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Introducción
Todas las instituciones de educación tienen entre sus objetivos aportar conocimientos, desarrollar habilidades y asegurar la adquisición de las competencias para el aseguramiento del desarrollo profesional de sus egresados. Estas están obligadas a generar y mantener de manera continua el diseño e implementación de planes y programas educativos que permitan facilitar el desarrollo del proceso enseñanza-aprendizaje, mediante la aplicación y generación de las herramientas científicas, tecnológicas, impresas o digitales para lograr que los estudiantes sean partícipes en las continuas transformaciones sociales en un mundo de permanente evolución.
El sector de los hidrocarburos implica grandes riesgos; tan solo en la etapa de perforación existe un evento denominado brote, el cual consiste en la entrada de fluido de la formación hacia el agujero, para posteriormente desplazarse hacia la superficie. Su detección temprana limita su grado de peligrosidad, teniendo mayor probabilidad de ser controlado si se detecta a tiempo. En caso contrario, este puede llegar al grado de un reventón o descontrol, que se caracteriza por no tener el control del fluido invasor, ocasionando que este no pueda manejarse a voluntad y exponiendo a todo el personal, instalaciones del equipo de perforación y el entorno a severos daños.
Entre las publicaciones que reportan la causa raíz de los incidentes que se han presentado en actividades de perforación como el brote y descontrol están Chadwell et al. (1997) y Chadwell et al. (1998), describiendo que los reventones han sido por fallas en los equipos y errores humanos, mientras que Christou & Konstantinidou (2012) describieron que el reventón de Ekpfisk Bravo ocurrido el 22 de abril de 1977, el mayor derrame de petróleo en el Mar del Norte, fue ocasionado por errores humanos, lo cual condujo a la falla mecánica de la válvula de seguridad. Por su parte, Campo (2010) consideraba que tales sucesos ocurren generalmente por errores humanos, y que todo personal correspondiente debería estar en óptimas condiciones para realizar el control del pozo. En Estados Unidos también han ocurrido descontroles de pozos (Letbetter, 1975; Zamora, 1981). La industria petrolera en México no está exenta de pozos descontrolados, entre los de mayor impacto económico están:
El pozo IXTOC No. 1, comenzó a fluir fuera de control el 3 de junio de 1978, reventón que duró nueve meses y veintidós días (Ulloa-Lugo & De-León, 1981).
Pozo Abkatun 91, se descontroló en 1986 durante 14 días, el volumen derramado fue de aproximadamente 11 250 barriles y se recuperaron alrededor del 20% (Mosquera, 1995).
El pozo San Diego de la Mar, mejor conocido como “Dos Bocas”, tuvo su descontrol el día 4 de julio de 1908 (Ortíz, 2017), su poder era de tal magnitud que se podía ver desde Tampico y su estruendo podía escucharse varios municipios a la redonda.
El campo petrolero Cantarell estaba integrado por cinco pozos, entre ellos el pozo 69-I, el cual se descontroló el 22 de enero del 2000, la plataforma se incendió y fue evacuada (Osornio et al., 2001).
El pozo Terra 123 se descontroló el 27 de octubre de 2013, ubicado en la ranchería Oxiacaque, Nacajuca, Tabasco, se mantuvo ardiendo hasta por 58 días, aparentemente la causa fue una fuga de gas (Durán-Carmona, 2018).
Kropla (1995) describió que en 1970 la International Association of Drilling Contractors (IADC) inició sus operaciones bajo el programa conocido como Registro de Escuelas de Capacitación Co-Patrocinadas, sin embargo, fue hasta 1995 que la IADC implementó su programa de acreditación de control de pozos, mejor conocido como WellCap, siendo este un primer intento en la implementación de un sistema integral para definir un plan de estudios básicos de capacitación en el control de pozos, estableciendo estándares mínimos y pautas recomendadas para la estructura del curso, integrando simuladores, pozos de pruebas, detección de brotes, procedimientos de cierres y control de pozos, así como ejercicios numéricos, de tal modo que los participantes puedan desarrollar con éxito sus habilidades.
La prevención y el control de brotes siguen siendo un motivo de gran preocupación para la industria petrolera, uno de los casos de mayor éxito, descrito por (Kropla et al., 2008), es Petrobras. En 1977 logra la acreditación de WellCap, su tasa de explosión acumulada por cada 1000 pozos perforados ha disminuido de 3.25% a 0.5%, una mejora del 85%.
