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1 Aseguramiento de Integridad en Pozos de Producción de la Superintendencia de Operaciones Central de la Gerencia Región Central de ECOPETROL S.A. José Alexander Estévez Lizarazo*, Ricardo Andrés Rojas Moreno*, Mauricio Herrera Polania*, Miguel Mateus Barragán **, Ludwing Alfonso López Carreño**, David Ernesto Castellanos Barajas **, Alfonso Linares Martínez*** *ECOPETROL S.A. Superintendencia de Operaciones Central. Departamento de Ingeniería de Subsuelo y Confiabilidad Central Villavicencio Km 32 Vía a Puerto López - Meta [email protected] [email protected] [email protected] **ECOPETROL S.A.- Instituto Colombiano del Petróleo. Unidad de Disciplinas Profesionales Km 7 Vía a Piedecuesta - Santander [email protected] ***OCCIDENTAL DE COLOMBIA RESUMEN La extracción de petróleo es una de las tareas de alto riesgo no sólo para el personal que realiza los trabajos desde la superficie, sino para el medio ambiente donde se realiza su explotación. Por lo tanto se debe propender por establecer los parámetros que afectan la integridad de los pozos y definir las soluciones orientadas a reducir el riesgo de descargas no controladas de fluidos del yacimiento a lo largo de la vida del pozo. Como parte del programa de “INTEGRIDAD DE ACTIVOS DE LA VICEPRESIDENCIA DE PRODUCCIÓN” que se viene desarrollando en la Superintendencia de Operaciones Central (SOC) de ECOPETROL S.A. con el apoyo del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), se ha establecido un modelo estructurado para la valoración del riesgo, que comprendió dos etapas básicas; la primera, priorizar los pozos de producción en función de cinco variables: el tipo de levantamiento, la agresividad del fluido de producción, el número de eventos del pozo, la producción diferida y su ubicación en zonas de alta consecuencia; en la segunda etapa; se determinó la probabilidad de ocurrencia de falla en las diferentes barreras de contención de cada uno de los pozos definidos como críticos en la etapa previa de priorización. El nivel de riesgo de cada uno de los pozos fue calculado a partir de la probabilidad de falla de sus barreras y el análisis de las consecuencias de una posible falla. La implementación de la metodología para el manejo de integridad de pozos contemplo la interacción de un equipo de trabajo interdisciplinario enfocado en mitigar los riesgos asociados a los peligros inherentes a las operaciones normales de los activos, a la conservación de la infraestructura, al mejoramiento de su confiabilidad y disponibilidad, al cumplimiento con las regulaciones ambientales, de salud ocupacional y seguridad industrial y a la reducción de los costos de sostenimiento de la infraestructura. Este modelo es aplicable a los pozos en producción.
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1
Aseguramiento de Integridad en Pozos de Producción de la Superintendencia de Operaciones
Central de la Gerencia Región Central de ECOPETROL S.A.
José Alexander Estévez Lizarazo*, Ricardo Andrés Rojas Moreno*, Mauricio Herrera Polania*, Miguel
Mateus Barragán **, Ludwing Alfonso López Carreño**, David Ernesto Castellanos Barajas **,
Alfonso Linares Martínez***
*ECOPETROL S.A. Superintendencia de Operaciones Central. Departamento de Ingeniería de
Subsuelo y Confiabilidad Central
Villavicencio Km 32 Vía a Puerto López - Meta
**ECOPETROL S.A.- Instituto Colombiano del Petróleo. Unidad de Disciplinas Profesionales
Km 7 Vía a Piedecuesta - Santander
***OCCIDENTAL DE COLOMBIA
RESUMEN
La extracción de petróleo es una de las tareas de
alto riesgo no sólo para el personal que realiza los
trabajos desde la superficie, sino para el medio
ambiente donde se realiza su explotación. Por lo
tanto se debe propender por establecer los
parámetros que afectan la integridad de los pozos
y definir las soluciones orientadas a reducir el
riesgo de descargas no controladas de fluidos del
yacimiento a lo largo de la vida del pozo.
Como parte del programa de “INTEGRIDAD DE
ACTIVOS DE LA VICEPRESIDENCIA DE
PRODUCCIÓN” que se viene desarrollando en la
Superintendencia de Operaciones Central (SOC)
de ECOPETROL S.A. con el apoyo del Instituto
Colombiano del Petróleo (ICP), se ha establecido
un modelo estructurado para la valoración del
riesgo, que comprendió dos etapas básicas; la
primera, priorizar los pozos de producción en
función de cinco variables: el tipo de
levantamiento, la agresividad del fluido de
producción, el número de eventos del pozo, la
producción diferida y su ubicación en zonas
de alta consecuencia; en la segunda etapa; se
determinó la probabilidad de ocurrencia de
falla en las diferentes barreras de contención
de cada uno de los pozos definidos como
críticos en la etapa previa de priorización.
El nivel de riesgo de cada uno de los pozos
fue calculado a partir de la probabilidad de
falla de sus barreras y el análisis de las
consecuencias de una posible falla.
La implementación de la metodología para el
manejo de integridad de pozos contemplo la
interacción de un equipo de trabajo
interdisciplinario enfocado en mitigar los
riesgos asociados a los peligros inherentes a
las operaciones normales de los activos, a la
conservación de la infraestructura, al
mejoramiento de su confiabilidad y
disponibilidad, al cumplimiento con las
regulaciones ambientales, de salud
ocupacional y seguridad industrial y a la
reducción de los costos de sostenimiento de
la infraestructura. Este modelo es aplicable
a los pozos en producción.
