTINGENCIAS 10.6.1Contingencias Operativas Y De Seguridad Durante el procedimiento de limpieza, se puede presentar el malfuncionamiento o baja eficiencia de la bomba, debido al mantenimiento o armado incorrecto de la misma. Para prevenir esto se debe tener en cuenta lo siguiente: El diámetro de la bomba a utilizar depende del diámetro de la tubería de revestimiento.

El diámetro de los tubos de la recámara debe ser el mismo de la bomba.

Se recomienda colocar entre 10 y 12 tubos de recámara, según el diámetro de la bomba.

Se debe realizar mantenimiento a la bomba antes de acoplarla con los tubos de la recámara y la tubería, haciendo especial énfasis en revisar las lengüetas de los cheques de la corona.

La bomba se puede quedar pegada en el pozo, o se puede partir el barril o la kelly.

Para evitar esto se recomienda no golpear bruscamente el tope de arena, de igual manera, al tocar el sucio, el peso recomendado que se debe poner a la bomba es de 1500lbs a 2000lbs, nunca se debe sobrepasar el peso total de los tubos de la recámara. La bomba se debe subir periódicamente por encima del tope inicial de sucio, para evitar la presencia de anillos de arena, cuyo derrumbamiento podría hacer que la bomba se pegue.

10.6.2 Contingencias Ambientales Puede existir la presencia de contaminación en la localización con fluido y los sedimentos extraídos del pozo. Para evitar esto, se debe disponer de recipientes adecuados para recoger el fluido y la arena, cuando se descargan los tubos de recámara. Si por alguna razón la tubería sale llena, esta se debe achicar con la barra de suabeo y recoger el fluido en un tanque, si no se puede achicar, se deben utilizar los “borrachos” (como última opción).

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11. INSTRUCTIVO PARA LA OPERACIÓN DE LIMPIEZA DE ARENA CON BOMBA CAVINS (CAVINS HYDROSTATIC BAILER)

11.1OBJETO Definir y estandarizar las actividades necesarias para la operación de limpieza de arena por medio de la bomba Cavins, aplicando los estándares de HSE de ECOPETROL S.A, con el fin de minimizar los riesgos al personal y los posibles daños al medio ambiente, al equipo y al pozo. Esta actividad tiene como objetivo limpiar la los sedimentos que se acumulan en el fondo del pozo, provenientes de la formación, en suspensión con el fluido (aceite, agua). Estos sedimentos se acumulan de tal manera que obstruyen los intervalos abiertos, por lo cual deben ser removidos y llevados a superficie.

11.2 ALCANCE Aplica para las operaciones de limpieza de arena con bomba Cavins (Cavins Hydrostatic Bailer), en pozos productores, en los que no se pueden utilizar los métodos convencionales (por circulación), sea por que no es recomendable inyectar agua al pozo, o porque el pozo presenta intervalos de baja presión (que toman). Aplica para los trabajos de Reacondicionamiento de pozos en los campos.

11.3 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO 11.3.1 Equipos • •

Equipo de Workover con Sand Drum Equipo para el control del pozo (Preventor de arietes, Preventor anular “Hydrill”, Acumulador y mangueras, Manifold, Separador, línea y Quemador)

11.3.2 Generalidades El uso de esta bomba para la limpieza de arena, es recomendado especialmente en aquellos casos donde la formación toma demasiado, el nivel de fluido en el pozo permanece bajo, y por lo tanto la eficiencia de los métodos de limpieza por circulación, es muy baja, también se utiliza cuando por las características de las arenas productoras, la inyección de agua, podría causar daños en la formación.

La bomba Cavins necesita la misma columna de fluido para obtener la fuerza hidráulica necesaria para la operación. Se recomienda que el pozo esté lleno de agua o hasta un mínimo de 500 ft de líquido.

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Está constituida por la sección golpeante, la cámara de succión, la sección telescópica y la cámara de carga.

La cámara de carga se cierra en superficie (con una la llave de tubo) a presión atmosférica, al llegar la bomba al tope de sucio, un resorte y un pasador abren la cámara, en ese momento por la acción de la presión diferencial, se establece un flujo de agua y o aceite, que arrastra la arena hacia el interior de la recámara. Al entrar la arena se cierra la válvula (Flapper valve) localizada en la parte inferior de la herramienta, reteniendo la arena hasta que esta se saca a superficie.

Esta bomba se baja con el cable de Sand line y para asegurar la operación se recomienda que el pozo mantenga un nivel de fluido, mínimo de 500 pies por encima del tope de sucio.

