Republica Bolivariana de Venezuela

Ministerio del Poder Popular para la Educación Superior

Instituto en Excelencia de Entrenamiento Profesional

Sede Anaco, Núcleo. Anzoátegui

LAS MACOLLAS DE POZO

Realizado por: Martínez Edgar.

C.I: 19.948.278

INTRODUCCION

Mediante el presente trabajo de investigación haremos una introducción a lo que los

avances en la ingeniería petrolera han traído a la industria no solo en el área de refinación sino

también y mas importante aun en el área de producción en la búsqueda de una mayor eficiencia,

rentabilidad, disminución en los costos de producción, así como en la conservación del medio

ambiente en lo que a perforación y producción petrolera y gasífera se refiere. El principal y mas

importante avance en este sentido ha sido la implementación de las macollas de pozos en gran

escala, las cuales ya son un estándar en la industria petrolera nacional e internacional, pero no se

queda solo en este punto la capacidad de medición multifásica y evaluación de los flujos de los

pozos petroleros ubicados en estas macollas, a sido de suma importancia en el área de producción.

Estas facilidades de producción tienen una infraestructura la cual detallaremos mas adelante, así

como sus diferentes tipos demostrando ser muy versátiles y efectivas, en conjunto con las nuevas

técnicas de perforación. Entenderemos el porqué de la necesidad de estas estructuras y su

estandarización, así del porque suman tantos beneficios a la industria y el medio ambiente. Veremos

cuales son las técnicas de medición de pozos y yacimientos, y sus dimensiones de medición,

también veremos el cual es el papel del Operador de Planta con respecto a estas facilidades.

INDICE

INTRODUCCION.............................................................................................................................2

INDICE..............................................................................................................................................3

PROCESO DE MEDICIÓN DEL FLUJO EN LAS MACOLLAS DE POZOS....................................................4

INSTRUMENTOS UTILIZADOS PARA LA MEDICIÓN DEL GAS Y EL CRUDO EN LAS MACOLLAS DE POZOS................................................................................................................................................5

COMPOSICIÓN DE UNA MACOLLA DE POZO......................................................................................5

CONDICIÓN QUE DEBE DARSE PARA LA CONSTRUCCIÓN DE MACOLLAS DE POZO DE CRUDO Y GAS............................................................................................................................................................6

CLASIFICACIÓN DE LAS MACOLLAS DE POZO.....................................................................................6

PAPEL DEL OPERADOR DE PLANTA PARA LAS MACOLLAS DE POZO..................................................6

DIMENSIONES PARA LA MEDIDA DE POZO........................................................................................9

COMPONENTES DE UNA MACOLLA DE POZO..................................................................................11

CONCLUCION...............................................................................................................................13

PROCESO DE MEDICIÓN DEL FLUJO EN LAS MACOLLAS DE POZOS.- Procedimientos para realizar la medición de crudo y gas en las macollas de pozos.

El uso masivo de computadoras personales, ha facilitado la aplicación del método de la derivada de presión y la simulación con curvas tipo para el análisis de las pruebas de presión transitoria en la industria petrolera. El concepto de la derivada de presión con respecto al tiempo en el análisis de pruebas de presión lo introdujeron Bourdet et al en el año 1983. Esta técnica consiste en graficar la velocidad de cambio de la presión (la derivada de la presión) con respecto a una función de tiempo versus el tiempo transcurrido, en una escala doble logarítmica. El gráfico de la derivada ofrece la ventaja de proporcionar una línea de pendiente cero (estabilización horizontal) para los regímenes de flujo cilíndrico.

La práctica actual de campo para la medición de flujo multifásico es separar primero el flujo en sus fases individuales. Luego de la separación, se mide el flujo de agua y generalmente se bota en el sitio de separación o en sus alrededores. El crudo medido se bombea hacia una planta de procesamiento, generalmente mediante un oleoducto separado, mientras que el flujo de gas es medido y el gas se re comprime para transportarlo hacia la planta de procesamiento o darle algún otro uso. La necesidad de un separador, líneas de producción y prueba, y medidores separados de flujo, constituye un costo de inversión considerable que hace, por ejemplo, que la explotación de los campos marginales sea muy poco rentable.

