DERECHO DE AUTOR - repositorios.unimet.edu.verepositorios.unimet.edu.ve/docs/30/TJ146R62B5.pdf ·...

G R O U P

82

DERECHO DE AUTOR

Cedo a la Universidad Metropolitana el derecho de reproducir y difundir el

presente trabajo, con las únicas limitaciones que establece la legislación

vigente en materia de derecho de autor.

En la ciudad Caracas, a los 13 días del mes de septiembre del año 2002.

__________________________

Eduardo José Robaina Blavia

G R O U P

81

APROBACIÓN Considero que el trabajo final titulado:

MEJORAMIENTO Y CONTROL DE LOS COSTOS DEL PROCESO DE COMPLETACION EN LOS POZOS DEL CAMPO DACIÓN

Elaborado por el ciudadano

EDUARDO JOSE ROBAINA BLAVIA Para otorgar el título de

INGENIERO MECÁNICO

reúne los requisitos exigidos por la Escuela de Ingeniería Mecánica de la

Universidad Metropolitana, y tiene méritos suficientes como para ser

sometido a la presentación y evaluación exhaustiva por parte del jurado

examinador que se designe.

En la ciudad de Caracas, a los 13 días del mes de Septiembre del año 2002

Tutor Industrial Tutor Académico

Ing. Manuel PanDávila Ing. José Marino

G R O U P

III

AGRADECIMIENTOS El día de hoy representa un paso importante en mi vida. Me encuentro en una etapa en donde dejo a un lado los estudios y la universidad y entro al mundo laboral. Quisiera agradecer a un grupo de personas que me ayudó a que todo esto fuera posible. Universidad Metropolitana: les agradezco haberme enseñado todas estas herramientas que permitieron mi entrada al mundo laboral y la elaboración de este proyecto LASMO/ENI: quiero agradecerles por la oportunidad que me han dado para conocer este mundo y formar parte de ustedes. Corina Rodriguez: quiero agradecerte por toda la ayuda que me brindaste y la confianza que tuviste en mi al momento de tomar decisiones. Natalia Suarez: creo que sin tu ayuda me hubiera tomado 8 meses más acoplarme a este sistema de trabajo. Gracias mil por todo y estamos a la orden. Carlos García: muchas gracias por la paciencia que has tenido y por toda la ayuda que me has brindado. Simón Padrón: quiero agradecerte como por toda la ayuda que me diste y también por lo buena persona que eres. Miguel Rumbos: te considero una estupenda persona con una ambición envidiable. Te agradezco la ayuda que me brindaste durante el poco tiempo que te conozco espero que algún día te pueda extender la mano como tu lo hiciste. Manuel PanDávila: viejo lo que tu has hecho por mi es adimencional, eres la persona que me hizo conocer el mundo laboral y me enseñaste la buena manera de hacerlo. Pondré en funcionamiento todas las herramientas que me diste y te no te quedaré mal. Gracias.

G R O U P

IV

DEDICATORIA Quiero dedicarle este trabajo a mi familia entera por haberme dado la

oportunidad de realizar los estudio es la Universidad Metropolitana, por toda

la paciencia que tuvieron durante estos últimos 5 años. De la misma forma

quiero dedicarle este trabajo a mi querido CRUM el cual me dio la formación

de ser un buscador incansable de la excelencia y de cumplir las metas que

me he propuesto.

Muchas gracias a todos

G R O U P

V

ÍNDICE RESUMEN ................................................................................................... I

ÍNDICE DE TABLAS....................................................................................... 1

ÍNDICE DE FIGURAS..................................................................................... 2

INTRODUCCIÓN............................................................................................ 4

CAPÍTULO 1 Dación...................................................................................... 6

CAPÍTULO 2 INFORMACIÓN DEL TALADRO.............................................. 9

CAPÍTULO 3 SECUENCIA DE COMPLETACIÓN ...................................... 12

3.1 Movilización......................................................................................... 12

3.2 Instalación ........................................................................................... 12

3.3 Preventor de Reventones BOP .......................................................... 13

3.4 Seguridad............................................................................................ 13

3.5 Entrada al Pozo................................................................................... 14

3.6 Limpieza.............................................................................................. 14

3.7 Proceso de filtración............................................................................ 16

3.8 Fluidos de completación...................................................................... 18

3.9 Tipos de fluidos de completación ........................................................ 18

3.10 Cañoneo: tipos (TCP ó Guaya, Big Hole ó Deep Penetration) ...... 19

3.10.1. Cañoneo TCP (tubing combey perforating ó cañones

transportados por tubería) ..................................................................... 19

3.10.2 Segurida con Sistema TCP......................................................... 20

3.10.3 Ventajas del sistema................................................................... 21

3.10.4 Especificaciones ......................................................................... 21

3.10.5 CALCULO DEL UNDERBALANCE: ........................................... 22

3.10.2 Cañoneo a través de guaya (wireline) ........................................ 24

3.10.4 Evaluación (Suabeo) .................................................................. 26

CAPÍTULO 4 Control de Arena..................................................................... 28

4.1 Porqué se produce arena.................................................................... 28

G R O U P

VI

4.2 Consecuencias en la producción de arena ......................................... 28

4.3 Métodos para el control de arena........................................................ 29

4.4 Seleccionar de las rejillas.................................................................... 30

4.5 Herramientas....................................................................................... 30

4.6 Fluidos de empaque............................................................................ 32

4.7 Propante ó Grava................................................................................ 33

4.8 Proceso de bombeo ............................................................................ 33

4.9 Sistema IsoAllPack.............................................................................. 35

4.10 Tubería de Producción ...................................................................... 36

4.10.1 Diseño ........................................................................................ 37

4.10.2 Cálculo........................................................................................ 37

CAPÍTULO 5 Levantamiento Artificial ........................................................... 42

5.1 Tipos de levantamiento artificial .......................................................... 42

5.1.1 Levantamiento Artificial por Gas (Gas lift) .................................... 42

5.1.2 Bomba Electro-sumergible(ESP) .................................................. 42

5.1.3 Bomba Mecánica (Rotoflex).......................................................... 43

5.1.4 Jet Pump ...................................................................................... 43

5.1.5 Bomba de Cavitación Progresiva: (PCP)...................................... 44

5.2 Principios básicos del levantamiento artificial por gas......................... 44

5.2.1 Introducción .................................................................................. 44

5.2.2 Aplicaciones del levantamiento artificial por gas........................... 45

5.2.3 Válvulas de inyección de presión.................................................. 46

5.2.4 Ventajas y Limitaciones del levantamiento Artificial por Gas........ 47

5.2.5 Funciones del cabezal .................................................................. 49

5.2.6 Diagrama de Cabezal ................................................................... 49

Capitulo 6 Costos ......................................................................................... 50

Programa Detallado del Pozo LG-396 .......................................................... 53

Conclusiones ................................................................................................ 76

G R O U P

VII

Recomendaciones ........................................................................................ 77

BIBLIOGRAFÍA............................................................................................. 78

GLOSARIO ................................................................................................ 79

G R O U P

1

ÍNDICE DE TABLAS tabla 1 Tabla de especificación de los cañones............................................ 21

tabla 2 Datos de tubería y revestidor ............................................................ 37

tabla 3 Simulación de cargas condiciones iniciales ...................................... 40

tabla 4 Simulación de cargas, condiciones finales........................................ 41

tabla 5 Tabla de costos................................................................................. 50

tabla 6 Cañoneo de la arena TL ................................................................... 57

tabla 7 Cañoneo de la arena S2 ................................................................... 60

tabla 8 Cañoneo de la arena R4L ................................................................. 63

tabla 9 Información de la empacadura de fondo........................................... 65

tabla 10 Sarta de completación .................................................................... 67

tabla 11 Sarta de completación .................................................................... 74

G R O U P

2

ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1 Mapa del campo Dación ................................................................... 8

Figura 2 Taladro Pride 204 ............................................................................. 8

Figura 3 Cabria y tuberías .............................................................................. 9

Figura 4 Sistema de bombeo Pride 204........................................................ 10

Figura 5 Diagrama de bomba ....................................................................... 10

Figura 6 Tanques de ensayo ........................................................................ 11