Las primeras aplicaciones de la ciencia en la tecnología de la perforación se iniciaron entre 1950 y 1960, para 1970 sobresalen Lummus, Randall, Estes y otros en el estudio de la optimización de la perforación mediante la aplicación de las computadoras. Brett & Summers (1984) describieron la importancia de usar un simulador de perforación como herramienta para la toma de decisiones y la capacidad de evaluar diferentes opciones como una parte integral del procedimiento de planificación de pozos, permitiendo un aprendizaje más rápido y ahorro de costos reales de las operaciones de campo. Así mismo, Liu (1996) consideraba que la industria de la informática estaba experimentando un crecimiento revolucionario y que atraería a la industria petrolera en el desarrollo de aplicaciones cuya interfaz reduciría la curva de aprendizaje y los costos de capacitación. Actualmente, en el marcado existen compañías que ofrecen simuladores de perforación y control de pozos para la industria de hidrocarburos; sin embargo, sus costos son muy elevados y no existen licencias académicas, lo cual dificulta que estos sean adquiridos por instituciones educativas.
Una vez registrado el brote, lo primero que debe realizarse es determinar las presiones máximas permitidas en el espacio anular y en las tuberías de revestimiento, con el objetivo de minimizar la presencia de un brote subterráneo, para posteriormente determinar la causa del brote, pudiendo ser: densidad insuficiente, pérdida de circulación, contaminación del lodo con gas, llenado insuficiente durante los viajes y sondeo del pozo al sacar tubería demasiado rápido. Los modelos de control de pozos han sido utilizados durante muchas décadas para estar preparados en los posibles escenarios de control antes de perforar los pozos (Bjorkevoll et al., 2018; González-Díaz, 2018).
México es un país productor de hidrocarburos (gas y aceite), su área petrolera está formada por los estados de Tabasco, Campeche, Veracruz, Tampico, y el Golfo de México como su región marina. Por su parte, Hidalgo, Oaxaca, Guanajuato y Nuevo León tienen una participación en el sector energético debido a las grandes refinerías de Petróleos Mexicanos (Pemex) en sus territorios (Secretaría de Energía [Sener], 2015). En México, la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) ofertó por primera vez la carrera de ingeniería petrolera en 1926 y posteriormente lo hizo el Instituto Politécnico Nacional (IPN) en 1941. Actualmente existen aproximadamente 50 instituciones de educación superior públicas y privadas que ofertan dicha carrera, pero una gran proporción de ellas carecen de herramientas académicas, físicas y digitales como material de apoyo o complementario para asegurar una formación integral y competente de sus egresados. Smith (2015) considera que los cursos de capacitación en control de pozos de la industria deben enfocarse en preparar a sus empleados para el trabajo, no para las pruebas. Estas herramientas se han limitado principalmente a la certificación de perforadores y la capacitación de los principiantes en las operaciones de perforación (Aragall et al., 2017). Los errores humanos se identifican como los principales contribuyentes a los accidentes relacionados con la perforación de petróleo y gas y otras operaciones relacionadas (Kiran et al., 2019). Uno de los aspectos más críticos del control de pozos durante las operaciones de perforación es la detección temprana (Mendoza-Hernández, 2016; Santos & Ribeiro, 2017). Por lo anterior, el objetivo principal del presente trabajo es el desarrollo de una herramienta didáctica computacional, gráfica y numérica, diseñada para el adiestramiento y capacitación de las metodologías Petróleos Mexicanos-Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (Pemex-IADC) en el control de pozos petroleros.
Materiales y métodos
Desarrollo del software
Para García & García (2008) el desarrollo de software educativo es complejo, porque el proceso depende de la experiencia del desarrollador, los aspectos de la ingeniería del software y la adquisición e implementación de conocimientos pedagógicos. Se recomienda usar “prácticas efectivas” para su desarrollo, dado que estas funcionan como pilares de los procesos enseñanza-aprendizaje a distancia. Sin embargo, Adams et al. (2004) considera que las prácticas efectivas son las aportaciones, comentarios, sugerencias o tips que personas con gran experiencia han identificado como un conocimiento contribuyente e importante para el éxito de proyectos. Así mismo, Walker (2003) comentó que estas corresponden a la implementación de metodologías y herramientas que aseguran la productividad y calidad de un proyecto y un producto final. Al respecto, el control de pozos es una prioridad continua y máxima para mantener las operaciones de perforación seguras y eficientes (Linga et al., 2017). El software Control de Pozos-MAROGA (MAROGA, por las iniciales de los autores) fue desarrollado bajo los siguientes pasos:
Desarrollo del código de programación para la esquematización del “estado mecánico” acorde a las características mecánicas del diseño del pozo.