La tecnología de medición multifásica es una tecnología emergente, la cual ofrece el potencial para una reducción importante en los costos de capital, así como para la mejoría sustancial de la gestión del yacimiento. La instalación de un medidor de flujo multifásico cercano al pozo, tanto en tierra como costa afuera, ocasionaría una reducción significativa de los costos de capital, y simplificaría considerablemente el transporte de los fluidos.

Agar ha instalado y probado en campo gran cantidad de sus medidores MPFM series 300, 400 y 408. Estas instalaciones cubren un amplio rango de aplicaciones multifásicas, el siguiente reporte a manera de ejemplo resume la información de campo disponible, y suministra un repaso de la precisión, versatilidad y durabilidad en condiciones de campo del MPFM de AGAR, comprobada en una variedad de aplicaciones. El uso del MPFM como herramienta de optimización del rendimiento de los pozos es un área de aplicación que ha crecido significativamente a medida que los operadores comprenden mejor el valor de las pruebas de pozos en línea.

El MPFM se instaló, en uno de los patines de separación de prueba, con el computador del Sistema de Adquisición de Datos (DAS) ubicada dentro de la sala de operadores a unos 180 pies de distancia. El rango de condiciones de prueba fue el siguiente:

- Flujo de Líquido 200 - 3800 BBL/D

- Flujo de Gas 50 - 5000 SCF/D

- Corte de Agua 15 - 100 %

- Gravedad API del crudo 18

- Presión Atmosférica - 50 psig

- Temperatura 150 °F

INSTRUMENTOS UTILIZADOS PARA LA MEDICIÓN DEL GAS Y EL CRUDO EN LAS MACOLLAS DE POZOS.

Los Medidores de Presión

El diseño de estos dispositivos se realiza tomando en cuenta la funcionalidad y la óptima medición de las características de deriva, ruido, resolución y la respuesta anta la variación de temperatura. Fueron diseñados para obtener datos de alta calidad, total confiabilidad y resistencia a los golpes y así obtener un óptimo comportamiento metrológico. Las herramientas presentan una arquitectura modular y comprenden tres componentes básicos:

o Una sección de energía, que consiste en una batería o un adaptador de línea eléctrica a través

del cual se suministra la energía desde la superficie por medio de un cable.o Una sección de registro, que contiene el microprocesador y la memoria.

o Una sección de sensores, que puede incluir uno de los varios sensores diseñados.

Entre los más reconocidos modelos de medidores de presión se distinguen:

UNIGAGE-CQG (WCQR): Esta sonda comprende un manómetro de cristal de cuarzo de Schlumberger que utiliza un único resonador de cristal de cuarzo. Sobre el cristal se inducen dos modos independientes de resonancia, uno de los cuales depende fundamentalmente de la presión mientras que el otro depende de la temperatura. De este modo, se obtiene una presión con temperatura compensada, prácticamente sin ningún efecto de inercia térmica. Este sensor es el único que ofrece la respuesta dinámica de un manómetro de deformación, pero al mismo tiempo tiene las características de estabilidad, exactitud y resolución propias de un sensor de cristal.

UNIGAGE-HSapphire (WTSR): Este sensor preparado para funcionar en un ambiente hostil de hasta 20.000 lpc incorpora un manómetro de deformación de zafiro. Utiliza el principio de medición de un manómetro de deformación: las resistencias sensibles a la deformación están distribuidas sobre un substrato de zafiro. El zafiro presenta la ventaja de que, al contrario de los substratos metálicos, sus características de resbalamiento (“creep”) son muy bajas, lo cual confiere a la herramienta una excelente estabilidad a largo plazo

UNIGAGE-Sapphire (SLSR): Este sensor incluye un manómetro de deformación de zafiro de 10.000 lpc. Su sistema de operaciones idéntico al anterior, con la excepción de que se utiliza en condiciones menos severas.

COMPOSICIÓN DE UNA MACOLLA DE POZO.Una macolla se define como una facilidad de superficie en la que están dispuestos los

cabezales de los posos de producción que pueden ser de 6 a 24 pozos, separados a cortas distancias, pero agrupados en una misma localización (macolla), con el objetivo de minimizar el impacto

ambiental, costos de taladro e instalaciones de superficie y facilitar las operaciones de producción., cada pozo drena un área especifica y diferente al de los otros.