Esta bomba funciona por diferencia de presiones, en superficie se cierra la compuerta del cuerpo de la bomba donde se depositan los sólidos, y su cerrado hermético permite bajar la bomba con la presión atmosférica, al bajar esta y tocar un fondo, se acciona un pequeño pistón, poniendo en comunicación el interior de la bomba con el tope. Como el interior de la bomba se encuentra vació, inmediatamente se establece una succión interna llenándose de los sólidos que se tocan en el fondo, se deja por espacio de unos dos minutos, y luego se saca a superficie con el cable de Sand-line, ya en superficie se coloca encima de su puente de tal manera que no permita girar a la izquierda el zapato, luego se coloca una llave de tubo unos 6 pies por encima del zapato, se gira a la izquierda y se abre la compuerta, saliendo a superficie la arena con sólidos que se depositaron en su interior al hacer la succión por diferencia de presiones. En su extremo inferior se pueden acoplar accesorios (zapatos) que facilitan la remoción de arena cuando está muy compacta.

La ventaja de la limpieza de arena con bombas Cavins,(Midco, Cavins y Desarenadora) es que la arena no es introducida nuevamente en la formación. Por este método tampoco se somete a la formación a la acción de fluido a alta velocidad y presión, razón por la cual los resultados de la operación de limpieza son más durable. Figura 23(Accesorios), 24 y 25 (Bomba cavins)

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ACCESORIOS

(1)

(2)

(3)

Fig ur a 23 . Accesor ios de l a Bom ba Cav ins

JUNK BASKETS (1). Mediante el acople de Junk Baskets, este tipo de bombas puede ser usado para pescar objetos de diámetro reducido que necesiten ser removidos, tales como rocas, astillas de tubería, trozos de retenedores molidos, pedazos de cachos de packer rubbers, chatarra, etc.

SKEETER BILL (2). Adaptado a la bomba, permite limpiar el interior de un pescado tubular, como un ancla, tubería, etc., con el fin de facilitar la operación de pesca (con Spear, por ejemplo), también puede ser utilizado para limpiar alrededor de otro tipo de pescado, el cual no puede ser recuperado, pero puede ser llevado a fondo de esta manera.

BY-PASS (3) Se instala entre el fondo de la bomba FiguraVALVE 5. Representación y el Junk Basket. Permite descender hasta fondo libremente y sin interrupción.

Esta diseñado especialmente para trabajos con Junk Baskets de gran tamaño, donde el espacio entre el O.D del basket y el I.D del casing es reducido.

Figura 24. Representación esquemática del funcionamiento de una bomba Cavins

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Cable

Are na La bomba toca el

(2) Como el interior de

(3) Una vez la cámara se

tope de sucio, inmediatamente, se acciona un pequeño pistón, poniendo en comunicación el interior de la bomba con el tope de sedimentos.

la bomba se encuentra vació, inmediatamente se establece una succión interna llenándose la recámara con los sólidos que se tocan en el fondo,

encuentra llena, la bomba se cierra, a continuación se saca a superficie para recuperar los sedimentos, efectuarle el mantenimiento respectivo y bajarla nuevamente, si es necesario.

(1)

Figura 25. Representación gráfica de una Bomba Cavins (Cavins Hydrostatic Bailer) para limpieza de arena

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11.4 DESARROLLO DE LA ACTIVIDAD 11.4.1 Verificación De Las Condiciones Del Pozo.

Verificar: Que el pozo se encuentre listo para la operación (que se haya sacado la tubería y la varilla, etc.)

Que se haya bajado a calibrar el Casing con el raspador (o herramienta similar).

11.4.2 Acondicionamiento De La Herramienta Verificar el perfecto estado de la bomba y realizar el mantenimiento respectivo.

Cortar o liberar el cable de Sand line de la barra de suabeo Realizar la moña. En el aro ubicado en su parte superior, se trenza el cable de Sand line utilizando el principio de trenzado de los estrobos. Los extremos sobrantes deben ser asegurados con un clip (perro) para cable de 9/16”. Tanto el trenzado, el perro y las puntas del cable sobrante deben ser protegidos con trapo y manila, para evitar el contacto directo con las paredes y los cuellos del Casing durante la bajada y subida de la bomba, ya que por la fricción se podrían partir. Este trenzado debe hacerse en lo posible con la bomba fuera del pozo.