Figura 7 Preventor de reventones ................................................................ 12

Figura 8 Partes de la válvula BOP................................................................ 13

Figura 9 Herramienta recuperada de un pozo después de una limpieza

deficiente ............................................................................................... 15

Figura 10 Cepillos y raspadores ................................................................... 15

Figura 11 Cepillos (izq) y Mecha (dere) ........................................................ 16

Figura 12 Filtro prensa.................................................................................. 16

Figura 13 Sistema de bombeo...................................................................... 17

Figura 14 Diagrama de filtración................................................................... 17

Figura 15 Empacadura ................................................................................. 19

Figura 16 Cañones ....................................................................................... 20

Figura 17 Diagrama de ensamblaje TCP...................................................... 23

Figura 18 Unidad de Wireline ....................................................................... 24

Figura 19 Diagrama de registros .................................................................. 24

Figura 20 Diagrama Cañoneo Big hole......................................................... 25

Figura 21 Diagrama cañoneo deep penetration............................................ 25

Figura 22 Goma de suabeo .......................................................................... 16

Figura 23 Diagrama de suabeo .................................................................... 27

Figura 24 Rejillas de 0.012" .......................................................................... 31

Figura 25 Diagrama detallado del empaque con grava ................................ 33

Figura 26 Unidad de bombeo TVC ............................................................... 33

G R O U P

3

Figura 27 Tolva mezcladora ......................................................................... 34

Figura 28 Diagrama del bombeo del empaque con grava ............................ 35

Figura 29 Empacadura del sist. IsoAllPack................................................... 36

Figura 30 Válvula interna .............................................................................. 46

Figura 31 Diagrama de sistema Gas - Lift .................................................... 48

Figura 32 Diagrama del cabezal ................................................................... 48

Figura 33 Cabezal ............................................................................. 49

Figura 34 Sarta de completación .................................................................. 72

G R O U P

I

RESUMEN MEJORAMIENTO Y CONTROL DE LOS COSTOS DEL PROCESO DE

COMPLETACIÓN EN LOS POZOS DEL CAMPO DACIÓN. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA: Dación es un campo que comenzó su explotación a principio de los años 50.

Actualmente es operado por la empresa transnacional ENI/Lasmo de

Venezuela como parte del convenio firmado durante la tercera ronda de la

apertura petrolera.

El campo Dación posee más de 500 pozos productores y produce un

promedio de 55.000 barriles diarios de crudo con una gravedad API

promedio de 20.0°. Desde 1998 el campo Dación a atravesado un proceso

complejo de desarrollo en el cual un promedio de 60 pozos nuevos son

perforados cada año. Este plan de desarrollo continuará hasta el año 2005.

Al culminar la perforación de cada pozo es necesario prepararlo para la

producción adecuada y controlada. A este proceso se le conoce como

"completación".

La completación de los pozos en cualquier campo en el mundo es uno de los

pasos más importantes para garantizar la producción esperada en cada

prospecto.

Una vez que los objetivos primarios son drenados, el pozo es acondicionado

para que continúe su producción en otros prospectos remanentes a este

pozo. A este proceso se le llama "reacondicionamiento " y es parte, también,

del plan de desarrollo de cualquier campo, en particular en campos donde la

explotación a sido mantenida por un período largo de tiempo como en el

caso del campo Dación

El correcto diseño y ejecución de los procesos de completación y

reacondicionamiento son indispensables para el éxito económico de este

G R O U P

II

proyecto, la optimización y control de los costos de este proceso son un

pieza fundamental para lograr este objetivo.

OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN: Objetivo general: Llegar a poseer la capacidad de diseñar las completaciones que LASMO/ENI

realiza en el campo Dación y generar los procedimientos para la realización

de éstas y así mejorar y controlar los costos que se generan.

Objetivos específicos: - Diseño del programa de completación y preparación.

- Diseño de la tubería de producción.

- Diseño del sistema de control de arena.

- Diseño del sistema de levantamiento artificial por gas.

- Cálculo de los factores de seguridad.

- Control de los costos.

G R O U P

4

INTRODUCCIÓN

Actualmente el mundo está experimentando cambios a nivel ambiental,

tecnológico y económico. La necesidad de crear procesos más eficientes y

artículos de mejor calidad está siempre presente a nivel empresarial. Esto se

ve reflejado en el rápido crecimiento de las grandes ciudades, en donde la

necesidad de combustible para poder suministrar energía eléctrica, está

siempre presente.

Estas necesidades son actualmente suministradas en su mayoría por la

industria del petróleo. El proceso de completación de un pozo productor es

indispensable en esta cadena que permite la obtención del crudo. Una vez

perforado el hoyo y colocado su revestidor, comienza el proceso de

acondicionar el pozo para que produzca de una manera óptima y sostenida

en el tiempo.

Se debe tener bien claro los factores operacionales que puedan afectar la

vida útil del pozo. Una vez finalizado el trabajo de completación, el pozo

comienza a producir el cual es bombeado hacia las estaciones de servicio

para luego ser separado y utilizado como materia prima para diferentes

productos.

Mediante este trabajo investigativo, explicaremos detalladamente el proceso

de completación de un pozo de petróleo. Cuales son los factores que se

deben de tomar en cuenta para evitar errores, los cálculos que se deban

realizar para manejar volúmenes, saber la profundidad correcta, etc., el

diseño y el porque del uso de las herramientas.

G R O U P

5

El aspecto económico en estos trabajos de completación son bastante altos

ya que se busca realizar el trabajo de la manera más óptima para asegurar la

vida útil del pozo. El control de estos costos operativos es uno de los factores

que hace eficiente el desarrollo del campo explotado.

Una vez explicado de manera general el proceso de completación del pozo

productor se presenta el programa detallado de todo un proceso de

completación original del pozo caso estudio Lg-396.

Durante el tiempo que estuve trabajando para ENI recibí un entrenamiento lo

suficientemente amplio para poder desempeñarme como asistente del

taladro. En este cargo debía de estar al tanto de todas las operaciones que

se llevaban a cabo, realizar diferentes cálculos como: los volúmenes de la

tubería y del revestidor, cálculo del número de tuberías que se necesitan

dentro del hoyo, la cantidad de grava que se debía bombear en el proceso de

empaque, etc. Por otro lado debía estar en conocimiento de todas las

facturas que entraban y salían de la localización. Como podrán ver en solo

26 semanas ENI tuvo la capacidad de prepararme para poder entender,

formar parte y explicar un proceso de completación completo realizado en el

campo Dación.

Después de haber realizado el trabajo se deben analizar los aspectos

positivos y negativos. Para que en los próximos trabajos se minimicen los

errores y se optimicen los gastos operativos.

G R O U P

6

CAPÍTULO 1 Dación

El campo Dación comenzó su explotación a principios de los años cincuenta

(50).y está localizado en el corazón de vastas planicies, conocidas como

llanos. El campo se encuentra a 280 millas equivalentes a 448 Km al Sureste

de Caracas y forma parte de la prolífica Formación Oficina en Cuenca de

Oriental Venezolano (ver figura 1).

El bloque Dación esta compuesto de cuatro campos (Dación, Ganso, Levas y

Leguas), un área de 429 km cuadrados. Fue descubierta a principio de los

años cuarenta y más tarde desarrollada por la compañía Méne Grande Oil

Company. Sin embargo, cuando el campo fue puesto en licitación, de los 2.2

mil millones de barriles de POES (petróleo original en sitio) sólo se había

extraído un 14% - muy por debajo del promedio internacional. Pese a que se

habían perforado no menos de 245 pozos exitosos y se contaba con 111 aun

activos para 1997, se estaban produciendo menos de 12.000 b/d, comparado

con los 40.000 b/d de aquellos días de gloria hacia fines de la década del 50.

Antes de tomar el campo en manos de LASMO/ENI. Con sus instalaciones y

cifras de producción muy por debajo, el área lucía lista como para ser

reactivada. Un contrato a 20 años tendría que adecuar las instalaciones y

cumplir con lapsos estrictos de producción, pero las instalaciones y el

petróleo seguirían siendo propiedad de la compañía estatal petrolera,

Petróleos de Venezuela (PDVSA). Si bien la compañía productora recibiría

un estipendio por servicio de acuerdo con el petróleo que produjera, las

decisiones estratégicas claves quedan sujetas a aprobación de PDVSA.