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OBJETIVO DEL TRABAJO
Establecer e implementar una estrategia para el
manejo de la Integridad en pozos mediante la
metodología de Gestión de Integridad de Activos
en los campos de producción Apiay, Suria,
Reforma-Libertad, Castilla y Chichimene de la
Superintendencia de Operaciones Central de
ECOPETROL S.A. Ver ubicación geográfica en la
Figura 1.
Figura 1. Ubicación geográfica de la SOC.
1. INTRODUCCIÓN
Durante muchos años el manejo de Integridad de
los pozos se limitaba a definir y realizar aquellas
actividades necesarias para detectar el deterioro de
los equipos basados en la aplicación de estándares,
los cuales no consideraban el impacto de la falla
durante su intervención en el equipo o en la
Operación. Las anteriores limitaciones
promovieron el cambio del enfoque y el desarrollo
de una metodología para la definición de los
planes óptimos, cuyo propósito fuera el considerar
tanto la confiabilidad del equipo como el riesgo
que estos representan para las instalaciones, los
procesos y medio ambiente.
Actualmente, y a nivel mundial, se viene
manejando el concepto de Integridad como la
capacidad de operar bajo condiciones controladas
sin riesgo de fallas que conlleven a pérdidas de
vidas humanas, derrames de hidrocarburo o
pérdidas económicas. Es por esto que a mediados
del año 2007 personal de diferentes áreas
operativas de la SOC junto con el ICP
plantearon el modelo de Integridad de Pozos
en Onshore, como parte de la estrategia para
disminuir el riesgo de la infraestructura.
Dentro del modelo de gestión de integridad
de activos para la Vicepresidencia de
Producción (VPR), se contempló la
necesidad de extrapolar la metodología de
manejo de riesgo, hacia la infraestructura de
subsuelo conservando las etapas establecidas
en este modelo:
• Levantamiento, revisión, integración y
cargue de información en bases de datos.
• Evaluación de la susceptibilidad a
amenazas y consecuencias que más
afectan la infraestructura
• Evaluación inicial del riesgo mediante la
aplicación de evaluación de integridad y
la matriz de valoración del riesgo de
ECOPETROL S.A.
• Elaboración del plan de acción como
producto de la evaluación inicial del
riesgo.
• Ejecución de este plan de acción.
• Actualización de la información, el
manejo del cambio y la reevaluación del
riesgo para establecer nuevamente el
plan de acción como parte de la mejora
continúa del programa y el dinamismo
que implican los procesos de producción.
• Como parte del aseguramiento continuo
se definió la evaluación del programa de
integridad que se realiza mediante
seguimiento a los indicadores.
En la Figura 2 se esquematiza el principio
fundamental del concepto de integridad de
pozos consiste en la aplicación de soluciones
técnicas, operativas y organizacionales
orientadas a reducir el riesgo de descargas
no controladas de fluidos del yacimiento a lo
largo de la vida del pozo, un concepto que si
bien contempla la contención de fluidos
como principio de integridad, difiere de
forma sustancial con los equipos de
superficie principalmente en la forma de
evaluar y mitigar el riesgo.
3
Figura 2. Principio fundamental de la integridad de
pozos
La finalidad del modelo es: Asegurar la integridad
de los componentes del pozo que actúan como
barreras de contención durante su vida productiva;
Identificar el nivel de riesgo de cada uno de los
pozos; Obtener beneficios económicos en la
prevención de trabajos de mantenimiento no
programados y pérdidas por producción diferida y
beneficios operativos al estandarizar los
procedimientos que afectan la integridad mecánica
del pozo generando mejoramiento continuo en la
efectividad de su operación y sus interrupciones.
2. METODOLOGÍA
2.1 Levantamiento, revisión e integración de
Información
Esta etapa comprende la recolección, revisión,
registro, tabulación e integración de la información
disponible relacionada con: datos de diseño y
construcción, perfiles de diseño y operación, tipo
de levantamiento, estados mecánicos, datos de
operación actualizados (temperatura, presiones,
caudal, volumen, etc.), caracterización de los
fluidos (% de agua, contenido de CO2 y H2S) y el
ambiente externo que rodea los activos, histórico
de anomalías o fallas operacionales, entre otros
aspectos que permiten establecer como mínimo los
parámetros requeridos para determinar las
consecuencias socio-económicas-ambientales de
cada pozo, los potenciales de falla, la probabilidad
de ocurrencia y por ende la definición del riesgo,
la priorización de acciones y el establecimiento de
los programas de mitigación del riesgo.
2.2 Evaluación de la susceptibilidad a
amenazas
La evaluación de la susceptibilidad de
amenazas hace relación a la identificación de
las características especificas de los equipos
y los ambientes a los que están expuestos
tanto interna como externamente, los cuales
de una u otra forma pueden llegar a definir la
probabilidad de ocurrencia de fallas.
Básicamente se busca identificar
características tales como: agresividad de los
fluidos contenidos dentro de los pozos,
condiciones de movilidad de los fluidos
(patrón de flujo), condiciones operacionales
de los activos y valores teóricos y/o
experimentales de velocidad de corrosión
interna, en función de la susceptibilidad a
amenazas por corrosión interna. Para el
análisis de la susceptibilidad a amenazas, en
diversas ocasiones puede ser útil la
utilización de modeladores de las
condiciones a las que están expuestos los
equipos con miras a determinar, de forma
teórica, las características anteriormente
mencionadas. Para esto, se requiere del
conocimiento de la información relacionada
principalmente con caracterización de los
fluidos y condiciones operacionales de los
pozos.