NOTA: Estos amarres se deben chequear constantemente cuando se esté trabajando la bomba.

Probar la moña. Se sube unos 10 pies por encima del trabajadero, se deja bajar rápidamente la bomba y se frena bruscamente, para comprobar el amarre de la moña.

11.4.3 Bajada De La Bomba Y Limpieza Del Tope De Arena.

Medir la vuelta de la torre (manila).

Bajar midiendo lentamente hasta tocar el tope de sucio.

Tomar el punto de arranque de la bomba. Para esto se coloca el equipo en un cambio de velocidad (5ta), se recoge cable, al llegar al punto de levantamiento de la bomba se notará un cambio en el sonido del equipo, y una pequeña vibración en el chasis del equipo. En este punto se coloca una marca de referencia en el cable, a nivel del tambor del cable de Sand line.

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Subir la bomba 20 pies por encima del tope de arena.

Bajar la bomba rápidamente (libremente) hasta que golpee el tope de sucio.

Se debe tener la precaución de que no se desenrolle el cable en el tambor o se hagan “lupas” dentro del pozo, lo que puede causar nudos y pérdida del cable.

Subir la bomba lentamente, ya que en el recorrido podría encontrar una restricción y entretallarse.

Sacar la bomba a superficie (a velocidad moderada) y desocupar el barril en el recipiente destinado para la recolección de los sedimentos.

Realizar el mantenimiento interno de la bomba (una vez terminada la operación) haciendo especial énfasis en los empaques y sellos, ya que de ellos depende la eficiencia de la bomba.

NOTA: esta bomba se diferencia de la bomba Midco, porque al bajarla hasta el tope de sucio, únicamente se puede hacer un impacto, ya que trabaja por diferencia de presión.

11.5 DISPOSICIONES HSE 11.5.1 Disposiciones De Seguridad Y Control Ambiental Asegúrese de utilizar los elementos de seguridad personal propios para esta actividad: • • • • •

CABEZA: Casco de seguridad MANOS: Guantes de operador PIES: Botas de seguridad OJOS: Gafas de seguridad OIDOS: Protectores auditivos.

La bomba debe estar bien asegurada a su base cuando se proceda a descargarla en superficie, se debe abrir despacio para evitar movimientos bruscos que puedan causar accidentes.

Al desocupar el pistón nunca se debe dar golpes al cuerpo de la bomba, para no causar daños al mecanismo interno de la misma 11.5.2. Disposiciones Ambientales Se debe utilizar un limpiador de cable de 9/16”, o acondicionar el lubricador de suabeo para tal fin.

Se debe ubicar una chaza recolectora debajo del malacate de Sand line.

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El pozo se debe mantener asegurado con preventor, en caso de que se presente disparo debido al des-taponamiento de un intervalo presurizado.

Disponer de un tanque o recipiente para la recolección de la arena y el aceite proveniente del barril de la bomba.

La arena recuperada debe ser transportada a las piscinas de desechos destinadas para estos casos.

11.6 CONTINGENCIAS 11.6.1 Contingencias Operativas Y De Seguridad Es posible que el amarre (moña) del cable falle durante la operación, ocasionando la pérdida de la bomba en el pozo. Para evitar esto, se debe seguir el procedimiento especificado para el trenzado del cable, y probar la moña en superficie, antes de bajar la bomba en el pozo. En el caso de que se presente la pérdida de la bomba en el pozo, será necesario bajar a recuperarla, utilizando el procedimiento de pesca más adecuado, según las condiciones que se presenten.

11.6.2 Contingencias Ambientales Se puede presentar que los hábitos inadecuados de procedimiento al ejecutar la tarea, generen derrames de aceite en el plano del pozo, contribuyen a la contaminación del suelo, cuerpos de agua y vegetación de los alrededores del pozo. Para contrarrestar esto, es necesario utilizar un limpiador de cable de 9/16”.

En caso de que no se pueda contar con un limpia-cable, se puede acondicionar el lubricador de suabeo, para que cumpla con esta función.

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12. INSTRUCTIVO PARA LA OPERACIÓN DE LIMPIEZA DE ARENA CON BOMBAS MIDCO.

12.1 OBJETO Definir y estandarizar las actividades necesarias para la operación de limpieza de arena con bombas Midco, aplicando los estándares de HSE, con el fin de minimizar los riesgos al personal y los posibles daños al medio ambiente, al equipo y al pozo.