Los riegos han sido enormes, así como las recompensas potenciales. Pese a

que nunca se había intentado nada de estas dimensiones y no contaba con

antecedentes en torno a la reactivación de campos petroleros, la gerencia de

G R O U P

7

LASMO estaba en condiciones de percibir un potencial que otros no podían

vislumbrar.

Convencidos de que contaban con la fórmula ganadora, la compañía

respaldó su visión con la capacidad monetaria: cuatrocientos cincuenta y tres

millones de dólares, y una pequeña cifra adicional.

Los objetivos principales eran la construcción de nuevas facilidades para el

almacenamiento del crudo y el aumento de la producción de este con la

perforación de 60 pozos nuevos al año . Actualmente Dación cuenta con

trescientos cincuenta pozos, de los cuales LASMO/ENI maneja ciento

setenta y dos, ciento cincuenta y uno pozos activos y veintiuno inactivos,

produciendo alrededor de cincuenta y cinco mil barriles al día (55.000), con

20,0° de gravedad API (petróleo mediano-pesado).

G R O U P

Figura 1 Mapa del campo Dación

8

9

G R O U P

CAPÍTULO 2 INFORMACIÓN DEL TALADRO

Actualmente en el campo Dación, contamos con 4 taladros de completación,

uno de ellos representado por la contratista Pride Internatinal

Pride International representa una de las compañías de taladros más

importantes a nivel mundial. Esta compañía tiene a disposición taladros para

tierra firme y plataformas marinas, en la parte de perforación al igual que

taladros de completación. Ofreciendo servicio y mantenimiento a sus

instalaciones en lugares como: Golfo de México, América Latina, el Oeste de

Africa, Oriente Medio y Sur este de Asia.

En dación se utiliza para realizar los trabajos de completación el siguiente

taladro: (ver figuras 2 y 3 fotos tomadas en la localización)

Nombre del taladro: Pride 204

Modelo: LTO 550 D.D

Constructora: Cooper MFG

Potencia del taladro: 550 Hp

Profundidad Total de trabajo: 18.000 pies (5.486,4 m)

Fuerza máxima: 110 a 250 mil libras a la tensión ó 50 a 113 mil Kg

Altura de la grúa: 104 pies (31,69 m)

Localización: Campo Dación, El Tigre

País: Venezuela Figura 2 Taladro Pride 204 Figura 3 Cabria y tuberías

G R O U P

Pride international dentro de su equipo cuenta con un sistema de bombeo al

igual que tanques de almacenamiento.

El Pride 204 posee una bomba triple de desplazamiento positivo (ver figura 4

foto tomada en la localización) que es asistida por un motor diesel. Posee

una capacidad máxima de desplazamiento de 8 barriles por minutos (bpm).

Figura 4 Sistema de bombeo Pride 204

Figura 5 Diagrama de bomba

Encontramos un primer tanque con capacidad máxima de 100 barriles

dividido en dos tanques de 50 barriles cada uno, en donde se efectúan

trabajos de mezcla de químicos. El segundo tanque tiene una capacidad de

97,2 barriles en donde se hacen ensayos y trabajos de circulación y un tercer

10

G R O U P

tanque de capacidad máxima de 34,2 barriles en donde se depositan los

desperdicios que salen del pozo (ver figura 6 fotos tomadas en la

localizacón). Además se cuenta con 3 tanques auxiliares de 500 barriles

cada uno en caso de que sean requeridos.

Figura 6 Tanques de ensayo

11

G R O U P

12

CAPÍTULO 3 SECUENCIA DE COMPLETACIÓN

3.1 Movilización Cuando el taladro debe mudar al siguiente pozo para realizar una reparación,

un reacondicionamiento o una completación original. Al momento de la

mudanza, todo el personal del taladro se encarga de desarmar las bombas,

líneas de flujo, organizar los trailers, montar los equipos camiones y salir de

la localización, asegurando que el lugar de trabajo quede en el mismo estado

al que se encontraba cuando entraron por primera vez (regulaciones del

Ministerio de Ambiente). La movilización de todos los equipos se realiza en

convoy y se efectúa sólo de día por seguridad.

3.2 Instalación Cuando se entra a una nueva localización a la hora de instalar todos los

equipos se deben tomar en cuenta varios factores para minimizar el riesgo

de accidentes. Cuando se arma el taladro y se levanta la cabria, el viento

debe ser tomado en cuenta a la hora de fuga de gases (H2S) ó al momento

de un reventón para minimizar la afectación vientos abajo. El fácil acceso de

entrada y salida al pozo debe de estar bien señalizado al igual que los puntos

de reunión en caso que las alarmas de incendio o fuga se activen.

G R O U P

3.3 Preventor de Reventones BOP

Es una válvula de seguridad. BOP (blow out preventor, ver figuras 7 y 8), que

se coloca en superficie al momento de realizar una completación ó

reacondicionamiento. La función de este arreglo de válvulas es evitar que

ocurra una fuga de petróleo en caso de un descontrol del pozo.

Figura 7 Preventor de reventones Figura 8 Partes de la válvula BOP

3.4 Seguridad

La industria petrolera requiere el uso obligatorio de: casco de seguridad,

botas de seguridad, lentes, braga y guantes. Los sistemas contra incendios

deben estar actualizados y en buenas condiciones, en lugares de fácil

acceso en caso de un incendio del pozo, tanques de gasoil ó motores.

El personal de trabajo del pozo debe estar bien entrenado en el trabajo que

desempeña y en situaciones de alarma debe saber exactamente su función y

lugar de reunión.

Cualquier accidente ó una mala operación debe ser reportada al personal de

ingeniería y operaciones (IWT) en San Tomé.

13

G R O U P

14

3.5 Entrada al Pozo Una vez culminada la instalación de todos los equipos (taladro, trailers,

tanques, sistemas de comunicación, etc.) y asegurarse que el pozo este

controlado; es decir; verificar que la presión en el cabezal sea cero (0 psi o

bar), de no ser así, al pozo se le inyectará fluido de formación ( agua al 2 %

KCL) hasta tener el pozo en total control, se entra al pozo. Si se va a realizar

una completación original. La primera operación que se debe efectuar es

entrar al hoyo con cepillos y raspadores desde superficie hasta el fondo del

pozo con el fin de dejar el revestidor limpio y listo para realizar el trabajo

planificado (ver punto 3.6).

Si el trabajo a realizar es un reacondicionamiento la primera maniobra del

taladro es sacar la sarta de completación actual, controlar el pozo para

posteriormente realizar las operaciones estipuladas en el programa de

reacondicionamiento

3.6 Limpieza

Por lo general la limpieza en un pozo depende del trabajo que se quiera

realizar. Si se va a realizar una completación original, el pozo no tiene

ninguna herramienta adentro ni se encuentra perforado. La primera parte del

proceso de completación es la de entrar al hoyo es realizar una limpieza del

revestidor con mecha (el tamaño de la mecha dependerá del diámetro del

revestidor, en nuestro caso. Para un revestidor de 7 pulgadas se utiliza una

mecha de 61/8”), cepillos y raspadores de 7”, para asegurarse que no existan

restos de cemento en el revestidor ( ver figura 9 foto tomada en el campo

Dación). En este proceso se utiliza agua filtrada con un contenido del 2 % de

G R O U P

KCL cloruro de potasio (ver punto 3.7). Una vez realizado este trabajo se

procede a circular en por el anular hacia la tubería Figura 9 Herramienta recuperada de un pozo después de una limpieza deficiente

(7” x 3-1/2”) para asegurarnos que no quede ningún tipo de sedimento y el

pozo este totalmente limpio para comenzar con las operaciones de registros,

cañoneo, etc.

El otro trabajo de limpieza se realiza en un trabajo de reacondicionamiento

en se tenga que cementar intervalos cañoneados. Después de este trabajo

de cementación, gran parte del área donde fue inyectado el cemento deja

restos que impediría el trabajo y el paso de cualquier herramienta. Después

de que el cemento haya fraguado (12 horas desde que se iniciaron las

operaciones de cementación) se entra al hoyo con mecha, cepillos,

raspadores (ver figuras 10 y 11) y los fluidos antes mencionados para

eliminar todo el exceso de cemento en el área donde fue realizado el trabajo.