Los pozos situados y agrupados en forma de macolla de producción, se instalan junto con los sistemas adecuados de automatización y control. La producción de las macollas de pozos, fluye a través de las válvulas multipuerto en el campo (una en cada macolla) hacia el múltiple de producción y las bombas multifásicas en la estación de flujo multifásica.

CONDICIÓN QUE DEBE DARSE PARA LA CONSTRUCCIÓN DE MACOLLAS DE POZO DE CRUDO Y GAS.

Muchos factores técnicos y geológicos influyen para que un pozo se pueda cavar de manera vertical, mientras más profundo se encuentra el yacimiento que buscamos, más control hay que tener sobre la trayectoria de la barrena para mantener el hoyo recto.

De las experiencias derivadas de desviaciones accidentales en la perforación vertical surgió la idea de desplazar lateralmente los hoyos de manera intencional con el fin de obtener mejores resultados. Esta técnica comenzó a utilizarse a partir de los años mil novecientos treinta, y con ella se desarrollaron las herramientas adecuadas para obtener precisión en el ángulo de desviación requerida.

Esta nueva técnica hizo posible que desde el mismo lugar se perforen varios pozos, y resulta muy ventajosa en las perforaciones costa fuera, donde desde una misma plataforma acuática, o isla artificial, se obtiene un conjunto de pozos el cual es llamado macolla de pozos.

Los avances en la fabricación de equipos, la computación y la electrónica en el campo petrolero, han hecho posible que actualmente los expertos perforen y terminen pozos direccionales, inclinados y horizontales.

CLASIFICACIÓN DE LAS MACOLLAS DE POZO.Según su ubicación la podemos clasificar en:

Macolla de pozo en tierra firme: son aquellas que se construyen sobre la propia faja petrolífera o gasífera en la plataforma continental.

Macolla de pozo costa afuera: Son aquellas que se construyen en plataformas o islas artificiales mar adentro sobre la faja petrolífera o gasífera en esas áreas marítimas.

PAPEL DEL OPERADOR DE PLANTA PARA LAS MACOLLAS DE POZO.El operador de planta cumple una función fundamental en el control de las operaciones de la producción:

En términos generales estas son sus funciones básicas son:

o Regular y controlar los procesos establecidos, de producción, bombeo, procesamiento o

separación del crudo, el agua y el gas asociados, a través de paneles de control o manualmente.

o Registrar los datos de la evolución del proceso productivo para cumplir las especificaciones

previstas.o Tomar muestras del producto durante el proceso.

o Realizar operaciones básicas de mantenimiento de los equipos y cumplimentar el parte de

incidencias.o Recibir, identificar, almacenar y expedir las materias primas, materias de

acondicionamiento y productos intermedios y acabados.o Limpiar, preparar y poner a punto los equipos e instalaciones de su zona de trabajo.

o Actuar en todo momento de acuerdo con las normas de seguridad e higiene, calidad y

medioambientales establecidas.

En lo que se refiere a las macollas de pozos

Arrancar los equipos de bombeo en todas las macollas después de una parada parcial o total del campo: Este procedimiento esta enmarcado en el arranque de las bombas del campo cuando exista una parada parcial o total de las macollas de manera planificada o inesperada; esto último involucra apertura de circuitos de distribución eléctrica, falla en las turbinas que generan la energía eléctrica o emergencia operacional.

Responsabilidad en los Procedimiento a seguir en cada macolla: Sacar de pruebas todos los pozos, para ello debe direccional la válvula multipuerto en

un punto donde no exista alineado un pozo, en las macollas donde no exista puerto disponible se debe proceder a abrir la válvula de desvío del equipo de medición AGAR [Antes].

Asegurar que los pozos a activar estén alineados a producción. [Antes] Abrir la válvula SDV principal en el patín de diluente. [Antes]. Si existe algún problema en el pozo para activarlo pase al pozo siguiente y lo reporta a

la sala de control [Durante]. Asegurar que el interruptor principal, los interruptores individuales de los pozos y los

interruptores de los UPS estén todos en posición ON en el power house de la macolla. [Antes]

Cuando la presión de la línea de producción de la macolla y los pozos asociados estén por debajo de 250 psi y con la aprobación del técnico de la sala de control pozos, podemos iniciar el arranque de los pozos [Antes].