2.3 Evaluación Inicial del Riesgo
La evaluación inicial del riesgo tiene como
objetivo determinar la línea base de riesgo
de cada uno de los pozos, a fin de orientar
los esfuerzos del programa de integridad de
los mismos, que representen un riesgo alto
después de realizar un análisis semi-
cuantitativo de las variables que influyen de
forma directa la integridad del activo y su
nivel de riesgo.
Estas variables se encuentran contempladas
dentro de las siguientes cinco parámetros
fundamentales los cuales abarcan de forma
general los criterios de la matriz RAM de
4
ECOPETROL y se encuentran esquematizados en
la Figura 3:
• Tipo de levantamiento
• Zona de afectación en caso de fuga (cercanía a
zonas pobladas)
• Corrosividad del fluido (agresividad del fluido)
• Pérdida promedio por diferida
• Números de eventos por año
Figura 3. Esquema de Evaluación Inicial del Riesgo
Cada uno de los parámetros anteriormente listados
tienen su porcentaje de relevancia o ponderación
en el resultado final de la evaluación del riesgo, a
continuación se describen cada uno de ellos:
a) Tipo de levantamiento
Este criterio de evaluación depende del tipo de
levantamiento artificial que maneje el pozo, donde
el bombeo mecánico (BM), bombeo de cavidades
progresivas (PCP) y bombeo hidráulico, son los
que tienen una mayor susceptibilidad de falla,
seguido por el bombeo electrosumergible (BES) y
Gas Lift (GL) y por último el flujo natural (FN),
en razón a la naturaleza misma y complejidad del
sistema asociadas a su frecuencia de intervención;
de esta forma se puede clasificar el riesgo de falla
en alto, medio y bajo respectivamente. En la
Tabla 1 se describe de forma general la
valoración de este parámetro.
Tabla 1. Clasificación del riesgo en función al
tipo de levantamiento.
Se debe tener especial atención en pozos con
alta producción de gas, dado su alto nivel de
riesgo en función a la consecuencia
inherente a la ocurrencia de una falla, por lo
cual el nivel de riesgo en este tipo de pozo es
alto independiente del tipo de levantamiento.
b) Cercanías a zonas pobladas y/o de
alta consecuencias
La zona de afectación por cercanía a zonas
pobladas de los pozos varía en función de la
presión máxima esperada en la cabeza de
pozo y el contenido de hidrocarburo, con
estas dos variables se calcula el límite
inferior de inflamabilidad (L.I.I.) el cual
corresponde a la mínima proporción aire-
vapor inflamable, expresada como
concentración o porcentaje en volumen,
necesaria para que ocurra combustión de una
sustancia inflamable.
Se definen los criterios para la calificación
del riesgo a partir de la distancia en que se
encuentran a las zonas pobladas y/o de alta
consecuencia de la cabeza del pozo así:
• Riesgo alto: zonas pobladas y/o de alta
consecuencia por debajo de un radio de
100 m
• Riesgo medio: zonas pobladas y/o de alta
consecuencia en un rango entre 100 y
500 m
• Riesgo bajo: zonas pobladas y/o de alta
consecuencia en un radio superior a 500
m
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En la Tabla 2 se resume la clasificación del riesgo
de un pozo en función de la zona de afectación.
Tabla 2. Clasificación del riesgo de un pozo en
función de la zona de afectación.
c) Agresividad del fluido
La calificación está basada en los problemas
derivados por producción de arena del pozo y los
criterios establecidos en la norma NACE MR 0176
del 2006 “Standard Material Requirements
Metallic Materials for Sucker-Rod Pumps for
Corrosive Oilfield Environments.
Las variables definidas para el establecimiento del
grado de agresividad del fluido contenido en el
pozo son: el corte de agua, CO2, H2S, producción
de arena, problemas de scale o parafinas. El
contenido de arena/ formación de scale y/o
parafina es un parámetro cualitativo, el cual debe
ser definido por personal de campo si el pozo es
problemático o no, en este contexto se puede
resumir todas estas consideraciones y clasificar el
riesgo en función a la agresividad del fluido como
se describe en la Figura 4 y la Tabla 3:
Tabla 3. Clasificación del riesgo del pozo en función a
la agresividad del fluido.
Figura 4. Clasificación de la agresividad del
fluido.
d) Pérdida promedio por diferida
(PPPD)
La calificación del riesgo a partir de este
parámetro es función de la producción actual
y el tiempo promedio requerido para dar por
superado una falla en el pozo, con estas dos
variables se calcula la diferida promedio, la
cual es comparada con la normalización de
las diferidas promedio de los diferentes
pozos pertenecientes al campo o a la
Superintendencia. En este contexto se define
que un pozo presenta alto riesgo por PPPD,
cuando su particular PPPD se encuentra
sobre el 75% de la curva de normalización
de las pérdidas promedio por diferida de los
pozos del campo, cuando la PPPD se
encuentre entre el 45% y 75% se considera
como riesgo medio y el riesgo bajo, son
aquellos pozos por debajo de 45% de la
curva de normalización de las pérdidas
promedio por diferida de los diferentes
pozos del campo, en la Figura 5 se muestra
esquemáticamente esta clasificación y en la
Tabla 4 se resume el nivel de riesgo.