Identificación de las variables numéricas relacionadas con el estado mecánico para la integración de la metodología de control de pozos reportada por Coordinación de Perforación y Mantenimiento de Pozos (1992), Pemex (2002) y Torres & Ramos (2017)). Una vez corroborado el brote en superficie, se determinan las presiones máximas permisibles en el espacio anular y las tuberías de revestimiento, se selecciona el tipo de cierre del pozo, se registran los valores de las variables PCTP, PCTR, ( fluido , profundidad y otros, para posteriormente determinar PIC, PFC, ( control , altura de la cima e identificación del fluido invasor. Se reacondiciona la densidad del fluido de control mediante la adición de determinado número de sacos de barita. Con la cédula de bombeo se asegura mantener la presión de fondo constante y, finalmente, se selecciona el método de control: perforador e ingeniero.
Identificación de las variables principales de la metodología IADC descrita en los manuales de WellSharp en los niveles: introductorio, perforador, supervisor, de compañías locales e internacionales afiliadas a la IADC. Se identifican las características mecánicas del diseño del pozo, se anotan los valores de las variables PCTR, PCTP, PCTP, PCTR, ( fluido , profundidad y otros. Para determinar la PIC, PFC y ( control , se realiza la cédula de bombeo para mantener la presión de fondo constante y finalmente seleccionar el método de control: perforador e ingeniero.
Inserción de un sistema de identificación y evaluación de los elementos principales que integran la unidad de control del sistema BOP.
Los pasos b) y c) se estructuran en el diagrama de la Figura 1.
Descripción del software
El software de simulación MAROGA se ha escrito en Visual Basic, este es un complemento en Microsoft Excel, es una herramienta importante en el sector petrolero, tanto en operaciones administrativas como de operaciones en campo. Es importante mencionar que un gran porcentaje de equipos de cómputo fijo o portátil cuentan con Microsoft Excel, el cual no requiere gastos adicionales por su actualización, no requiere estar conectado a internet y los requerimientos técnicos de los equipos son mínimos. El programa es controlado por un menú fácil de usar y es capaz de producir la salida de datos a través de gráficos visuales. La Figura 2 corresponde a la sección de acceso al usuario, mediante un nombre y contraseña.
La Figura 3 corresponde a la identificación de los elementos que integran la unidad de control del sistema BOP, donde las marcas pueden ser Koomey, Hydrill, Cameron, entre otras. En ella, el usuario ingresará el número que considere pertinente acorde a la lista de elementos, enumerados del 1 al 40. Finalmente, podrá autoevaluarse para conocer el número de aciertos.
Fuente: Manual del participante WellCap-Pemex.
Figura 3 Unidad de control del sistema BOP y sus elementos.
La Figura 4 muestra la sección de control de pozos verticales terrestres. Los recuadros etiquetados “Datos de las tuberías de revestimiento” (Tr´s) y “Sarta de perforación” corresponden a los datos para esquematizar el EM, el cual está diseñado para cuatro etapas revestidas y el agujero descubierto “desnudo, sin revestimiento”. La sarta puede integrarse por drill collar (lastra barrena), heavy weight (herramienta pesada) y tres tuberías de perforación (Tp) y una profundidad de 6000 metros. Las etiquetas C-1, C-2, C-3 y C-4 adicionan al EM, la sección cementada y la sección “Datos complementarios” son datos numéricos obtenidos al momento de detectar el brote.
La parte derecha de la Figura 4 muestra dos de las tres recomendaciones de prácticas seguras: máxima presión permisible en el espacio anular (MPP (EA)) y máxima presión permisible en el espacio anular al fracturamiento (MPPEA al (fracturamiento)), estos valores deben actualizarse a medida que cambien las condiciones del equipo y del pozo. Se integró una sección “Extracción de tubería” para determinar el número de tubería que puede extraerse antes de que se presente una diferencia de presión en el EA mayor a 5 kg/cm2 (API-16D, API-RP59). En la Figura 5 se muestra la tercera recomendación “Gasto y presión reducida de circulación”.
En la Figuras 6 y 7 se determinan las operaciones numéricas como, por ejemplo: volumen interior en la sarta de perforación; capacidad de la bomba de lodo; tiempo de desplazamiento del lodo del interior de la sarta, densidades y presiones de control, volumen, cima e identificación del fluido invasor (gas, aceite, mezcla agua-aceite); cédula de bombeo; ubicación e identificación del fluido invasor; y dos gráficas acordes a los valores obtenidos en la cédula de bombeo.
Fuente: Programa MAROGA.