Los incrementos y/o ajustes de frecuencias y RPM, están designados de acuerdo al tipo o grupo de pozo. Sin embargo como regla general, no se realizaran ajustes y/o

optimizaciones hasta tanto las Bombas Multifasicas de cada grupo de pozo y/o la ESTACION, se encuentren en condición de estabilidad y se tenga el permisivo.

Estar al pendiente de los riesgos de Seguridad, tales como. Iniciar el arranque del campo sin el permisivo del operador de consola de pozos. Comunicación deficiente entre el técnico de consola de pozo y estación principal. Revisión de alineación de equipos antes del arranque Presiones potencialmente altas. La bomba BCP es una bomba de desplazamiento

positivo y puede generar presiones extremadamente altas en un sistema cerrado hasta que algo se rompa o el motor se tranque.

La rejilla de protección para acceso a la cabilla no está en el cabezal. Hay un riesgo potencial de que cabilla rotativa atrape partes del cuerpo o de la ropa de una persona.

Soportes del cabezal instalados inadecuadamente en las bombas BCP causan que la unidad se vuelva inestable.

Existe riesgo potencial de contacto con energía eléctrica en la mayoría de los equipos. Activar a producción un pozo que no haya estado produciendo antes de la parada

general. Activar pozo con válvula de bloqueo cerrada. Ajustar altas dosis de diluente en superficie en las bombas BCP.

Responsabilidad en todos los procesos de Arranque y Operación. Procedimientos Generales:

Se estima que el arranque tome entre 8 y 12 horas, al agregarle la optimización completa, tomará un total de 24 horas. Algunos de estos pasos pueden tomarse antes de la hora real de arranque y están identificados en el procedimiento. Los pasos que pueden tomarse antes del arranque, se marcarán con un [Antes] después de cada paso y los pasos que deben tomarse durante el arranque se marcarán con un [Durante].

Todos los técnicos deberían tener una copia de la lista de pozos que estuvieron activos para el momento de la parada general/parcial del campo [Antes].

Es importante que el técnico de sala de control de pozos mantenga la comunicación continua con la Sala de Control de la Estación Principal para asegurar que las ratas de presiones y fluidos no se incrementen demasiado rápido, lo cual pudiera causar alta presión o altos niveles en la estación principal. El técnico de sala de control de pozos coordinará la secuencia y rapidez de arranque de los pozos y Bombas multifásicas.

Cuando la Estación Principal esté lista para recibir fluido, le comunicará el técnico de sala de control de pozos para iniciar el proceso de arranque de los pozos y bombas multifasicas.

El sala de control pozos gira instrucciones a los técnicos de campo, para iniciar el arranque [Durante].

Activar los pozos más cercanos y BMF asociadas siguiendo el orden establecido si la parada es general, y si es parcial proceda primero con los equipos mas cercanos a la estación principal. Remítase al procedimiento de operaciones de una BCP – BES y multifasica BMF, sección de arranque. [Antes].

Secuencia de arranque de Macollas y Bombas Multifasicas

Iniciar el arranque de los pozos de la macolla IJ27 y luego la bomba multifasica, sistema de recolección de gas, posteriormente los pozos asociados a las macollas IJ29, HI25, IJ31, KL32.

Macolla GH29, bomba multifasica GH29, sistema de recolección de gas y Macollas asociadas (GH27, GH31, GH33, FG25, FG22)

Macolla DE20, bomba multifasica DE20 “A” y “B”, sistema de recolección de gas y mechurrio DE20, y los pozos asociados, a macollas DE22, DE24, DE26, activar el sistema de venteo casing gas DF17, DF14, y pozos asociados a la macolla, pozos asociados a la macolla BC17, CD14,CD18.

Macolla JK25, Bomba Multifasica JK25, sistema de recolección de gas JK25 y los pozos asociados a las macollas JK23.