Luego se circula en reverso hasta retornos limpios, dejando el revestidor en

óptimas condiciones para trabajar. El proceso de limpieza es sumamente

importante para garantizar la producción optima del pozo. La insuficiente

limpieza de un pozo durante el proceso de completación es, entre otros

factores una de las principales causas de una baja productividad.

15

G R O U P

Figura 10 Cepillos y raspadores Figura 11 Cepillos (izq) y Mecha (dere)

3.7 Proceso de filtración

En los trabajos de completación el agua que se utiliza para las operaciones

dentro del pozo debe ser previamente filtrada (ver figura 14), por ello

utilizamos un sistema de filtración llamado: “filtro prensa” ( ver figura 12). El

agua es succionada del tanque de agua no filtrada a través de una bomba

(ver figura 13), pasa por el filtro, el filtro consta de páneles de material

poroso colocados en paralelo con una presión de 3000 lbs ó 1360 Kg. Con

una longitud de un metro y medio, el agua circula a través de estos páneles

siendo filtrada y lista para ser usada. El agua limpia es depositada en el

mismo tanque de donde se extrajo hasta que se filtre toda el agua. El

proceso tiene una duración de una hora y el agua es filtrada a una rata de 6

barriles por minuto. (para mayor información revisar www.osca.com)

Antes de realizar este trabajo de filtración se mezcla el agua con KCL bajo

las siguientes especificaciones: por cada 500 galones de agua corresponden

32 sacos de KCL en el tanque de mezcla antes mencionado (ver puntos 3.8 y

16

G R O U P

3.9). De acuerdo con los requerimientos del proyecto Dación, la turbicidad

del agua debe ser menor o igual a 20 NTU neophelometric units (grado de

turbicidad equivalente a agua cristalina). En los trabajos de completación el

fluido de trabajo debe ser filtrado previamente para que esté libre de sólidos

ya que estos al entrar en la formación causan dalos en los espacios

intergranulares de esta

Figura 12 Filtro prensa Figura 13 Sistema de bombeo

Tanque

Agua limpia a 20 NTU

Figura 14 D

Bomba

iagrama de filtrac

17

Filtro prensa

Entra agua sucia + de 120 NTU

ión

G R O U P

3.8 Fluidos de completación

Cuando se esta diseñando los fluidos de completación, existen ciertas

variables que se deben tomar en cuenta, la más importante es la

compatibilidad con el yacimientos que se quiere completar. Para asegurarse

de esto, se debe conocer las características del yacimiento (temperatura y

composición química del crudo y el agua de formación). Esto ayudará a

escoger la salmuera más adecuada para la completación del pozo.

El fluido de completación actúa como un regulador de presión. La presión

hidrostática del fluido debe ser mayor que la presión del yacimiento para

poder tener control del pozo y que el crudo no fluya a la superficie.

Phyd(salmuera)∃Pyacimiento

Pyacimiento = 2400 psi ( Arena S2 yacimiento LG-258 @ 5666’ TVD

Phyd = 0.052 (T.V.D)x densidad

= 0.052x5500’x8.4= 2402.4 Lbs/in2 (psi) (fact de (pies tot) (Lbs/gal)

conversión)

3.9 Tipos de fluidos de completación

Fluido Densidad (lbs/gal) ó (gr/cc) Diesel 7,1 libras por galón ó 0,8508 gr/cc.

Agua salada 8,5 libras por galón 1.018 gr/cc

Cloruro de potasio (KCL) 8,4 hasta 9,7 libras por galón 1.16 gr/cc.

Cloruro de sodio (NaCl7Br2) 8,4 hasta 12,7 libras por galón

18

G R O U P

19

Cloruro de calcio (CaCi/Br2) 8,4 hasta 15,7 libras por galón.

El fluido de completación usado en el campo Dación es la salmuera al 2 %

KCL. El uso de KCL nos ayuda a darle peso a las columnas del fluido e

inhibe que las arcillas en la formación absorban líquido.

3.10 Cañoneo: tipos (TCP ó Guaya, Big Hole ó Deep Penetration) 3.10.1. Cañoneo TCP (tubing combey perforating ó cañones transportados por tubería) Normalmente se realiza en completaciones originales, ya que el revestidor

nunca ha sido cañoneado y las presiones de la formación no han sido

alteradas. Se efectúa bajo balance, la presión en el pozo es menor (∆P= 200

Lb/in2 13,78 bar) a la presión de la formación, esto simplifica un poco el

trabajo ya que a la hora de realizar el cañoneo el fluido se desplazará de la

zona de más presión a la de menos presión, permitiendo de esta manera que

el pozo fluya hasta la superficie. Para poder realizar este trabajo la presión

hidrostática del pozo se disminuye entre 200 y 500 psi ó 34.47 bar.

Una de las desventajas que tiene este sistema de cañoneo es que no se

puede realizar en horarios nocturnos por medidas de seguridad pre-

establecidas. Desventaja que retarda el tiempo operacional del taladro y

aumenta los costos operativos.

Una vez montado el equipo, asentado la empacadura y posicionado en

profundidad correcta. Se deja caer una barra desde superficie la cual

accionará los cañones a la profundidad deseada. En este momento el

G R O U P

operador del pozo debe tener mucho cuidado y controlar el pozo para que

este no fluya descontroladamente .

Figura 15 Empacadura Figura 16 Cañones

3.10.2 Segurida con Sistema TCP 1. Uso restringido de explosivos primarios. (los explosivos primarios son

aquellos que detonan pero no perforan el revestidor, son utilizados para

accionar los cañones que perforarán el revestidor.

• Solamente en la cabeza de disparo.

• Detonación accidental muy difícil porque no hay explosivos

primarios en los cañones.

2. Espaciador de seguridad

• Un espaciador de 3 metros mínimo por encima de las cargas

asegurando que estas estarán por debajo de la mesa rotaria al

momento de conectar la cabeza de disparo.

• Disparo de arriba hacia abajo.

• La cabeza de disparo siempre se conecta de último.

20

G R O U P

21

• Personal no expuestos a cañones armados durante la introducción o

recuperación de la tubería.

3.10.3 Ventajas del sistema 1- Reduce el tiempo de completación del pozo. Generalmente cuando se

utiliza este sistema el diferencial de presión entre el revestidor y la

formación será lo suficientemente alto para que el fluido llegue a

superficie sin tener que suabear pon largos períodos de tiempo.

2- Permite la limpieza inmediata de la formación. Debido al alto diferencial

de presión, el fluido de formación se desplazará hacia el revestidor

limpiando los desperdicios de los cañones.

3- Esta en capacidad de perforar distintos intervalos en un

mismo viaje.

4- Reduce los costos de estimulación.

5- Tiene muy buen rendimiento en pozos altamente desviados.

6- La perforación y evaluación se puede realizar en un solo viaje.

3.10.4 Especificaciones tabla 1 Tabla de especificación de los cañones

Tamaño del cañón

Densidad del tiro

Angulo del disparo

7" 12 SPF 60o

6" 12 SPF 45o

5" 12 SPF 30o

4 1/2" 12 SPF 60o

4" 9 SPF 40o

4" 4 SPF 90o

3 3/4" 12 SPF 60o

3 3/4" 12 SPF 45o

G R O U P

22

SPF = # de tiros por pie En el campo dación se utiliza cañones de 4-1/2” y 12 tiros por pie. Este tipo

de cañón aumenta la densidad de disparo permitiendo mayor drenaje de la

formación hacia el pozo

3.10.5 CALCULO DEL UNDERBALANCE: Arena S2 (6789’- 6801’) presión de fondo = 2140 psi @ 6331.06 (profundidad TVD media de

la perforación)

500 psi bajo balance = 1640 psi P = (T.V.D x 8.4 x 0.052)

Despejando TVD de la formula

TVD = 3754.57 pies de agua al 2 % KCL = +/- 3830 pies

El nivel de fluido quedará a: 6795-3830= 2965 pies.