12.2 ALCANCE Aplica para las operaciones de limpieza de arena utilizando bombas Midco, en los campos 12.3 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO 2.3.1 EQUIPOS Equipo de Workover (con Sand line) Equipo para el control del pozo (Preventor de arietes, Preventor anular “Hydrill”, Acumulador, Manifold, Separador, Línea y quemador) Equipo contraincendios (Extintores 12.3.2 Generalidades El uso de esta bomba para la limpieza de arena, es recomendado especialmente en aquellos casos donde la formación toma demasiado, el nivel de fluido en el pozo permanece bajo, y cuando las características de la formación donde se encuentra acumulado el aceite, hacen que el agua pueda causar un daño. En resumen se utilizan en aquellos casos donde la eficiencia de los métodos de limpieza por circulación, es muy baja.

Esta bomba está constituida por un barril donde se almacena la arena y el fluido, un pistón que lleva en su parte interior, y en su parte inferior una válvula en forma de lengüeta, que permite el paso de la arena con el fluido, en el momento que el pistón en su forma ascendente realiza la succión, y se cierra en el momento en que se está sacando la bomba a superficie. Esta bomba se baja con cable de Sand line.

Al levantarse la bomba se acciona un pistón, creando la succión necesaria para hacer entrar la arena en el barril depositándola encima de la lengüeta.

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La ventaja de la limpieza de arena con bombas (Midco y Cavins) es que la arena no es introducida nuevamente en la formación. Por este método tampoco se somete a la formación a la acción de fluido a alta velocidad y presión, razón por la cual los resultados de la operación de limpieza son más duraderos 12.4 DESARROLLO DE LA ACTIVIDAD 12.4.1 Preparación De La Moña.

Cortar o liberar el cable de Sand line de la barra de suabeo..

Después de haber realizado el procedimiento de sacada de tubería, y de bajar a calibrar el Casing con el raspador (o similar), luego de haber verificado el perfecto estado y de haber realizado el mantenimiento de la bomba, en el aro ubicado en su parte superior, se trenza el cable de Sand line utilizando el principio de trenzado de los estrobos, y los extremos sobrantes deben ser asegurados con un clip (perro) para cable de 9/16”.

Tanto el trenzado, el perro y las puntas del cable sobrante deben ser protegidos con trapo y manila, para evitar el contacto directo con las paredes y los cuellos del Casing durante la corrida de la bomba, ya que por la fricción se podrían partir. En lo posible, este trenzado debe hacerse con la bomba fuera del pozo.

12.4.2 Operación De La Bomba.

Después de asegurada la bomba al cable de Sand line se sube unos 10 pies por encima del trabajadero, el Operador IA la baja un poco rápido y frena bruscamente, para comprobar el estado de la moña.

Se procede a medir la vuelta de la torre (si no se tiene odómetro).

Bajar midiendo lentamente hasta tocar el tope de sucio.

Tomar el punto de arranque de la bomba. Para esto se coloca el equipo en un cambio de velocidad (5ta), se recoge cable, al llegar al punto de levantamiento de la bomba se notará un cambio en el sonido del equipo, y una pequeña vibración en el chasis del equipo. En este punto se coloca una marca de referencia en el cable, a nivel del tambor del cable de Sand line.

El funcionamiento de la bomba para succionar la arena, consiste en situar la bomba 20 pies por encima del tope de la arena, y bajarla un poco rápido (libremente), teniendo en cuenta de que no se desenrolle el cable en el tambor o se hagan “lupas” dentro del pozo, lo que puede causar nudos y pérdida del cable.

Cuando se esté limpiando con esta bomba se deja eslongar el cable +/- 20 pies sobre la bomba para permitir el correcto funcionamiento de esta.

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A medida que se está avanzando, se debe tener precaución cuando la bomba se encuentre frente a intervalos, ya que al levantar la bomba esta puede encontrarse entretallada en un colapso.

Cuando se esté trabajando la bomba se debe estar levantando constantemente para evitar derrumbes de arena sobre la bomba.

Sacar la bomba a velocidad moderada a superficie, asegurarla al piso en su anclaje y desocupar el barril en el recipiente destinado para ello.

Terminada la operación es necesario realizar el mantenimiento interno de la bomba, haciendo especial énfasis en los empaques y sellos, ya que de ellos depende la eficiencia de la bomba.

12.5 DISPOSICIONES HSE 12.5.1 Disposiciones De Seguridad Y Control Operacional Asegúrese de utilizar los elementos de seguridad personal propios para esta actividad: • • • • •

CABEZA: Casco de seguridad MANOS: Guantes de operador PIES: Botas de seguridad OJOS: Gafas de seguridad OIDOS: Protectores auditivos.