6
Figura 5. Intervalos de cualificación para la evaluación
del riesgo en función a la PPPD
Tabla 4. Clasificación del riesgo en función a la PPPD.
e) Números de eventos por año.
Este parámetro evalúa el número de intervenciones
que el pozo ha sufrido durante su vida en
producción y su cuantificación se realiza de
acuerdo a la siguiente ecuación:
E=N° Eventos / (años en operación)
El número de eventos se extrae de manera
particular para cada pozo, a través del histórico de
intervenciones realizadas en los últimos diez años
o si el pozo es menor a diez años, desde el año que
entró en operación, los eventos incluyen: los
trabajos de workover, fracturamiento,
estimulación, reparaciones, completamiento,
trabajos de mantenimiento, inspección etc.; en
resumen todos los trabajos que hayan incurrido en
pérdida de tiempo por parada y generación de
producción diferida.
La calificación de esta variable nos refleja
directamente el aumento de los diferentes
requerimientos para cada uno de los pozos, con lo
cual se disminuye la confiabilidad operacional, se
aumenta el riesgo asociado a la realización de
intervenciones, aumentan los costos de
mantenimiento y trabajos requeridos. En la Figura
6 se representa la clasificación del riesgo de los
pozos en función a este parámetro.
Figura 6. Clasificación del riesgo en función al
número de eventos por año.
2.4 Valoración de riesgo de ocurrencia de
falla
Una vez identificados los pozos críticos del
campo en función a la valoración inicial del
riesgo, se procede a valorar el riesgo de
ocurrencia de falla. Este riesgo se determina
evaluando la probabilidad de ocurrencia de
falla en función a los factores que afectan la
integridad de cada una de las barreras de
contención involucradas y la consecuencia.
2.4.1 Valoración de la probabilidad de
ocurrencia de falla
Para el análisis de la probabilidad de
ocurrencia de falla, se diseño una
metodología con las siguientes etapas:
a) Definición de las posibles fallas que
se pueden presentar.
Se definió un listado de las fallas
identificadas en pozo; las cuales son:
• Colapso de tubing de producción
• Colapso de revestimiento hacia adentro
del pozo
• Colapso de revestimiento hacia afuera
del pozo
7
• Colapso del liner de producción hacia adentro
del pozo
• Colapso del liner de producción hacia afuera
del pozo
• Falla en la integridad del cemento
• Falla en los empaques de fondo
• Ruptura del tubing de producción
• Ruptura del revestimiento o liner de
producción
• Perdida de integridad de válvula de subsuelo
• Falla de tubing hanger (rosca, penetrador
(orificio del cable))
• Falla en el colgador o casing hanger
• Falla en válvulas del cabezal del pozo
• Mala alineación de las unidades de bombeo
mecánico
• Fuga en la caja de prensa estopas
b) Identificación de las barreras de
contención.
Las barreras se define como las medidas o
sistemas de protección para prevenir un descontrol
relacionado a la presencia de hidrocarburo en el
ambiente (ver Figura 7); estas barreras son:
• Caja de la prensa estopa
• Tubing de producción
• Tubing y casing hanger
• Cemento
• Revestimiento
• Liner de producción
• Árbol de producción o Árbol de navidad
• Válvula de subsuelo (donde aplique)
c) Factores que afectan la integridad de las
barreras
La valoración de la susceptibilidad a falla de cada
una de las barreras se cuantifica en función de los
siguientes factores que afectan la integridad:
• Corrosión
• Desgaste erosión
• Fenómenos de estimulación
• Fallas en el completamiento
• Consecuencias en intervención del pozo
• Fenómenos geológicos
• Pruebas y condiciones de diseño
• Inspección y mantenimiento
• Condiciones operacionales
Figura 7. Barreras de contención.
d) Parámetros de evaluación en las
barreras
Cada uno de los factores anteriormente
citados se evalúa con parámetros semi-
cuantitativos agrupados en los siguientes
criterios de valoración:
• Diseño, construcción y selección.
• Pruebas iníciales y verificación.
• Condiciones del medio.
• Monitoreo y mantenimiento.
• Condiciones de operación.
Con la metodología descrita se obtiene una
valoración numérica semicuantitativa a
través del programa Sistema de Manejo de
integridad de pozos en Producción
(SMIP1.0) desarrollado por el ICP.
2.4.2 Valoración de la consecuencia
La valoración de consecuencia de cada una
de las fallas se realiza aplicando la matriz
RAM de Ecopetrol S.A. El programa SMIP
1.0 tiene incluido en su estructura tablas que
8
permiten la valoración de la consecuencia en el
caso de ocurrencia de una falla a través de la
matriz. Como se puede observar en la tabla 5.
Tabla 5. Valoración de la consecuencia
2.5 Definición de los planes de acción.
(Mitigación del riesgo)
El plan de acción se origina para cada uno de los
pozos evaluados con la metodología de valoración
de ocurrencia de falla, programando su ejecución
en función al nivel de riesgo y está compuesto por
una serie de actividades como monitoreo,
inspección, selección de materiales, cambio de
condiciones de operación, capacitación,
elaboración e implementación de procedimientos,
auditorías, etc.
Los elementos claves para diseñar los planes de
acción son:
• Identificar las actividades claves.
• Identificar metas y objetivos.
• Identificar todas las actividades posibles de
controlar.
• Seleccionar las actividades de control
apropiadas.
• Definir los parámetros o metas para el control
de actividades (KPI’s).