La cantidad de barriles dentro de la tubería 3830 x 0.00870 (3-1/2” EUE tbg)

Volumen 33.32 bbls (para crear un diferencial de 500 psi con la formación)

Nota: todos los calculos realizamos por LASMO/ENI estan especificados en estas unidades.

G R O U P

Sarta Descripcion DE DI(in) (in)

Cabezal

Tubería de 3 1/2" rosca EUE 4.50 2.99

Marca radioactiva 4.50 2.99

8 juntas 3 1/2" rosca EUE 4.50 2.99

Marca radioactiva 4.50 2.99

8 juntas 3 1/2" rosca EUE 4.50 2.99

Union para diferentes roscas 4.50 2.99

Empacadura 7.00 2.44

1 Tubo corto de 2 7/8" EUE 3.68 2.44

CTR (Controlled Tension Release) 4.62 2.33

1 junta de tubería 2 7/8" EUE 3.68 2.44

Flow Sub 3.98 2.25

Casing 7" 1 junta de tubería 2 7/8" EUE 3.68 2.44

Cabeza de disparo 3.68 -

Espaciador de seguridad 4.50 -

Cañon 13 cargas 12 TPP 4621 PP 4.50 -

Punta con union 4.50 -

DIAGRAMA TCP

23Figura 17 Diagrama de ensamblaje TCP

G R O U P

3.10.2 Cañoneo a través de guaya (wireline) Se realiza tanto en completaciones originales como en trabajos de

reacondicionamiento. A diferencia del otro tipo de cañoneo, el cañoneo por y

y wireline (ver fig 18 y 19) no se hace a bajo balance y se realiza a través

de un cable eléctrico y no por tubería, diferencia que ahorra una gran

cantidad de tiempo. Este sistema si puede ser usado en horarios nocturnos.

La forma de accionar estos cañones es a través de frecuencias eléctricas.

Una vez accionados los cañones el pozo no fluye porque el diferencial de

presiones no existe o es muy bajo, razón por la cual se debe realizar el

trabajo de achique o (swab job); es decir se succiona por medio de copas de

goma el fluido de la formación hacia superficie. Este trabajo toma unas 8 a

10 horas y solamente se puede realizar a la luz del día por motivos de

seguridad.

Figura 18 Unidad de Wireline 24

Herramienta de registro

Figura 19 Diagrama de registros

G R O U P

Diagrama de cañoneo de hoyo grande (Big hole)

Figura 21

0,34

0,45

0,75

F

D

0,45
igura 20 Diagram
2

iagrama cañone

6,7

a Cañoneo Big hole

Diagrama de cañoneo de alta penetración (deep penetración)

5

o deep penetration

28,6

G R O U P

26

Cañoneo Big Hole: se efectúa cuando se tiene planteado realizar un

empaque con grana, el disparo no penetra tanto en la formación pero crea u

hueco más grande para que posteriormente sea llenado de grava y crear el

filtro que se quiere.

Cañoneo Deep Penetration: como se observa en el diagrama (fig 21) la

penetración es mucho mayor pero de diámetro mucho menor. Este es tipo de

cañoneo es efectuado en formaciones que no necesiten control de arena.

3.10.4 Evaluación (Suabeo) Antes de realizar el cañoneo el pozo es llenado con fluido de completación

para poder crear una presión hidrostática lo suficientemente alta para

controlar el pozo al momento que los cañones son activados (underbalance).

Una vez sucedido esto se procede a achicar el pozo para poder extraer el

hidrocarburo de la formación y evaluarlo. Esta operación tiene una duración

máxima de 10 horas dependiendo de la presión de formación y del nivel de

fluido que se alcance.

El ensamblaje consta de una guaya que pasa a través de un lubricador en

superficie, baja hasta donde esta el nivel de fluido y vuelve a subir creando

un vacío que hace que el fluido en el pozo alcance superficie. Para que este

vacío se cree se utiliza una goma colocada en un extremos de la guaya (ver

fig 22 ó 23)

G R O U P

Goma de suabeo

Lubricador

Formación

Figura 22 Goma de suabeo Figura 23 Diagrama de suabeo En los primeros viajes se tendrá como resultado 100% agua, una vez que el

pozo desplaza la capacidad de la tubería, el pozo comienza a presentar

mayor porcentaje de crudo. Si este presenta alto contenido de arena (∃.05%

arena en Lbs), se procede a la utilización de los sistemas de control de

arena.

Vol tubería Cap/pies x profundidad = # de bbls

Vol tubería: el volumen de la tubería de trabajo (3-1/2” EUE N-80)

Profundidad: la profundidad hasta donde se encuentre la tubería.

Cap/pies: capacidad de fluido/pie de tubería 0.005794 bbls/pie

27

G R O U P

28

CAPÍTULO 4 Control de Arena

Es un método que se emplea en pozos de petróleo que producen arena de

formación; es decir; existen formaciones que producen hidrocarburos con

alto contenido de arena, causando daños en los equipos de levantamiento,

bombeo y a al momento de su separación en la estación. A continuación se

explicará el porqué, las causas, consecuencias y como evitar el arenamiento

de un pozo.

4.1 Porqué se produce arena El movimiento de los fluidos a través de las rocas arenosas producen

desprendimiento de granos de arena debido a la diferencia de presión de los

fluidos y fricción que estos ejercen sobre la roca. Si la fricción que ejercen los

fluidos sobre las pareces de la roca excede la fuerza de adherencia de la

formación, los granos de arena se separaran y se mueven con el fluido. Los

cambios bruscos en la rata de producción aumentan la producción de arena

a consecuencia de esto los fluidos de producción poseen un alto contenido

de arena.

4.2 Consecuencias en la producción de arena

La producción de arena en pozos de gas o petróleo causan una serie de

problemas en el potencial del pozo productor como en la parte económica.

Los problemas más comunes por la producción de arena son:

1- La producción se puede ver afectada por tapones de arena en el

revestidor, en la tubería, en separadores o en líneas de flujo.

G R O U P

29

2- Debido a la producción de arena las presiones de la formación pueden

hacer que colapse el revestidor.

3- Los equipos que se encuentran en superficie y dentro del hoyo sufren con

la presencia de arena.

4- Los desechos que contienen arena son costosos debido al tratamiento

que estas deben de llevar antes de ser desechadas.

4.3 Métodos para el control de arena

El aumento de la rata de producción a aumentado la necesidad de buscar

sistemas de control de arena más eficientes y duraderos. La experiencia dice

que el sistema de control de arena debe ser implementado antes de que la

formación sea destruida por el movimiento de la arena. Se han desarrollado

dos métodos de control de arena para disminuir o prevenir el movimiento de

las formaciones arenosas productoras de hidrocarburos.

1- En algunos casos, la producción de arena puede ser prevenida

reduciendo la rata de producción de fluido, con esto se disminuye la

fuerza que arrastra la arena.

2- El empaque con grava es el método clásico y simple para el control de

arena. Es útil tanto para trabajos en tierra con para trabajos en

plataformas marinas. Gracias al avance en la tecnología del empaque con

grava, se están utilizando fluidos viscosos que permiten una alta

concentración de grava en las rejillas, dando como resultado mayor

eficiencia en el trabajo.

G R O U P

30

4.4 Seleccionar de las rejillas.

• El tamaño de la ranura, es determinado por el tamaño de la grava. El

estándar para este campo es de 0.012 pulgadas (Esta abertura entre

rejillas evita que la arena de la formación pase a través de las rejillas

al igual que los granos de la grava).

• Diámetro de las rejillas. Debe de existir una diferencia de una pulgada

entre el diámetro externo de las rejillas con el diámetro interno del

revestidor (si la diferencia entre los diámetros es muy pequeña, traerá

problemas a la hora del bombeo de la grava y si el espacio en muy

grande, existirá exceso de volumen que la grava no cubrirá)..