Al desocupar el pistón nunca se debe dar golpes al cuerpo de la bomba, para no causar abolladuras que impidan el desplazamiento interno del pistón.

Cuando se vaya a desocupar el barril, el personal nunca debe situarse frente a la descarga de la bomba.

12.5.2 Disposiciones Ambientales Se debe utilizar un limpiador de cable de 9/16”, o acondicionar el lubricador de suabeo para tal fin.

Se debe ubicar una chaza recolectora debajo del malacate de Sand line.

El pozo se debe mantener asegurado con preventor, en caso de que se presente disparo debido al des-taponamiento de un intervalo presurizado..

Disponer de un tanque o recipiente para la recolección de la arena y el aceite proveniente del barril de la bomba.

La arena recuperada debe ser transportada a las piscinas de desechos destinadas para estos casos.

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12.6 CONTINGENCIAS 12.6.1 Contingencias Operativas Y De Seguridad Es posible que el amarre (moña) del cable falle durante la operación, ocasionando la pérdida de la bomba en el pozo. Para evitar esto, se debe seguir el procedimiento especificado para el trenzado del cable, y probar la moña en superficie antes de bajar la bomba en el pozo. En el caso en que se presente la pérdida de la bomba en el pozo, será necesario bajar a recuperarla utilizando el procedimiento de pesca más adecuado, según las condiciones que se presenten; si se quedó cable, se baja un arpón, si no se quedó cable, se baja un pescador externo.

12.6.2 Contingencias Ambientales Se puede presentar que los hábitos inadecuados de procedimiento al ejecutar la tarea, generen derrames de aceite en el plano del pozo, contribuyen a la contaminación del suelo, cuerpos de agua y vegetación de los alrededores del pozo. Para contrarrestar esto, es necesario utilizar un limpiador de cable de 9/16”.

En caso de que no se pueda contar con un limpia-cable, se puede acondicionar el lubricador de suabeo, para que cumpla con esta función.

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13. INSTRUCTIVO PARA LA OPERACIÓN DE UBICACIÓN DE UN TAPÓN POR ARENAMIENTO.

13.1 OBJETO Definir y estandarizar las actividades necesarias para realizar un tapón por arenamiento, aplicando los estándares de HSE, con el fin de minimizar los riesgos al personal y los posibles daños al medio ambiente, al equipo y al pozo. Esta operación tiene como objetivo disponer de un medio adecuado para proteger el empaque (inferior) recuperable (generalmente un Retrievable Bridge Plug - RBP), o cualquier herramienta que esté por debajo y se desee recuperar 13.2 ALCANCE Aplica para los trabajos en los cuales se realicen cementaciones forzadas correctivas o de aislamientos, en las cuales se desee proteger una herramienta, (generalmente un RBP) que esté por debajo del tapón de cemento, para las operaciones de Terminación o Reacondicionamiento en los campos de la GRM 13.3 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO 13.3.1 Equipos Equipo de Workover Bomba Triplex.

Equipo para el control del pozo (Preventor de arietes, Preventor anular “Hydrill”, Acumulador y mangueras, Manifold, Separador, línea y Quemador) Equipo contraincendios (Extintores) 13.3.2 Generalidades.

La operación de Tapón por Arenamiento consiste en el vaciamiento de arena (a través de la tubería) sobre un empaque tapón recuperable, para crear un tapón que proteja el empaque durante la perforación del tapón de cemento. Después de una cementación forzada, queda un tapón de cemento sobre el empaque de fondo, una vez la lechada ha fraguado, es necesario bajar a moler este cemento.

La finalidad del tapón de arena, es cubrir la parte superior del empaque (generalmente un BP), o cualquier otra herramienta, para protegerlo del cemento y para que cuando se baje a moler el cemento, se elimine el riesgo de que la herramienta utilizada para tal fin, pueda dañar la barra de control (si es un RBP) o la herramienta que sea. Se acostumbra a dejar un tapón de arena de 20 a 40 pies.