Macolla HI19 y la bomba Multifasica HI19, Sistema de recolección de gas HI19. Macolla FG19 y la bomba multifasica FG19. Macolla JK17, Bomba Multifasica JK17, Sistema de recolección de gas JK17, pozos

asociados a las macollas JK20 y JK14. Macolla LM23, pozos asociados, Bomba multifasica, Sistema de recolección de gas LM23,

pozos asociados a las macollas LM25, LM21, LM19, LM17, KL28.. Macolla NO21, pozos asociados, bomba multifasica, sistema de recolección de gas, y pozos

asociados a las macollas NO18, NO24, NO27. Macolla BC22, pozos asociados, bomba multifasica, sistema de recoleccion de gas, pozos

asociados a las macollas BC26, BC24, BC20, activar el sistema de venteo casing gas BC20. El técnico de sala de control de pozos, deberá ir ajustando la rata de inyección de diluente en

campo de acuerdo al número de equipos activos y optimizados. Seguir los procedimientos a continuación para las paradas programadas y da de Emergencia.

Parada Programada. Remítase al procedimiento de parada Programada de Campo.

Parada de Emergencia. Para parar un pozo; Presionar STOP en panel de control en el pozo que

corresponde. Todos los pozos de la macolla; debe presionar el PUSH BOTTON PSD ubicado

dentro del Powerhouse. Suspender energía de toda la macolla; debe presionar el PUSH BOTTON PSD

ubicado dentro del Powerhouse para disparar el breaker principal dentro de powerhouse.

DIMENSIONES PARA LA MEDIDA DE POZO.El descubrimiento y la producción de hidrocarburos en forma eficaz y efectiva requieren

conocer las rocas y fluidos de un yacimiento, y de las formaciones adyacentes. Para lograr este objetivo, se concibieron tres mediciones de campos petroleros básicas: electromagnéticas, nucleares y acústicas. Con los avances registrados en el diseño de herramientas y en la adquisición, procesamiento e interpretación de datos, cada tipo de medición evoluciono para generar información adicional y diferente. Pero quizás ninguna alcanzo el grado de desarrollo logrado por la medición acústica o sónica.

En sus primeros días, las mediciones sónicas eran relativamente simples. Comenzaron como una forma de ajustar las señales sísmicas a las capas de rocas. Hoy, las mediciones sónicas revelan multitud de propiedades de yacimientos y pozos. Pueden utilizarse para inferir la porosidad primaria y secundaria, la permeabilidad, la litología, la mineralogía, la presión de poro, la invasión, la anisotropía, el tipo de fluido, la magnitud y la dirección de los esfuerzos, la presencia y alineación de las fracturas y la calidad de adherencia entre la cementación y la tubería de revestimiento.

Las Propiedades de las formaciones a menudo varían direccionalmente, de manera que para ser descritas en forma completa, deben ser medidas en tres dimensiones. El pozo posee un sistema natural de coordenadas 3D cilíndricas:

Axial, o a lo lardo del pozo. Radial, perpendicular al eje del pozo. Azimutal, o alrededor del pozo.

Las variaciones que se producen alrededor y lejos del pozo dependen de muchos factores, incluyendo el ángulo que forma el pozo con la estratificación sedimentaria. Las variaciones axiales son típicas de los pozos verticales en capas horizontales y pueden indicar cambios en la litología, el contenido de fluidos, la porosidad y la permeabilidad. Las variaciones radiales producidas en las propiedades de las rocas y fluidos surgen debido a las distribuciones no uniformes de los esfuerzos y la alteración mecánica o química causada en la región vecina al pozo por el proceso de perforación. Las variaciones azimutales pueden indicar la existencia de anisotropía, que es causada por la estratificación de los granos minerales, las fracturas alienadas o los esfuerzos diferenciales.

La profundidad de un pozo es variable, dependiendo de la región y de la profundidad a la cual se encuentra la estructura geológica o formación seleccionada con posibilidades de contener petróleo (por ejemplo, hay pozos de 1.500 a 1.800 metros de profundidad, hay otras regiones donde el pozo promedio tiene una profundidad de 3.200 m., Pero en algunos casos se ha necesitado perforar a 4.000 metros).

El trépano es la herramienta de corte que permite perforar. Es y ha sido permanentemente modificado a lo largo del tiempo a fin de obtener la geometría y el material adecuados para vencer a las distintas y complejas formaciones del terreno que se interponen entre la superficie y los hidrocarburos (arenas, arcillas, yesos, calizas, basaltos), las que van aumentando en consistencia en relación directa con la profundidad en que se las encuentra. El rango de diámetros de trépano es muy amplio, pero pueden indicarse como más comunes los de 12 ¼ y de 8 ½ pulgadas.