Figura 6 Operaciones de control, estado mecánico y cima del volumen invasor.
Finalmente, en la Figura 8 y 9 se desarrolló la metodología de control de pozos, identificada con el nombre de WellSharp. El recuadro “Datos del pozo” corresponde a los datos registrados al identificar el brote; posteriormente, se esquematiza el “Estado Mecánico”, diseñado para una tubería de revestimiento y el agujero descubierto con una profundidad máxima de 12 200 pies y la sarta de perforación para tres herramientas: drill collar, heavy weight y tubería de perforación. En el recuadro etiquetado con “Operaciones numéricas” se obtienen los resultados numéricos de la aplicación de las ecuaciones matemáticas, y los recuadros de color azul-verde quedan disponibles para que el usuario practique las recomendaciones de redondeo que se describe en la planilla de fórmulas-unidades API.
Resultados
Para demostrar las capacidades del programa se han seleccionado dos ejemplos ilustrativos, los cuales fueron solucionados mediante la metodología de Pemex e IADC, cuyos datos técnicos y operativos se muestran en la Tabla 1 y 2, respectivamente. Estos ejercicios corresponden a pozos verticales terrestres.
Tabla 1 Datos del pozo al momento del brote (Metodología I).
| Dimensiones del pozo | Valores | Unidades |
| Profundidad del pozo | 5555 | metro |
| Diámetro de la barrena | 8 3/8 | pulgadas |
| 3 toberas | 14/32 | pulgadas |
| Tubería de revestimiento cementada | 9 5/8 | pulgadas |
| Drill collar 185 m | 6 ½ x 2.812 | pulgadas |
| Tubería pesada 108 m | 5 x 3 | pulgadas |
| Tubería de perforación 5262 m | 5 x 2.812 | pulgadas |
| Densidad del lodo | 1.70 | gr/cm3 |
| Presión de cierre de tubería de perforación | 18 | kg/cm2 |
| Presión de cierre de tubería de revestimiento | 30 | kg/cm2 |
| Presión reducida de circulación 84 kg/cm2 | 28 | emb/min |
| Incremento de volumen en presas 29 barriles | 3180 | Litros |
| Datos de bomba de lodo | ||
| IDECO T-1300 Triplex | ||
| Diámetro de la camisa | 6 1/2 | pulgadas |
| Longitud de carrera | 12 | pulgadas |
| Emboladas máximas | 130 | emb/min |
| Presión límite de operación | 228 | kg/cm2 |
| Presión de operación | 28 | emb/min |
Fuente: Elaboración propia
Tabla 2 Datos del pozo al momento del brote (Metodología II).
| Dimensiones del pozo | Valores | Unidades |
| Profundidad media 7850 ft | 7000 | ft |
| Zapata de casing 13 3/8 pulgadas | 5505 | ft |
| Tamaño del pozo | 12 1/4 | pulgadas |
| Densidad actual del pozo | 12 | (lb/gal) |
| Porta mecha (drill collar) de 8 (longitud 620 ft) | 0.0087 | bbl/ft |
| Tubería barra de 5 in, capacidad | 0.01776 | bbl/ft |
| Tubería barra de 5 in, desplazamiento con fondo cerrado | 0.02426 | bbl/ft |
| Heavy weight de 5 in, (longitud 580 ft) capacidad | 0.0088 | bbl/ft |
| Capacidades anulares | ||
| Pozo abierto/Drill collar | 0.0836 | bbl/ft |
| Pozo abierto/tubería de perforación (barras de sondeo) | 0.1215 | bbl/ft |
| Casing/tubería de perforación (barras de sondeo) | 0.1279 | bbl/ft |
| Datos de fractura | ||
| Gradiente de fractura en el zapato antes del amago | 0.79 | psi/ft |
| Detalles de las bombas | ||
| Caudal (gasto) de las bombas | 0.119 | bbl/strokes |
| Velocidad de circulación lenta a 30 EPM | 350 | psi |
| Presión de cierre en tuberías/barras de sondeo | 350 | psi |
| Presión de cierre en casing | 475 | psi |
| Ganancia en tanques | 20 | bbl |
Fuente: Elaboración propia
Tabla 3 Comparación de resultados entre la metodología Pemex y MAROGA.