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Para esta operación, en la boca del pozo, se instala una válvula maestra, y se realizan las conexiones necesarias (tes, reducciones, codos, taza, etc.), de igual manera se instalan las mangueras (de la bomba a la boca del pozo y del anular al tanque). La arena se deja caer por puñados a través de la tubería, a medida que se le bombea agua, hasta vacear la cantidad necesaria de arena, según el cálculo establecido para lograr la altura requerida para el tapón, según el diámetro del revestimiento. La arena utilizada para este tipo de trabajos, debe ser una arena de grano fino (arena de río), con el fin de que cuando se quiera lavar por circulación, esta arena pueda removerse fácilmente, permita su suspensión y salida nuevamente a superficie, en el momento en que se vaya a recuperar el empaque.

La arena debe colarse con un tamiz (malla fina o cedazo), para evitar que se filtren piedras u objetos de gran diámetro en la arena. Estos objetos pueden ocasionar problemas en la operación de recuperación del empaqué, ya que se incrustan en las partes laterales del empaque, provocando el entretallado del mismo, ya que muchas veces estos elementos no se pueden liberar durante el lavado 13.4 DESARROLLO DE LA ACTIVIDAD Preparación del pozo y las conexiones y los materiales necesarios para la Operación.

Bajar tubería con RH y RBP, hasta la profundidad deseada.

Asentar el RBP (Véase el Instructivo para la operación del RBP) y levantar el RH 50ft por encima de la profundidad donde va a quedar el tope del tapón de arena.

Empacar el pozo con Hydril.

Instalar válvula maestra en la tubería.

Conectar los accesorios superiores (Te, reducción, codos, taza).

Instalar la manguera de la bomba a la boca del pozo (Fig 26 y27).

MANGUERA BOMBEO DE AGUA

NIPLE DE DESFOGUE

TAZ A

Figura 26.

Partes del árbol de navidad

TE TE REDUCCIÓN

VÁLVULA MAESTRA

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Instalar la manguera de descargue en el anular, al tanque. El nivel del tanque debe quedar por debajo de la taza.

HYDRIL PREVENTOR DE ARIETES MANGUERA DE DESCARGA DEL ANULAR

Figura 27 Preventoras

Verificar: Que se cuente con la cantidad de arena necesaria, según el diámetro del revestimiento y la altura del tapón.

Que la arena a utilizar sea de grano fino (arena de río), para que permita la suspensión y salida nuevamente a superficie al realizar la circulación de lavado, cuando se vaya a recuperar el empaque.

Que se cuente con la cantidad suficiente de agua y la existencia de los elementos necesarios para la operación, mencionados en el capítulo “descripción del equipo” 13.4.1 Vaciado de la arena y colocación del tapón.

Colar la arena por medio del tamiz (malla fina o cedazo). La arena colada se debe depositar sobre una superficie limpia (sobre lona, plástico, etc.). Figura 28

Figura 28. Sernidor manual

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Poner en funcionamiento la bomba Triplex, haciendo By-pass por la válvula de descargue al tanque de suministro, con cambio en primera. Esto con el fin de reducir el caudal, y lograr el chorro adecuado, para que la arena baje hasta el fondo. Se debe tener en cuenta que el retorno del fluido debe ser mínimo, para que no permita la circulación excesiva y el retorno la arena por el anular.

NOTA: uno de los funcionarios de la cuadrilla se ubica sobre la plataforma de trabajo, para realizar el vaciado de la arena por la tubería, otro se ubica en el lugar en donde se encuentra la arena, para encargarse de proporcionarle la arena al que se encuentra en la boca del pozo.

Llenar el recipiente con arena colada, utilizando para esto una pala. Figura 29

Figura 29.

Llenar el recipiente con arena colada

Llevar el recipiente con arena, hasta la boca del pozo. Figura 30

Figura 30.

Recipiente llevado a la boca del pozo

Vaciar la arena (por puñados) por la tubería, a través de la taza. Se debe ir verificando con el tacto la consistencia de la arena para evitar que se filtren sólidos gruesos. Figura 31 y 32

Figura 31.

Figura 32.

Obreros desocupando el recipiente en la boca del pozo.

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NOTA: Se repite el procedimiento, hasta lograr depositar la cantidad de galones de arena que se haya calculado, y dejar el tapón de arena a la altura requerida, generalmente de 20 a 40 ft.

Mover la sarta arriba y abajo (aprox. 5min), cada quince galones de arena vaciados al pozo, para evitar que se formen puentes de arena dentro de la tubería. Figura 33 TAPÓN DE ARENA

20 a 40 PIES

EMPAQUE TAPÓN RECUPERABLE

Figura 33. Tapón de arena y movimientos de la sarta

Bombear agua por media hora y luego suspender el bombeo.

Levantar la punta de tubería +/- 200 pies.