• Seleccionar las medidas apropiadas de
desempeño.
• Definir roles y responsabilidades.
• Desarrollar planes de implementación e
inspección que incluya análisis de costo
beneficio.
3. RESULTADOS DE LA
IMPLEMENTACION
3.1 Valoración inicial de los pozos
Se aplicó la metodología de valoración
inicial del riesgo a un total del 90% de los
pozos del área, que corresponde a 195 pozos
de los 217 pozos existentes en los diferentes
campos de la SOC. No se aplicó en todos, en
razón a que algunos pozos se encuentran
abandonados, inactivos, con inyección o se
encuentran en perforación en el momento el
que se realizó el análisis y por esto no fueron
contemplados.
Con el fin de facilitar la aplicación
estructurada de la metodología, los pozos se
agruparon en función a la distribución de los
campos pertenecientes a la SOC de la
siguiente forma:
• Campo Apiay
• Campo Suria, reforma y libertad
• Campo Chichimene
• Campo Castilla
• Campo Castilla Norte
De la valoración inicial del riesgo, de
acuerdo con el modelo de integridad de
pozos se realizó un análisis detallado del
riesgo de ocurrencia de falla para el 19% de
los pozos, los cuales corresponden a los
pozos catalogados como de alto riesgo en la
etapa de priorización (ver figura 8).
Figura 8. Valoración inicial del riesgo en los
pozos de la SOC.
FALLA AMBIENTAL PERSONAS ECONOMICAIMAGEN DE LA
EMPRESACLIENTES
Colapso de revestimiento hacia afuera del pozo NINGUN EFECTO NINGUNA LESION ENTRE 100-1000KU$ INTERNA NINGUN IMPACTO
Falla en la integridad del cemento LEVE NINGUNA LESION ENTRE 100-1000KU$ INTERNA NINGUN IMPACTO
Falla de los empaques de fondo NINGUN EFECTO NINGUNA LESION ENTRE 100-1000KU$ INTERNA NINGUN IMPACTO
Ruptura de tubing de producción NINGUN EFECTO NINGUNA LESION ENTRE 100-1000KU$ INTERNA NINGUN IMPACTO
Ruptura del revestimiento o liner de producción NINGUN EFECTO NINGUNA LESION ENTRE 1-10MMU$ LOCAL NINGUN IMPACTO
Perdida de integridad de válvula de subsuelo NINGUN EFECTO NINGUNA LESION ENTRE 10-100KU$ INTERNA NINGUN IMPACTO
Falla de tubing hanger MENOR NINGUNA LESION ENTRE 10-100KU$ INTERNA NINGUN IMPACTO
Falla en el colgador o casing hanger NINGUN EFECTO NINGUNA LESION ENTRE 100-1000KU$ INTERNA NINGUN IMPACTO
Falla en válvulas del cabezal del pozo MENOR NINGUNA LESION ENTRE 10-100KU$ INTERNA NINGUN IMPACTO
Mala alineación de las unidades de BM NINGUN EFECTO NINGUNA LESION ENTRE 10-100KU$ INTERNA NINGUN IMPACTO
consecuencia
ALTO38 POZOS
19%
MEDIO132 POZOS
68%
BAJO25 POZOS
13%
DISTRIBUCION DEL RIESGO EN LOS CAMPOS DE LA SOC
9
En la tabla 6 se ilustra ejemplo de la valoración
inicial del riesgo para los pozos del campo
Chichimene.
Tabla 6. Valoración inicial del riesgo para el campo
Chichimene.
3.2 Valoración del riesgo de ocurrencia de
fallas
La metodología de valoración del riesgo de
ocurrencia de falla fue aplicada a los 38 pozos
activos, identificados como de riesgo alto en la
etapa de priorización, obteniéndose una valoración
del riesgo de ocurrencia de cada una de las
posibles fallas identificadas por cada pozo
analizado. Los resultados de la aplicación de esta
metodología se observan en la Tabla 7 y la Figura
9, donde se muestra la distribución del nivel de
riesgo de ocurrencia de fallas.
Tabla 7. Distribución del nivel de riesgo de las fallas
Figura 9. Distribución del nivel de riesgo de
ocurrencia de cada una de las fallas en los pozos
de la SOC.
3.3 Definición y ejecución de los planes de
acción
El plan de mitigación se generó basado en el
listado de 79 acciones que permite
especificar su programación de ejecución,
costos estimados y responsables. Este plan
de mitigación contempla las siguientes
actividades:
1. Diseño, construcción y selección de
materiales, tales como:
• Revisar el procedimiento para la
realización del diseño de pozos
contemplando las condiciones del
yacimiento (temperatura, presión,
desgaste e histórico de fallas del campo).
• Solicitar a las unidades de cementación,
los estudios de compatibilidad del
cemento con la formación.
• Instalar el cabezal del pozo de acuerdo a
lo establecido en las especificaciones de
la norma.
