Mejoramiento de la reducción de riesgo y eficiencia por medio de la limpieza de pozos
La acumulación de arena y sólidos en los pozos perjudica significativamente la producción de petróleo y gas. De hecho, prácticamente la mitad de las operaciones con tubería flexible (TF)(1) conllevan trabajos de limpieza de pozos para la remoción de los escombros. La integración innovadora de equipos, los programas de computación, los sistemas de limpieza a base de fluidos y la vigilancia rutinaria de los tratamientos ayuda a los ingenieros a reducir el costo y el riesgo de las operaciones de limpieza de pozos y restituye la producción en menos tiempo.
Las operaciones de limpieza de pozos constituyeron unas de las primeras aplicaciones para los servicios de TF. Las estimaciones globales indican que casi un 50% de las operaciones con TF se llevan a cabo para remobor sólidos y escombros móviles, tales como arena prodicida o restos de apuntalante provenientes de los tratamientos de fracturamiento hidráulicos.
La comprensión de los elementos clave del proceso no siempre es directa y a menudo requiere los conocimientos de especialistas de diversas disciplinas. Por ejemplo, los químicos generalmente elaboran fluidos de limpieza, mientras que los ingenieros mecánicos y los especialistas en mecánica de fluidos desarrollan la tecnología de las boquillas; el sistema de limpieza de pozos integrado.
Los ingenieros poseen las herramientas y el soporte computacional para modelar y ejecutar rápidamente iteraciones múltiples y optimizar el desempeño de los sistemas de limpieza para la mayoría de las condiciones y requisitos de los pozos. La integración exitosa de los procesos de limpieza de pozos está ayudando a muchos operadores a mantener el petróleo fluyendo de sus campos. Este conocimiento básico de los procesos interdependientes mostrará el camino para la implementación de muchas más mejoras en la eficiencia de tos sistemas de exploración y producción.
El movimiento de la arena y la acumulación de escombros pueden producir un impacto considerable sobre el flujo de fluido. En la superficie, un río puede depositar un volumen tan grande de limo que llega a obstaculizar su propio flujo, modificando su curso y amenazando quizás las zonas agrícolas y las comunidades. De un modo similar, en un pozo, el influjo de arena puede afectar o detener el flujo de petróleo proveniente de un yacimiento.
El relleno de arena y los escombros no son problemas nuevos con los pozos de petróleo. Varias generaciones de ingenieros de campos petroleros han tenido que enfrentar el desafío de mantener sus pozos limpios. En el año 1901, del Pozo Clement N° 1 situado en el sudoeste de Luisiana, EUA, y perteneciente a Jennings Oil Company, salían a borbotones unos 7,000 bbl/d de petróleo, lamentablemente para estos primeros pioneros de la industria petrolera, la prosperidad duró poco. Luego de siete horas de producción, la arena de formación taponó más de 1,000 pies de tubería de revestimiento, extinguiendo la producción de petróleo y con ella todos los sueños de opulencia y riqueza. Los esfuerzos por remover la arena de este pozo finalmente fracasaron y se procedió a abandonar el área prospectiva.
Aproximadamente para la misma época, los exploradores de petróleo de Texas comenzaron a utilizar una técnica innovadora para evitar que declinara la producción de petróleo, utilizando el torpedo. Un "torpedista" bajaba cuidadosamente en el pozo cantidades sustanciales de nitroglicerina. Una vez que los recipientes con nitroglicerina alcanzaban su objetivo, se dejaba caer un peso en el pozo, poniéndose en marcha una secuencia de eventos que culminaban con una explosión espectacular y, con un poco de suerte, estimulaban el pozo removiendo sus escombros y reiniciando la producción a la normalidad.
Hoy en día, los ingenieros utilizan métodos más seguros y más eficaces para eliminar la arena y otros escombros del pozo. Los procesos de limpieza de pozos cuidadosamente diseñados e integrados ahorran tiempo, reducen costos y riesgos, así como también mejoran la eficiencia operacional, permitiendo al mismo tiempo que los operadores produzcan más petróleo.
El relleno del pozo constituye una preocupación importante para los operadores de todo el mundo. Este problema, que inhibe la producción, se encara normalmente a través de intervenciones con tubería flexible. No obstante, a medida que aumenta la complejidad de los pozos y de las terminaciones y la producción de reservas se lleva a cabo en condiciones cada vez más dificultosas, se presentan ambientes en los que las técnicas de limpieza con TF convencionales no resultan adecuadas para una remoción efectiva del relleno.
Las operaciones de limpieza de pozos constituyeron unas de las primeras aplicaciones para los servicios de TF. Las estimaciones globales indican que casi un 50% de las operaciones con TF se llevan a cabo para remobor sólidos y escombros móviles, tales como arena prodicida o restos de apuntalante provenientes de los tratamientos de fracturamiento hidráulicos.