Dejar el pozo en un periodo de decantación, no menor de dos horas (dependiendo de la profundidad del pozo).

Bajar a tocar el tope de arena con la tubería y RH 13.5 DISPOSICIONES HSE 13.5.1 Disposiciones De Seguridad Y Control Ambiental Utilizar los elementos de protección personal propios para esta actividad: • • • • • •

CABEZA: Casco de seguridad MANOS: Guantes de operador PIES: Botas de seguridad OJOS: Gafas de seguridad OIDOS: Protectores auditivos.

OTROS: Ropa de trabajo

Se debe asegurar el correcto tamizado de la arena, para evitar que se filtren elementos extraños tales como piedras, tuercas, tornillos, etc., que puedan ocasionar problemas en el momento de recuperar el empaque.

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13.5.2 Disposiciones Ambientales Se debe tener instalada una manguera de retorno del anular al tanque de almacenamiento de fluido (si es posible) o a la trampa, ya que puede retornar fluido y ocasionar derrames en la localización. El nivel del tanque de retorno (o la trampa) debe estar por debajo de la altura de la taza.

Verificar la instalación y el funcionamiento del equipo para el control del pozo (preventor, Acumulador, Hydril, Manifold, Línea y Quemador), con el fin de garantizar un medio seguro de controlar el pozo en caso de que se presente un disparo o reventón.

13.6 CONTINGENCIAS 13.6.1 Contingencias Operativas Y De Seguridad Puede presentarse que al bajar a tocar el tope de arena con la tubería, este no se encuentre a la profundidad requerida.

Si el tope se encuentra por encima de la profundidad requerida, es necesario: Verificar el cálculo de los galones de arena necesarios según el diámetro del Casing y la altura requerida del tapón de arena. Es posible que no se haya vaciado la cantidad de arena necesaria, en este caso se debe repetir el procedimiento y cargar el volumen de arena faltante.

Analizar el estado mecánico del pozo, para verificar la existencia de zonas abiertas con antecedentes de consumo de fluido (zonas ladronas), estas pueden estar “tomándose” la carga de agua y arena. Si este es el caso se debe aumentar la cantidad de galones de arena, de acuerdo a un cálculo basado en el análisis del ingeniero de campo.

Realizar una inspección en el tanque de retorno de fluido para detectar la presencia de arena decantada. En este caso se debe reducir el caudal de bombeo de agua, a través de la válvula de By-pass y repetir el procedimiento.

Si el tope de arena se encuentra más arriba de la profundidad requerida, se baja a lavar por circulación en reversa con la misma tubería; si se hace por circulación en directa, se utiliza un caudal bajo y una presión reducida. Para las bombas Triplex con que cuenta el grupo de Reacondicionamiento, se debe bombear con una presión no mayor de 100lbs, y teniendo como referencia que el chorro nos da una distancia de 5ft por debajo de la punta de la tubería.

13.6.2 Contingencias Ambientales Pueden presentarse derrames de fluido en la localización, provocando la contaminación de terrenos y fuentes de agua aledaños al pozo. Para prevenir esto se deben realizar las siguientes acciones:

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Se debe verificar que se tengan instalados y probados, los elementos de control del pozo (preventor, acumulador, mangueras, manifold, separador y línea del quemador, etc.), de igual manera el pozo debe mantenerse empacado con hydril durante la operación.

Instalar una manguera de retorno del anular al tanque de almacenamiento de fluido (si es posible) o a la trampa, ya que al realizar el arenamiento, la arena y el agua desplazan el fluido del pozo, haciendo que este salga por el anular.

El nivel del tanque o la trampa debe estar por debajo de la altura de la taza, ya que el fluido sale del pozo con una presión mínima, proporcionada por la acción del peso de la arena y el agua, por lo cual el tanque debe estar situado por debajo de la altura de la taza, de lo contrario el fluido no tendría la fuerza necesaria para llegar al tanque, y se presentaría el rebosamiento de la tubería.

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CONCLUSIÓN

De la importancia de conocer los procesos de múltiples trabajos de producción, se concluyo que el saber con claridad lo que nos proponemos; tener conciencia en el entorno laboral no importando cual sea, todo tiene una programación, la cual es la consecuencia de permanecer activos física y mentalmente. En un campo laboral ya sea de estudio o trabajo que aplique remuneración económica.

No obstante a esto en el campo del petróleo es sentirse con propiedad y hacerse miembro activo y eficiente en el desarrollo de cualquier actividad; ya que un error, así sea el mínimo genera un colapso abrupto de producción.