OTROS5
POZO TIPO DE
LEVANTAMIENTOESTADO
CERCANIA A ZONAS
POBLADAS (m) y/o ALTA
CONSECUENCIA
AGRESIVIDAD DEL
FLUIDO
PRODUCCIÓN NETA
DEL POZO (BPD)
TIEMPO EN DIAS
PROMEDIO PARA
ATENCIÓN DE
PARADAS
DIFERIDA PROMEDIO
N° EVENTOS O
INTERVENCIONES
POR AÑO
VALOR DEL RIESGO
PRELIMINAR
CH-1 BES PRODUCTOR Entre 0 y 100 SEVERA 109 2.50 271.47208 0.80 MEDIO
CH-2 BES PRODUCTOR Entre 0 y 100 MODERADA 1103 2.50 2758.175 2.40 ALTO
CH-3 ABANDONADO Mayor de 500 BAJA 2.50 0.00 INSPECCIONAR
CH-4 BES PRODUCTOR Entre 0 y 100 SEVERA 191 2.50 477.525 0.90 MEDIO
CH-5 BES PRODUCTOR Entre 0 y 100 SEVERA 275 2.50 686.45 0.60 MEDIO
CH-6 BES PRODUCTOR Entre 100 y 500 SEVERA 266 2.50 664.9 1.30 ALTO
CH-7 BES PRODUCTOR Entre 0 y 100 SEVERA 187 2.50 467.875 1.00 MEDIO
CH-8 ABANDONADO Entre 100 y 500BAJA 2.50
0.00INSPECCIONAR
ESTADO
CH-9 BES PRODUCTOR Entre 100 y 500 SEVERA 284 2.50 710 0.40 MEDIO
CH-10 ABANDONADO Mayor de 500BAJA 2.50
0.00INSPECCIONAR
ESTADO
CH-11 BM PRODUCTOR Mayor de 500 SEVERA 79 1.50 118.755 2.00 MEDIO
CH-12 INACTIVO Mayor de 500BAJA 2.50
0.00INSPECCIONAR
ESTADO
CH-12A BES PRODUCTOR Entre 100 y 500 SEVERA 198 2.50 496.225 0.40 MEDIO
CH-13 BM PRODUCTOR Entre 0 y 100 SEVERA 444 1.50 665.55 2.30 ALTO
CH-14 BM PRODUCTOR Mayor de 500 MODERADA 196 1.50 294.705 1.60 MEDIO
CH-15 BES PRODUCTOR Mayor de 500 SEVERA 159 2.50 398.475 1.20 MEDIO
CH-16 BES PRODUCTOR Mayor de 500 SEVERA 114 2.50 284.05 0.70 MEDIO
CH-17 BES PRODUCTOR Mayor de 500 SEVERA 165 2.50 413.175 1.29 MEDIO
CH-18:SF BES PRODUCTOR Entre 0 y 100 BAJA 2846 2.50 7114.075 1.57 ALTO
CH 19 BES PRODUCTOR Entre 0 y 100 SEVERA 419 2.50 1046.6 0.00 MEDIO
CH-20 BES PRODUCTOR Entre 0 y 100 SEVERA 392 2.50 980.4 0.25 MEDIO
CH-21 BES PRODUCTOR Entre 100 y 500 SEVERA 235 2.50 586.75 0.50 MEDIO
CH-22 BES PRODUCTOR Entre 0 y 100 SEVERA 60 2.50 150 0.00 MEDIO
CH-23:SF BES PRODUCTOR Entre 100 y 500 SEVERA 286 2.50 714.125 1.33 ALTO
CH-24 BES PRODUCTOR Mayor de 500 SEVERA 216 2.50 539.9 0.33 BAJO
CH-25 BES PRODUCTOR Entre 100 y 500 SEVERA 250 2.50 623.875 0.00 MEDIO
CH-SW1 INACTIVO Mayor de 500BAJA 2.50
0.00INSPECCIONAR
ESTADO
ESTADO ACTUAL PERDIDAS POR DIFERIDA PROMEDIO
N/A DESPRECIABLE BAJO MEDIO ALTO
1 C. de tubing de prod. 0 0 1 6 32
2 C. de rev. hacia adentro 0 0 2 13 25
3 C.de revestimiento hacia afuera 0 0 3 38
4 C. de liner de producción hacia adentro 5 0 4 13 20
5 C. de liner de producción hacia afuera 5 0 5 33
6 Falla en la integridad del cemento 0 0 6 17 21
7 Falla de los empaques de fondo 17 0 7 2 19
8 Ruptura de tubing de producción 0 0 8 2 36
9 Ruptura del revestimiento o liner de producción 0 0 9 38
10 Perdida de integridad de válvula de subsuelo 38 0 10
11 Falla de tubing hanger (rosca, penetrador (orificio del cable)) 0 0 11 16 21 1
12 Falla en el colgador o casing hanger 0 2 12 36
13 Falla en válvulas del cabezal del pozo 0 0 13 16 21 1
14 Mala alineación de las unidades de bombeo mecánico 35 0 14 3
15 Fuga en la caja de prensa estopas 35 0 15 3
TIPO DE FALLANIVEL DE RIESGO
10
• Realizar cambio de válvulas de acuerdo a las
condiciones operacionales del pozo.
• Evaluar la viabilidad de diseño y construcción
de un nuevo pozo.
• Diseñar y construir un nuevo pozo.
• Rediseñar sarta de tubería de producción (5000
ft de 5 1/2" LTC J55 de 15.5 lb/ft).
• Rediseñar sarta de varilla (5000 ft de varilla
7/8 grado premium).
• Evaluar la viabilidad de instalación de válvula
de subsuelo.
• Instalar válvula de subsuelo.
• Rediseñar la unidad de bombeo.
• Diseño e instalación de Y-tool.
• Diseño e instalación de equipos de
levantamiento artificial.
• Selección del tipo de penetrador (pack off)
para bombeo electrosumergible.
2. Pruebas iníciales y verificación.
• Diseñar procedimiento de almacenamiento y
corrida de tubería.