| Operaciones | PEMEX | MAROGA |
| Volumen total sarta de perforación (Lt) | 49958 | 49984.0259 |
| Gasto (Lt/min, gal/min) | 493; 130 | 493.1696; 130.2958 |
| Tiempo desplazamiento interior sarta (min) | 101 | 101.3526 |
| Número de emboladas de la TP (epm) | 2837 | 2837.8731 |
| Incremento de densidad (g/cm3) | 0.03 | 0.0324 |
| Densidad de control (g/cm3) | 1.73 | 1.7324 |
| Presión inicial de circulación (kg/cm2) | 102 | 102 |
| Presión final de circulación (kg/cm2) | 85 | 85.6009 |
| Longitud del fluido invasor (m) | 210 | 209.7160 |
| Densidad del fluido invasor (g/cm3) | 1.13 | 1.1278 |
| Tipo de fluido invasor | Agua salada | Agua salada |
| Número de sacos de barita (sacos) | 202 | 218.78 |
Fuente: Elaboración propia.
Tabla 4 Comparación de resultados entre la metodología IADC y MAROGA.
| Operaciones | IADC | MAROGA |
| Densidad máxima admisible de lodo antes del amago | 15.1 | 15.1 |
| MAASP antes del amago | 887 | 887 |
| Strokes desde la superficie hasta la broca | 1076 | 1080 |
| Densidad del lodo de ahogo | 13 | 13 |
| Presión inicial de circulación | 700 | 700 |
| Presión final de circulación | 380 | 380 |
| MAASP después de que el pozo fue ahogado | 601 | 601 |
| Caída de presión por paso (un décimo de las emboladas superficie a broca) | 32 | 32 |
| Presión por cada 100 strokes de superficie hasta la broca | 29.8 | 29.61 |
| Strokes de broca a zapato | 2196 | 2196 |
| Tiempo para circular todo el pozo | 360.25 | 306.47 |
Fuente: Elaboración propia.
En ambos ejercicios se desarrollan los cálculos pertinentes para su control, respetando cada una de las metodologías; sin embargo, en el primero se realizan cálculos adicionales para ubicar la cima y tipo de fluido invasor, el número de sacos de barita para obtener la densidad de control, e incremento de volumen en las presas por adición de la barita al momento de reacondicionar el lodo de control.
Discusión
En cuanto al diseño y análisis del programa MAROGA, se considera que cumple con características adicionales de otros trabajos; por ejemplo, Mendoza-Hernández (2016) y González-Díaz (2018) no consideraron la esquematización del estado mecánico “tubería de revestimiento con sarta de perforación”. En ambos casos se utilizó una imagen de la hoja “matar pozo” (well kill sheet). Así mismo, se adicionaron tres operaciones de prácticas seguras y extracción de tuberías.
En la primera metodología, el programa permite identificar y localizar la cima del fluido invasor que ha entrado al agujero; en caso de gas, corresponderá tener una mejor comprensión de la mezcla de gas con el fluido de perforación para asegurar la coordinación en el manejo y control, dada su alta peligrosidad en su desplazamiento a superficie (Marques et al., 2017). Adicionalmente, se puede agregar la sección cementada en las primeras etapas, generando un estado mecánico más realista. La segunda metodología permite al usuario identificar la variable de interés y realizar los redondeos de acuerdo con las prácticas recomendadas por la IADC WellSharp, logrando así familiarizarse con la metodología y facilitar la solución de los ejercicios de control en su curso de certificación.
Conclusiones
Se logró el desarrollo del software MAROGA escrito en Visual Basic. Es un programa amigable y fácil de usar, controlado por el “menú”, eliminando así la necesidad de “estresarse” con un nuevo entorno de trabajo o lenguaje, permitiéndole al usuario familiarizarse rápidamente con el programa; no requiere actualizaciones periódicas ni internet para su funcionamiento, los requerimientos técnicos en las computadoras personales son mínimos. Además, el software no es de uso exclusivo de estudiantes de la carrera de ingeniería petrolera, sino que también podría ser utilizado por las carreras técnicas de “Perforación y servicios a pozos” y “Perforación y servicios de producción”, con el fin de practicar y desarrollar las habilidades, conocimientos y competencias en el área de control de pozos.
MAROGA aspira a convertirse en un software de acceso gratuito, a diferencia de algunas aplicaciones existentes en materia de control de pozos que no son de acceso libre, cuyas actualizaciones requieren costos adicionales, además de tener requerimientos específicos en los equipos de cómputo y móviles.
En ambas metodologías de control de pozos se esquematiza el estado mecánico con una profundidad máxima de 6000 metros y 12 200 pies, respectivamente, lo que es suficiente para considerar a la mayoría de los pozos petroleros existentes.
Conflictos de intereses
Los autores expresan y declaran que no hay conflictos de intereses al redactar y presentar el manuscrito para su posible publicación.