Para nosotros como estudiantes de perforación de pozos petroleros es de vital importancia la experiencia máxima en este sector. Ya que esta es la que nos generara experiencia y podremos tener una oportunidad laboral en el área

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BIBLIOGRAFIA

PERALTA, ANDRES. Ingeniero de petróleos, dono archivo PDF de limpieza de arenas PERALTA ANDRÉS ingeniero de petróleos dono archivo PDF sobre arenamientos en pozos petroleros PERALTA, ANDRÉS ingeniero de petróleos, dono archivo PDF sistemas integrados de limpieza de pozos PERALTA, ANDRES. Ingeniero de petróleos, dono archivo PDF de Control de Recuperación de la producción de arena

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ANEXO A CORPORACION DEL PETROLEO LIMITADA COINSPETROL LTDA FORMATO UNICO DE LICENCIA AMBIENTAL.

ANEXO B

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ANEXO B FORMAS DE APLICAR ATS

Se puede realizar una evaluación y análisis de riesgos de una tarea existente o antes de una tarea, durante la fase de la planificación. A continuación se comentan las tres formas principales de realizar una evaluación y análisis de riesgos de trabajo:

1. Observación directa.

En este método las personas que hacen el análisis realmente observan el trabajo que están haciendo. Ellos pueden observar el proceso varias veces antes de identificar los diferentes pasos, de estimar los accidentes potenciales y desarrollar medidas de control y recuperación. Adicionalmente pueden observar distintos empleados que hacen el mismo trabajo para establecer las diferencias en la ejecución del trabajo. Los puntos clave para la observación directa en la aplicación del ATS son: • Seleccione al empleado correcto para observar.

Cuando usted tiene más de una persona haciendo el trabajo que usted planea analizar, escoja el que más podría ayudarlo. Esta persona debe tener experiencia y ser colaborador. También es una buena idea observar a más de un empleado.

• Explique lo que usted piensa hacer.

Asegúrese de que el empleado entiende el propósito de su observación. Haga énfasis en que el estudio es del trabajo no de él. Lo mejor es invitar al empleado a compartir la tarea con usted. Yo haré la parte escrita, y usted me ayuda con las ideas.

• Observe para obtener el detalle paso a paso.

Recuerde que usted está observando para identificar los pasos básicos. No detalle la actividad en demasiados pasos. Por otro lado, no haga los pasos tan amplios que se pueda pasar por alto algún aspecto crítico. Si el trabajo es muy extenso, desarrolle un detalle preliminar por recuerdo y luego verifíquelo con los empleados. Cuando haya acuerdo total, tal vez no haya necesidad de observar ese elemento específico de la tarea. La observación se puede entonces concentrar en los elementos de la tarea sobre los cuales hay incertidumbre.

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• Verifique su detalle por pasos del trabajo con el empleado.

Al terminar su observación, verifique su detalle de los pasos con el empleado observado. Acuerden lo que se hace y en qué orden, no en cómo se hace. No discuta peligros o precauciones en esta etapa.

• Registre el detalle de los pasos del trabajo.

Después de haber verificado el detalle de los pasos del trabajo con el empleado, regístrelos. Si usted ha observado a un empleado, verifique el detalle de los pasos con otros empleados con experiencia.

El método de la observación directa es conveniente para trabajos repetitivos y frecuentes. Pero, no se puede aplicar fácilmente a trabajos nuevos o aquellos que se hacen con poca frecuencia.

2. Discusión de grupo.

Un grupo de personas familiarizadas con el trabajo, bajo la guía del supervisor, usa su experiencia colectiva para identificar los pasos del trabajo, los accidentes potenciales en cada uno de los pasos para desarrollar buenas soluciones.

Los participantes en la discusión deben ser aquellos que tienen mayor conocimiento sobre el trabajo. En cualquier caso, el supervisor debe ser competente en técnicas de discusión de grupo de evaluación y análisis de riesgos.

Debe poder estimular un grupo para obtener la contribución máxima de cada uno de sus miembros y guiar la discusión por los caminos más productivos.

3. Recuerdo y verificación El supervisor prepara una versión preliminar de la evaluación y análisis de riesgos de trabajo basado en su recuerdo en lugar de observación directa del trabajo. Esta versión preliminar se verifica discutiéndola con los otros integrantes del equipo o por observación directa de partes del trabajo sobre las que puede haber dudas.

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