• Aplicar el procedimiento de almacenamiento y
corrida de tubería (mantenimiento de pozo).
• Realizar auditoria para el proceso de
almacenamiento y corrida de tubería.
• Realizar la prueba de presión hidrostática a 1,5
veces la presión de operación del pozo y
realizar prueba hidrostática de la caja prensa
estopa.
• Realizar prueba de compresibilidad del
cemento en superficie.
• Realizar pruebas de desempeño y presión en
las válvulas del árbol de navidad y realizar
prueba de integridad de sellos del tubing
hanger y Y-tool (reportar su realización).
Semestral.
• Realizar prueba hidrostática de la caja prensa
estopa y Y-tool (tiempo de operador).
3. Condiciones del medio.
• Evaluar la agresividad del fluido
(Fisicoquímicos, bacterias).
• Evaluar la agresividad del fluido anular
(Fisicoquímicos, bacterias).
• Diseñar y construir sistema de contra pozo.
• Establecer procedimiento de drenaje en
cabeza de pozo.
• Evaluar el nivel de estabilidad de suelo.
• Realizar la ejecución de obras para
asegurar la estabilidad del terreno para
trabajo de pozo.
• Realizar inyección de químico para
mejorar la separación de la emulsión y el
perfil de flujo.
4. Inspección y mantenimiento.
• Alimentar los reportes de trabajo y la
base de datos de pozo con los cambios
y/o modificaciones realizados a los
diferentes componentes del pozo.
• Evaluar la necesidad de cambio de
tubería de acuerdo a la agresividad del
fluido.
• Implementar programa de tratamiento
químico en el pozo para el control de
bacterias.
• Implementar programa de tratamiento
químico en el pozo para el control de la
corrosión.
• Implementar programa de tratamiento
químico en el pozo para el control de la
formación de scale.
• Implementar programa para el control de
asfáltenos.
• Implementar programa para el control de
parafinas.
• Monitoreo de corrosión y/o
incrustaciones por gravimetría.
• Realizar inspección visual y mecánica de
la tubería en el próximo trabajo de pozo.
• Realizar inspección visual de tubing
hanger
• Realizar cambio del tubing hanger.
• Cargar información en base de datos de
los históricos de falla de los diferentes
componentes de pozo.
• Realizar toma de registro para verificar
el estado del cemento zona del liner de
producción (8000 ft de profundidad y
2000 ft de registro), sin equipo de WO.
• Realizar toma de registro para verificar
el estado del cemento del pozo (8000 ft
11
de profundidad y 8000 ft de registro), sin
equipo de WO.
• Realizar toma de registro acústico modo
corrosivo zona del liner de producción (8000 ft
de profundidad y 2000 ft de registro), sin
equipo de WO.
• Realizar toma de registro acústico modo
corrosivo del pozo (8000 ft de profundidad y
8000 ft de registro), sin equipo de WO.
• Realizar toma de registro para verificar el
estado del cemento y registro acústico modo
corrosivo zona del liner de producción (8000 ft
de profundidad y 2000 ft de registro), sin
equipo de WO.
• Realizar toma de registro para verificar el
estado del cemento y registro acústico modo
corrosivo del pozo (8000 ft de profundidad y
8000 ft de registro), sin equipo de WO.
• Trabajo de equipo de WO para toma de
registro .
• Conectar el revestimiento al sistema de
protección catódica.
• Inspeccionar el estado mecánico del árbol de
navidad (cabezal, tubing hanger y Y-tool).
• Definir y ejecutar un programa de
mantenimiento e inspección de sellos, barra
lisa y la preventora (solo cambio de sellos o
empaquetadura).
• Definir y ejecutar un programa de
mantenimiento e inspección de sellos, barra
liza y la preventora (cambio de sellos o
empaquetadura, barra liza y preventora).
• Realizar corrida del registro giro para
determinar la desviación del pozo.
• Establecer un procedimiento de gestión
documental para salvaguardar la información
del pozo desde el diseño hasta su abandono.
• Realizar prueba de verificación del estado del
cemento, (Costo sin equipo de WO).
• Realizar cementación remedial (10 barriles de
lechada especial), costo sin equipo de WO.
• Realizar inspección y mantenimiento del
sistema de levantamiento (BM).
• Diseñar y ejecutar programas de limpieza para
control de arenas y/o sólidos.
5. Condiciones operacionales
• Establecer programa de monitoreo de
presiones en línea.
• Establecer programa de monitoreo de
presiones en situ (información del
recorredor por día).
• Aplicar la metodología de análisis de
causa raíz para determinar las causas y
soluciones más balanceadas para mitigar
el golpe de fluido.
• Realizar espaciamiento de la bomba.
• Utilizar centralizadores en la sarta de
varilla (por centralizador de rodachines).
• Utilizar centralizadores en la sarta de
varilla (por centralizador inyectado en
varilla).
• Utilizar sistemas de rotadores de tubería.
• Diseñar y aplicar un programa de
tratamiento químico para ser utilizado en
las inactividades temporales del pozo.
• Verificar que las acciones de cañoneo
estén bajo las especificaciones de la
norma (5 a 12 tiros por pie).
• Realizar adecuación de la locación del
pozo con nivel de seguridad.
• Definir procedimiento para manejo de
válvulas.
• Actualizar los planes de contingencia de
pozo.
• Capacitar a los trabajadores en el manejo
de procedimientos.
• Certificar las competencias de los
trabajadores.