• El material de las rejillas. Esto va a depender de: la presión y

temperatura del fondo del hoyo y tipo de fluido de producción ( en

dación de trabaja con presiones de 2500 psi y temperaturas de 190°F)

4.5 Herramientas

Para poder realizar las diferentes operaciones durante el empaque con

grava, se utiliza una herramienta de servicio. Esta herramienta tiene una

longitud aproximada de 50 pies y en ella se encuentra la empacadura

QUANTUN. Dicha herramienta tiene tres posiciones diferentes de acuerdo a

la operación que de esté realizando: Circulación (directa o en reversa),

forzamiento con recirculación y forzamiento. La primera posición se utiliza

para reversar todo el fluido inyectado por la por la tubería. Bien sea entrando

por tubería y saliendo por el revestidor (circulación directa) o entrando por el

revestidor y saliendo por la tubería (circulación en reversa). La segunda

posición se utiliza para circular en directa el fluido mientras se está

realizando el forzamiento. Esta posición se utiliza en formaciones donde el

G R O U P

fluido tiene problemas para entrar en la formación. Y la tercera posición se

utiliza cuando ya la grava se encuentra en la tubería y en el revestidor y se

procede a introducirla a la formación. La forma como se alcanzan estas

posiciones es tensionando la tubería.

Quantum packer (empacadura): empacadura hidráulica ubicada en la parte

superior del ensamblaje. La manera de asentarla es a través de presión y al

momento de meterla en el hoyo, esta va sujeta a la herramienta de servicio.

Tubo liso: cumple con la función de espaciador y conecta los shunt tubos con

los tubos lavadores.

Tubo con rejillas: son tubos de 20 pies ó 6,09 m ó 30 piesó 9.14 m de

longitud (ver figura 24). Por estas rejillas que actúan como filtro pasara el

petróleo y no permitirá que pase la arena (la cantidad de rejillas es

directamente proporcional a la cantidad de pies perforados). Estas rejillas

Figura 24 Rejillas de 0.012"

tienen una abertura de 0.012” entre ellas.

Crossover: herramienta que se utiliza para unir tubería de diferente rosca o

diámetros.

Empacadura MZ: esta herramienta es la que se coloca entre las zonas

perforadas (aislador hidráulico) y se asienta para evitar la movilidad del

ensamblaje.

31

G R O U P

32

Snap Latch locator: herramienta que va al final del ensamblaje y su función

es encajar dentro de la empacadura de fondo.

Unidad de sello: evita la comunicación de fluidos, arenas, etc entre un lado y

otro.

Pata de mula: su función es hacer que el Snap latch entre en la empacadura

de fondo.

Empacadura de fondo: se coloca en la parte más baja de las zonas que se

desean completar.

Shunt Tubes o tubos divergentes: tubería delgada que se utiliza para

empacar las zonas inferiores.

Tubería de aislamiento: es de menor diámetro, va por dentro de ensamblaje

y su función es dar selectividad a las diferentes zonas completadas a través

de camisas que se abren o cierran.

4.6 Fluidos de empaque

Salmuera: agua filtrada a 20 NTU ( grado de turbicidad ó unidades de

refracción de luz) al 2 % KCL con un peso de 8,3 ppg (libras por galón). El

KCL se utiliza para darle peso a las columnas de agua y para reducir los

daños en la formación.

Gel: esta compuesta por HPG (Guar and hydroxypropylguar) que mezclado

con salmuera se obtiene una gel. La viscosidad dependerá de la

concentración del polímero, se añade llamado cortador o Braker. El cual

actúa a altas temperaturas y su función es romper la cadena de este

polímero y evitar que dañe la formación.

G R O U P

4.7 Propante ó Grava

Econoprop 20/40 ceramic: granos de cerámica con un número que

representa el rango en los diámetros del tamaño de la grava. Con un

diámetro medio aproximado de 0.025 pulgadas. Esta grava es la más usada

en el campo Dación por sus buenos resultados desde su implementación.

GRAVA 20/40 FORMACION

REVESTIDOREspesor 0.453”

CEMENTO

0.012”

REJILLAS

Figura 25 Diagrama detallado del empaque con grava 4.8 Proceso de bombeo

En el proceso del empaque con grava se utilizan diferentes tipos de fluidos

de acuerdo a la operación que se esté realizando. Después de haber armado

todo el ensamblaje y entrar al hoyo hasta estar en profundidad, se bombea

33

G R O U P

ácido a través de la tubería para limpiarla, luego se circula en directo y

reverso hasta sacar todo el ácido del pozo. Después de esta operación se

bombea gel a través de la tubería hacia la formación a una rata máxima de 8

barriles por minuto. Este gel es bombeado al pozo antes de la grava para

que facilite la inyección de esta. Seguidamente se procede a bombear la

grava a través de la tubería a una rata de 8 barriles por minuto hasta

alcanzar la presión de cierre de 3500 psi ó 241.3 bar. Calculados los

volúmenes y la cantidad de grava necesaria para el trabajo. Se utiliza agua al

2 % KCL como fluido para bombear la grava hacia la formación. Una vez

realizado todo este proceso de bombeo, se coloca la herramienta de servicio

en la primera posición y se reversa todo lo que este en la tubería hasta

obtener retornos limpios Figura 26 Unidad de bombeo TVC Figura 27 Tolva mezcladora

34

G R O U P

BombaGrava

Mezclador

Tanque de retorno

Diagrama de Empaque con grava

Pozo GEL

Camión TCV

Figura 28 Diagrama del bombeo del empaque con grava

4.9 Sistema IsoAllPack La configuración típica del ensamblaje IsoAllPack que se usa en el campo

Dación puede ser utilizada para dos y tres zonas. Este ensamblaje permite

completar sencillo selectivo un pozo con control de arena de manera

individual en una sola corrida y con un solo trabajo de bombeo.

Después de asentar la empacadura (ver figura 29)de fondo, perforar el pozo

(dos o tres zonas) y realizar las pruebas de inyección. Se puede entrar en el

hoyo con el sistema IsoAllPack. El tiempo aproximado que toma el armar

dicho sistema es de tres a cuatro horas y de cinco a seis horas llevarlo a la

profundidad deseada. El trabajo de bombeo no toma más de una hora.

35

G R O U P

Antes de asentar la empacadura de fondo una segunda prueba de inyección

es realizada para asegurar la disponibilidad de bombear la grava a la

formación. Un alto resultado en la prueba de inyección puede tener dos

connotaciones:

1- La condición del pozo cambia desde el momento que se saca del hoyo el

ensamblaje TCP, se realiza la primera prueba de inyección, se entra al

hoyo con el tapón de hierro y empacadura R3 y cuando se entra al hoyo

el ensamblaje GP. Durante este periodo los desechos son depositados en

los túneles perforados de la formación, provocando daños que pueden

ser irreversibles.

2- Normalmente la formación no absorbe fluido, lo cual es reflejado en la

primera prueba de inyección para esa arena. Evaluar este resultado antes

de tomar la decisión de inyectar ácido a la el cual abrirá la formación.

Figura 29 Empacadura del sist. IsoAllPack

4.10 Tubería de Producción

36

G R O U P

4.10.1 Diseño

El diseño y cálculo de la tubería de producción son muy importantes para la

vida útil del pozo. En el campo Dación la gran mayoría de los pozos tienen

un revestidor de 7 pulgadas el cual lleva una tubería de 3-1/2 pulgadas Ver

tabla 2). Esta tubería es de grado N-80 (resistencia, ver tabla de datos de

tubería) está sutilmente sobredimensionada para los trabajos que

realizamos, de esta manera nos aseguramos que no tendremos problemas o

accidentes por ruptura o colapso de la tubería como puede ser el caso de la

corrosión por agentes como: H2S, CO2, O2 entre otros.

Datos de tuberías y revestidores Rosca

Peso nominal Espesor Diam Ext Resistencia Esfuerzo Esfuerzo Diam Externo T&C Tubería Diam Inte Tolerancia Upset al a la a la (in) Upset (in) (in) (in) (in) Grado colapso presion Tension

tabla 2 Datos de tubería y revestidor

(mm) (mm) (mm) (mm) (mm)

73,0 5,71 62,0 59,81 93,17

88,9 6,45 76,0 72,82 114,30

177,8 11,51 154,8 151,6 194,5

244,5 8,94 226,6 222,6 269,9

(Lb/ft) (psi) (psi) (psi)

2.78 0.217 2.441 2.347 3.668 N-80 11,160 10,570 144,960

3.5 0.254 2.992 2.867 4.5 N-80 10,530 10,160 202,220

7 0.453 6.094 5.969 7,656 N-80 8,600 9,060 745

9/5/08 0.352 8.921 8.765 10.625 N-80 2,370 820

6.5

9.3

32

36

4.10.2 Cálculo

Para escoger la tubería de trabajo adecuada, se debe realizar los cálculos de

las diferentes cargas a la que está sometida. Se utiliza un programa que

modela las posibles cargas (ver tablas 3 y 4) que la tubería pueda sufrir en

base a la profundidad que se este trabajando, la presión y la temperatura que

exista.