En lo que se refiere a las tuberías de producción, están disponibles para su elección todos los tamaños estándar de tubería EUE y de tubería de producción bimetal anti corrosión en el grado J, N, C, L, T, P.

Especificaciones de la tubería de producción de petróleo

Tubería de producción

Tamaño in

OD (in)Muro (in) Grado Largo (mm)

Estándar EUE

23/8 2.375 2.594 0.190J55 N80 L80 C90 T95 P110

8530~975027/8 2.875 3.094 0.217

31/2 3.500 3.750 0.254

Empalme

Tamaño in

OD (in)Longitud mínima (in) Grado

Ancho del extremo (in)

Peso (kg)

Estándar EUE Estándar EUE Estándar EUE Estándar EUE

23/8 2.875 3.063 4 1/4 47/8J55 N80 L80 C90 T95 P110

3/16

3/16 1.28 1.55

27/8 3.500 3.668 5 1/8 51/4 7/32 2.34 2.40

31/2 4.250 4.500 5 5/8 53/4 1/4 3.71 4.10

COMPONENTES DE UNA MACOLLA DE POZO.

Una macolla comprende los siguientes componentes:

o Yacimiento Petrolífero y/o Gasífero.

o Área de terreno o plataforma marítima, en la cual se disponen los pozos.

o Pozos de extracción de crudo y/o gas, que a su ves se componen de:

Cabezales de boca de pozo. Colgador de tubería de producción Tubería de revestimiento, la cual se asienta y se cementa. Área de Cementación de los pozos. Tubing o Tuberías de producción. Cuplas de la cañería de entubación de los pozos. Árbol de navidad, compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar

el pozo a voluntad. Válvula del revestidor. Válvulas de control de pozos. Válvulas de seguridad. Válvulas de brazo. Válvulas multipuerto, entre otras válvulas con distintos propósitos.

T de flujo. Casing. Manómetros y estranguladores. Cabezal de prueba.

Packers o empacaduras de producción en los pozos, para cementaciones complementarias.

Sensor. Sistemas de extracción artificial: Bombeo mecánico, Bombeo por accionar

hidráulico, pisto accionado a gas, Bomba centrifuga y motor eléctrico sumergible y bomba de cavidad progresiva, cada uno de estos con distintos componentes.

o Bombas sub superficiales y multifasicas.

o Líneas de flujo.

o Taladros y equipos de perforación, en el caso de que la macolla tenga pozos en producción

y pozos en perforación.

CONCLUCION

Mediante el presente trabajo de investigación aprendimos que en base en la experiencia en

la perforación de pozos petroleros y a las desviaciones involuntarias en la perforación, surgió la idea

y con la ayuda del desarrollo de tecnologías mas avanzadas en esta área, de la colocación de los

pozos en facilidades de producción llamadas macolla de pozos, la cual se ubica en un punto

estratégico previo estudio del yacimiento de acuerdo a sus resultados y en la cual se colocan

agrupados cierta cantidad de pozos de producción según la necesidad para la extracción de crudo

del yacimiento, de esta manera se logra mayor eficacia en la extracción así como reducción de

costos y además deriva un beneficio para el medio ambiente ya que se evita la instalación de

múltiples facilidades y las correspondientes vías de acceso, conservando de esta manera el medio

ambiente.

Hemos visto como los avances de la tecnología se han desarrollado instrumentos de

medición mas precisos y multifuncionales que han simplificado y a la ves arrojado resultados mas

exactos en lo que se refiere a la medición del flujo en dichos pozos, igualmente, como los distintos

tipos de medidores multifásicos y sus sistemas se han desarrollado y surgido tecnologías mas

avanzadas al respecto de acuerdo a la necesidad, también hemos aprendido la disposición de estas

facilidades, sus componentes y su versatilidad en cuando a los tipos ya sea en tierra firme o mas

adentro.

Conocemos el papel fundamental del Operador de planta en las operaciones de producción

y sus funciones básicas diarias, además de aquellas que les competen en situaciones especiales

planificadas o imprevistas.

Por ultimo aprendimos acerca de las dimensiones de medición utilizadas en lo que se refiere

a pozos y yacimientos, las cuales también han recibido el beneficio de la tecnología sobre todo en él

lo que se refiere a la medición sónica o acústica.