• Realizar análisis de causa raíz para
determinar las causas y soluciones más
balanceadas para mitigar las fallas en la
barra lisa.
• Utilizar el sistema de lubricación de la
caja prensa estopa.
• Alinear la unidad de bombeo.
• Instalar sistema de caja de prensa estopa
con lubricación.
• Diseñar y aplicar los instructivos y
procedimientos operacionales del pozo.
• Elaborar, actualizar y cumplir el manual
de funciones y responsabilidades.
• Realización de HAZOP al pozo.
12
• Verificar que el régimen de flujo este de
acuerdo con las condiciones del fluido.
El cronograma de actividades de mitigación y el
costo de estas a través de los próximos 4 años,
para la Superintendencia de Operaciones Central
se observa en la Tabla 8.
Tabla 8. Cronograma de ejecución del plan de
mitigación en los pozos de la SOC.
PLANES DE MITIGACIÓN PROYECTADOS A 4 AÑOS
2009
ACCIONES 22
ACTIVIDADES 200
PRESUPUESTO U$ 3.479.462
2010
ACCIONES 17
ACTIVIDADES 214
PRESUPUESTO U$ 4.293.812
2011
ACCIONES 16
ACTIVIDADES 177
PRESUPUESTO U$ 4.483.012
2012
ACCIONES 13
ACTIVIDADES 168
PRESUPUESTO U$ 3.806.594
PRESUPUESTO TOTAL U$16.062.881
4. CONCLUSIONES
La implementación del modelo de Integridad de
Pozos ha proporcionado un medio para mejorar la
seguridad de los equipos priorizando su riesgo y
focalizando la asignación de recursos
efectivamente para:
Identificar y analizar eventos reales y
potenciales que puedan resultar en incidentes
y/o accidentes.
Examinar la probabilidad y severidad
potencial de los accidentes.
Proveer mecanismos comprensivos e
integrados para examinar y comparar los
riesgos.
Proveer una estructura, fácilmente
comunicada para seleccionar e
implementar actividades de reducción
del riesgo.
Evaluar el desempeño del programa con
la meta de mejora continua.
5. AGRADECIMIENTOS
A todo el personal de la Superintendencia de
Operaciones Central y del Instituto
Colombiano del Petróleo de ECOPETROL
S.A. que de uno u otra manera participaron
en la realización de este proyecto.
6. BIBLIOGRAFIA Y REFERENCIAS
1. NORSOK Standard D-010, “Well
integrity in drilling and well
operations”, Rev 3, August 2004.
2. ECP–VPR–M–001. Manual del modelo
de gestión de integridad de activos
estáticos – GIAE de la VPR
ECOPETROL S.A., 2007.
3. ECP- DRI-I-007, USO DE LA
MATRIZ DE VALORACIÓN DE
RIESGOS – RAM, Ecopetrol S.A. 31 de
marzo de 2008.
4. JAMAL Al- Ashhab, “Well Integrity
Management System (WIMS)”,
ZAKUM DEVELOPMENT
COMPANY (ZADCO), ABU DHABI,
UNITED ARAB EMIRATES, 2004.
5. API RP-580. “Risk Based Inspection”.
First Edition. 2002
6. NACE MR 0176 “Standard Material
Requirements Metallic Materials for
Sucker-Rod Pumps for Corrosive
Oilfield Environments”. 2006
13
7. NACE International Standard Recommended
Practice RP0775 “Preparation, Installation,
Analysis and Interpretation of Corrosion
Coupons in Oilfield Operations”, 1999.
7. HOJAS DE VIDA
JOSE ALEXANDER ESTEVEZ LIZARAZO:
Ingeniero Metalúrgico de la Universidad Industrial
de Santander UIS. Profesional de Ingeniería de
Subsuelo y Confiabilidad Central de la SOC,
actualmente líder de Integridad de la Gerencia
Regional Central de la VPR.
RICARDO ANDRES ROJAS MORENO: Ingeniero
Petróleos de la Universidad América con
especialización en QHSE de Escuela Colombiana de
Ingeniería. Profesional de Ingeniería de Subsuelo y
Confiabilidad Central de la SOC con 8 años de
experiencia en operaciones de subsuelo.
MAURICIO HERRERA POLANIA: Ingeniero
Petróleos de la Universidad América. Jefe de
Departamento de Ingeniería de Subsuelo y
Confiabilidad Central de la SOC.
MIGUEL MATEUS BARRAGAN: Ingeniero
Metalúrgico, M.Sc. en Ingeniería Metalúrgica de la
Universidad Industrial de Santander UIS.
Profesional de ingeniería de proyectos, actualmente
líder de los proyectos de integridad de la
infraestructura que se desarrollan en el ICP para la
Vicepresidencia de Producción.
LUDWING ALFONSO LOPEZ CARREÑO:
Ingeniero Metalúrgico e industrial de la Universidad
Industrial de Santander UIS. Profesional de
integridad e ingeniería de materiales, actualmente
profesional del área de proyectos de integridad y
laboratorio de ingeniería de materiales del ICP.
DAVID ERNESTO CASTELLANOS BARAJAS:
Ingeniero Químico, estudiante de maestría en
ingeniería de materiales de la Universidad Industrial
de Santander UIS. Consultor técnico en proyectos
de integridad de activos estáticos de la Corporación
en Investigación en Ciencia de Materiales CIMA.
Con 6 años de experiencia diferentes áreas del
conocimiento implicadas en el desarrollo de
materiales.