37

G R O U P

Carga Axial: • Peso de la tubería

• Fuerza pistón

• Térmica

• Flexión

• Fricción por fluidos

• Expansión

• Pandeo

Expansión/Colapso • Presión

Triaxial

Esfuerzo a la tensión: ƒ = Esfuerzo (psi) ƒ=F/A (psi) F = Fuerza (Lbs) A = area ( pulgadas cuadradas)

Deformación:

ε5∆L/L ε5Coeficiente de deformación

∆L5 Diferencial de longitud (pies ó pulgadas)

Ley de Hook: ƒ= Eε E = Límite elástico

Peso de la tubería:

• Fwt= WcosΥ W = peso

38

G R O U P

39

Υ= ángulo entre la vertical y la dirección del peso

• Fwt= W/L TVD L = longitud

Fuerza pistón

F = -pA p = presión

A = area= πR2= π(dext – dint)2/4

Efectos Térmicos:

∆Ltemp = C∆TL C = coeficiente de expansión térmica (1/deg F)

6-7x10e-6 acero común.

Expansión: son las cargas que siente la tubería.

Sus efectos son: compresión o expansión

Fricción: son cargas que se generan por la fricción que genera el fluido al

pasar por la tubería o en los pozos altamente desviados, la carga que se genera entre la tubería y el revestidor.

Flexión: se genera por la flexión o el pandeo de la tubería. Cuando esto

ocurre un lado se encuentra en tensión y el otro en compresión.

Cargas triaxiales: toma en cuenta los tres componentes de las cargas a

tensión, y se realiza una suma de vectores. Se debe usar el valor máximo de

las posibles combinaciones. Aunque las cargas axiales, al colapso o a la

expansión no resulten en una falla de la tubería. La tubería aún puede fallar

por cargas triaxiales.

G R O U P

Datos del programa de simulación de las cargas que siente la tubería. Condiciones iniciales:

BAKER OIL TOOLS 9/5/02TUBEMOVE™ © 1993 - BAKER HUGHES INC. 8:58 AM

REL.3.2

CUSTOMER: EduardoLG-39WELL NAME: 6 RUN NUMBER: 1

Packer Depth (ft) Packer/Tubing (Anchor=1, Locator=0)Packer Bore (in) Slack-off (+lb) [Tension (-lb)]

6700 14.000 -10000

CRA Tubing NO High Space-out [Locator ONLY] (in)Number Sections 1 Max Wireline Tool OD (in)

TBG/CSG Tubing O.D. Tubing I.D. Tubing Wt Casing I.D. Depth (ft) Tubing YieldCONFIGURATION (in) (in) (lbs/ft) (in) (MD @ Btm of Sect) Strength (psi)

Bottom Section

02.635

3.500 2.992 9.30 6.096 6700 80000

9

INITIAL CONDITIONSTEMPERATURE Surface Bottomhole SURF. PRES. Tubing Annulus

(deg F)

tabla 3 Simulación de cargas condiciones iniciales

0 160 (psi) 0 0

FLUID WEIGHTS (lbs/gal) Tubing AnnulusBottom Section 8.40 8.40 DEVIATED WELL

KOP (ft)INITIAL LENGTH CHANGE COMRESSION/ BUCKLING TVD (ft)

(in) TENSIONBottom Section -10.18 0.00 INITIAL HELIX ANGLE TOTAL -10.18 Helix Angle

0.0 Deg/100'FORCES and STRESSES FORCE STRESS Maximum Tool Length (lbs) (psi) Unlimited FeetBottom Section Top -65244 25189

Bottom -2934 3861Packer - Tubing -10000

31606252

40

G R O U P

Condiciones finales:

BAKER OIL TOOLS 9/5/02TUBEMOVE™ Customer: Eduardo 8:58 AMFINAL CONDITIONS Well Name: LG-396 CONDITION = RUN NUMBER: 1

TEMPERATURE Surface Bottomhole SURF. PRES. Tubing Annulus(deg F)

tabla 4 Simulación de cargas, condiciones finales

Pressure Test

90 180 (psi) 2500 0

FLUID WEIGHTS (lbs/gal) Tubing AnnulusBottom Section 8.40 8.40

PRESSURES Initial Final Final(psi) Tubing Annulus Tubing Annulus Diff. Pres.

Surface 0 0 2500 0 2500At Packer 2728 2728 5228 2728 2500

LGTH. CHANGE(in) Piston Buckling Ballooning Temperature TOTALBottom Section -14.08 -2.92 -10.73 5.55 -22.19

TOTAL -14.08 -2.92 -10.73 5.55 -22.19

FINAL HELIX ANGLEMOVEMENT IF PERMITED (in) -32.36 Helix Angle

1.1 Deg/100'FORCES and STRESSES FORCE STRESS Maximum Tool Length (lbs) (psi) 36.03 FeetBottom Section Top -70357 25960

Bottom -8047 16168Packer - Tubing -28952

41

G R O U P

42

CAPÍTULO 5 Levantamiento Artificial

El levantamiento artificial es un método que se utiliza para asistir al fluido que

llegue a superficie cuando la presión del yacimiento no es lo suficiente como

para que el fluya de manera natural. Hoy en día se manejan diferentes tipos

de sistemas de levantamiento artificial de acuerdo a las características que

presenta cada pozo.

5.1 Tipos de levantamiento artificial 5.1.1 Levantamiento Artificial por Gas (Gas lift)

Representa el método de levantamiento más usado en el Campo Dación.

Camco es la contratista que suple los mandriles de gas y válvulas.

Generalmente en los pozos de Dación se instalan de 8 a 12 mandriles . Las

líneas de flujo no deben tener mas de 1,2 km de longitud.

El costo de un mandril de gas para una tubería de 3-1/2” es de $ 1.500.

En pozos con baja gravedad API (15° o menos) este método no es eficiente

puesto que se recircula gas, creando un efecto de “bypass” entre el crudo y

el gas

Trabaja muy bien en pozos productores de arena y gas , el mantenimiento

es muy sencillo.

5.1.2 Bomba Electro-sumergible(ESP)

Este sistema trabaja mejor en pozos de alta rata de producción , su

instalación es recomendada en pozos que produzcan por encima de 800

bopd (barriles de petróleo por día) con una baja producción de agua.

G R O U P

43

Es necesario el empaque con grava ya que la presencia de arena afecta el

rendimiento de la bomba. Normalmente una bomba de 200 Hp cuesta

alrededor de 140.000 $ (equipos dentro del hoyo) y unos 60.000 $ (equipos

en superficie).

La corriente eléctrica es suplida por PDVSA en el campo Dación.

Tiene limitaciones de temperatura entre 250 y 325 °F

5.1.3 Bomba Mecánica (Rotoflex)

Este sistema de bombeo esta diseñado para pozos de alta rata de

producción con desplazamiento largo y lentos desplazamientos por minuto.

Rotoflex usa una bomba dentro del hoyo la cual es puesta en funcionamiento

por un motor eléctrico o a gas en superficie a través de un eje.

Es recomendable para bombear crudo pesado, no tiene limitaciones con

temperatura.

Tiene un rendimiento pobre en plataformas marinas.

La bomba rotaflex tiene un costo de $ 175.000:

5.1.4 Jet Pump

Posee la ventaja de trabajar en pozos de alta rata de producción a grandes

profundidades sin tener limitaciones de temperatura. Los equipos que van

dentro del hoyo no son costosos en comparación con los otros sistemas,

además es sumamente fácil de instalar.

En caso de daño o mantenimiento no hace falta sacar la tubería.