La técnica más común para la limpieza de pozos desviados utiliza una herramienta de limpieza por chorro que se baja en el pozo con TF. Cuan grande es el bocado tomado y cuánto se sube la herramienta en dirección a la superficie dependen de numerosos factores inclu0yendo el gasto (la tasa de flujo), el tipo de relleno, el diámetro de la tubería de producción y de la tubería de revestimiento, el fluido de limpieza utilizado, el diseño de las boquillas, la presión de fondo de pozo y la trayectoria del pozo. Ocasionalmente, el barrido tendrá que ser llevado nuevamente a la superficie antes de proceder a tomar el siguiente bocado. Una vez que el relleno ha sido barrido en sentido ascendente hasta una profundidad predeterminada, se hace retornar la herramienta al fondo para tomar el siguiente bocado de relleno. El proceso se reitera hasta que todo el relleno ha sido movilizado y removido del pozo.
La herramienta de limpieza por chorro, o boquilla de lavado, generalmente está diseñada para producir turbulencia en el fluido, lo que ayuda a movilizar y dejar en suspensión las partículas sólidas. No obstante, en lo que respecta a los pozos inclinados, la turbulencia se reduce al aumentar la distancia con respecto a las boquillas y los sólidos a menudo forman capas en el lado bajo del pozo al caer, o desprenderse, de la suspensión. A medida que aumenta la altura de esta capa de sólidos, se dispone de menos sección transversal de pozo para el flujo, de manera que la velocidad del fluido a lo largo de la superficie de la capa aumenta hasta que alcanza una velocidad de movilización crítica. Una vez alcanzada esta velocidad, la totalidad o parte del relleno se dispersa, se vuelve a mezclar con el fluido de limpieza y es transportado hacia la superficie, formando a menudo una nueva capa un poco más arriba dentro del pozo.
Pasos del proceso de limpieza.
Un proceso de limpieza de pozo típico consta de varios pasos.
Un proceso de limpieza de pozo típico consta de varios pasos.
- Primero, se baja la herramienta de limpieza con TF hasta el tope del relleno (A). En la imagen (B), la herramienta penetra en el relleno durante la circulación, lava y moviliza los sólidos y toma un bocado.
- Luego, en la imagen (C), se ha alcanzado una longitud de bocado previamente planificada y se está subiendo la herramienta de limpieza por chorro hacia el extremo superior de la tubería de revestimiento corta, para dar comienzo al proceso de barrido. En la imagen (D), el relleno está siendo barrido a través de una porción de la sección angular crítica (40 a 65 grados) del pozo.
En general, una vez que los sólidos son barridos hacia el extremo superior de la tubería de revestimiento corta, la boquilla vuelve al fondo, se toma el siguiente bocado y el proceso se repite hasta remover todos los sólidos del pozo.
En relacion a la eficiencia es esencial en la optimización de la producción proveniente de campos petroleros en proceso de maduración y yacimientos que resultan difíciles de producir. A través de la comprensión de las interrelaciones y las sinergias potenciales de los elementos del proceso, emergen nuevas tecnologías que ayudan a los operadores a volver a poner en producción los pozos en menos tiempo. Al reducirse el tiempo no productivo, se reducen también los costos y se incrementa el rendimiento del campo.
La comprensión de los elementos clave del proceso no siempre es directa y a menudo requiere los conocimientos de especialistas de diversas disciplinas. Por ejemplo, los químicos generalmente elaboran fluidos de limpieza, mientras que los ingenieros mecánicos y los especialistas en mecánica de fluidos desarrollan la tecnología de las boquillas; el sistema de limpieza de pozos integrado.
Los ingenieros poseen las herramientas y el soporte computacional para modelar y ejecutar rápidamente iteraciones múltiples y optimizar el desempeño de los sistemas de limpieza para la mayoría de las condiciones y requisitos de los pozos. La integración exitosa de los procesos de limpieza de pozos está ayudando a muchos operadores a mantener el petróleo fluyendo de sus campos. Este conocimiento básico de los procesos interdependientes mostrará el camino para la implementación de muchas más mejoras en la eficiencia de tos sistemas de exploración y producción.
(1) Tubería flexible (TF) son los tramos continuos de tubería de acero de pequeño diámetro, el equipo de superficie relacionado y las técnicas de reparación, perforación y terminación de pozos asociadas. Su introducción en las operaciones de campos petroleros a comienzos de la década de 1960. La tubería flexible se enrolla en un carrete para su conservación y transporte. Las sartas de tubería flexible pueden tener una longitud de 9,450 m [31,000 pies] o superior, según el tamaño del carrete y los diámetros de los tubos, que oscilan entre 1 y 41/2 pulgadas. Una unidad motriz hidráulica, o aparato motriz, controlado desde una consola instalada en una cabina de control central acciona el cabezal del inyector para desplegar y recuperar la tubería flexible. El gran carrete de almacenamiento también aplica contratensión sobre la tubería, esta pasa por encima de un cuello de cisne y a través de un cabezal del inyector antes de su inserción en un pozo a través del equipo de control de pozo que consta típicamente de un prensaestopas, un tubo protongador y un conjunto de preventores de reventón (BOP, por sus siglas en inglés) sobre el cabezal del pozo. Este proceso se invierte para recuperar la tubería flexible y enrollarla nuevamente en el carrete.
Referencias.