El aspecto negativo de este sistema es en superficie. Los equipos son

sumamente delicados, muy costosos y necesitan un buen mantenimiento.

Este sistema es remendados en pozos de baja gravedad API.

G R O U P

44

5.1.5 Bomba de Cavitación Progresiva: (PCP) Este sistema de levantamiento maneja volúmenes medianos. Tiene

limitaciones de temperatura 200° F y profundidad de 6000’ No son

recomendables en el manejo de Gas. si están conectadas a superficie a

través de un eje como los sistemas Rotoflex. Son fácil de instalar y operar,

no tienen problemas con la presencia de arena ni pozos desviados

5.2 Principios básicos del levantamiento artificial por gas 5.2.1 Introducción La mayoría de los pozos de petroleros completados, fluirán naturalmente por

cierto tiempo después que empiezan a producir. Las presiones del reservorio

y las formaciones de gas proveen suficiente energía para hacer llegar el

fluido a superficie. A medida que el pozo esta produciendo esta energía se

consume hasta que no es suficiente para que el pozo fluya natural. Cuando

la energía del reservorio es muy baja para llevar el fluido a superficie, se

hace necesario la utilización de algún sistema de levantamiento artificial para

dar esa energía que hace falta para llevar el fluido a superficie. En los

diferentes sistemas de lavantamientos artificial ya mencionados posemos

observar que cuando el levantamiento artificial por gas (LAG) es utilizado, la

alta presión que el gas aporta la energía suficiente que permita al pozo fluir.

Existen dos tipos de levantamiento artificial por gas (LAG): Levantamiento

por flujo continuo y levantamiento por flujo intermitente. En flujo continuo, el

gas a alta presión es inyectado en la columna de fluido con el propósito de

reducir la densidad del fluido lo suficiente para permitir a la presión del

G R O U P

45

reservorio levantar el fluido hasta superficie. Este tipo de levantamiento es el

mejor que podemos aplicar a pozos con alta rata de fluido. Rata hasta

75.000 barriles por día o más, pueden ser levantados en tuberías de gran

tamaño.

Cuando usamos el levantamiento con gas de manera intermitente.

Inyectamos gas a alta presión a la columna de fluido del pozo y este es

levantado hacia superficie como efecto pistón. Después que el fluido

bombeado llega a superficie, el gas a alta presión deja de ser inyectado a la

tubería , después que esto sucede y la presión dentro de la tubería baja,

fluido de formación vuelve a entrar a la tubería y se repite todo el proceso

nuevamente. Este tipo de levantamiento es usado en pozos de baja rata, es

decir , de 250 barriles de petróleo por día o menos.

5.2.2 Aplicaciones del levantamiento artificial por gas 1- Induce a la producción a los pozos que no fluyen de manera natural.

2- El mantenimiento y operaciones de estos equipos de gas lift son menos

costosos que los sistemas Rotflex, jet pump, Esp, etc

3- Simplifica la completación del pozo. Las válvulas y mandriles no

necesitan conexión mecánica con la superficie para su funcionamiento.

Disminuyendo así tiempo del taladro al momento de alguna reparación,

haciéndolo así mas rentable.

4- Buen comportamiento en pozos que aportan arena.

G R O U P

5.2.3 Válvulas de inyección de presión Estas válvulas están diseñadas de manera que la presión en el revestidor

controle su funcionamiento de estas. La presión de trabajo de estas válvulas

en el campo Dación es de 1300 psi, por debajo de estos valores, las

válvulas están cerradas. Un beneficio que tiene este tipo de operación es

cuando la presión de inyección llega a su valor máximo, una caída de presión

en el revestidor puede ser diseñada para asegurar que las válvulas

superiores estén cerradas. Aumentando la presión en el revestidor las

válvulas se abren nuevamente.

En un pozo, el número de mandriles de gas depende de la profundidad de

este. Al establecer el número exacto de mandriles y conocer el nivel de fluido

del pozo, todos las válvulas por encima del nivel de fluido actuarán como bi-

pass dejando abierta para inyectar gas la válvula que esté alrededor de 1000

pies ó 305 m por debajo del nivel de fluido.

Figura 30 Válvula interna

46

G R O U P

47

5.2.4 Ventajas y Limitaciones del levantamiento Artificial por Gas La flexibilidad de este sistema en términos de rata de producción y

profundidades requeridas para realizar el levantamiento no puede ser

comparada con otros método (Rotflex, jet pump, Esp, etc) de levantamiento

artificial para la mayoría de los pozos en donde la inyección de gas sea

viable. Este sistema es considerado una de las mejores maneras de

levantamiento de fluidos ya que por muy simple que sea en comparación con

los otros sistemas, cumple con su función de llevar el fluido a superficie.

En pozos altamente desviados. LAG es un excelente candidato para levantar

el fluido. Muchas instalaciones de LAG son diseñadas para aumentar la

producción diaria de los pozos.

Las válvulas internas de los mandriles de gas pueden ser reemplazadas sin

tener que parar la producción o sacar la tubería del pozo. Esto facilita las

operaciones de mantenimiento que se tengan que realizar. Inclusive si el

pozo esta produciendo, no hace falta la movilización del taladro para realizar

este trabajo, lo cual representa un ahorro económico y de tiempo. Muchas de

estas válvulas son dispositivos no muy sofisticados. Las partículas de arena

que en ciertos casos aportan el yacimientos al pozo, no pasan por estas

válvulas operativas, el equipo de superficie es relativamente económico,

estos son bastante sencillos y de poco peso, el mantenimiento es mínimo y

ocupan muy poco espacio al momento de su instalación. Los reportes de

mantenimiento, cambio de piezas y costos operativos son mucho menores

en comparación a los de otros métodos.

Una de las limitaciones que este método tiene al momento de operar, es la

falta de gas de formación o la disponibilidad de este proveniente de otras

G R O U P

fuentes. Otras limitaciones son los espacios reducidos en plataformas

marinas al momento de instalar los compresores de gas. Este método no es

recomendado para el levantamiento de crudo pesado o extra pesado; es

decir; crudo con una gravedad °API menor a los 12°. Figura 31 Diagrama de sistema Gas - Lift

48

G R O U P

5.2.5 Funciones del cabezal

1- Es la interface entre el pozo y las líneas de flujo.

2- Mantiene la integridad tanto de la tubería de producción como del

revestidor de producción, intermedio (si hace falta) y el revestidor de

superficie; además provee dos barreras requeridas por la ley de

hidrocarburos de Energía y Minas para todo pozo productor de

hidrocarburos.

3- Facilita la entrada de las herramientas necesarias para hacer intercambio

de zonas, válvula, instalación de equipos , herramientas de registros , etc.

5.2.6 Diagrama de Cabezal

49

Figura 32 Diagrama del cabezal Figura 33 Cabezal

G R O U P

CAPÍTULO 6 Costos 6.1 Tabla de costo estimado Vs costo real

Tabla comparativa de CostosDescripción

Valor estimado Valor real DiferenciaTALADRO CONTRATADO 51,250 51,250 0MUDANZA DE TALADRO 10,000 10,000 0LOCALIZACIÓN Y ACCESO 10,000 10,000 0FLUIDOS DE COMPLETACION 14,000 16,000 2000COMBUSTIBLE Y SUMINISTRO DE AGUACAÑONEO Y REGISTRO 54,700 54,700 0TRANSPORTE PROPIOEMPAQUE CON GRAVA Y SERVICIO TÉCNICO 40,000 48,728.62 8,728.62CEMENTACION 0 0ALQUILER EQPO. DE PESCA Y MISCELÁNEOSSERVICIO DE GUAYA FINA 4,000 4,000 0TRANSPORTE ALQUILADO 800 800 0LABOR PROPI

0

ALABOR CONTRATADA RESTAURACIÓN DE LOC. PARA DISPOCISIÓN DE FLUIDOSSEGURIDAD, SUMINISTROS PARA EL TALADRO Y MISCS.O/MAT. SUMIN. Y MANEJ. BOD.ARBOL DE NAVIDAD 18,000 20,000 2000EQUIPOS DE COMPLETACION 180,000 229,939.93 49,939.62CONTINGENCIAS 15,000 16,000 1000TUBERIA 30,360 32,500 2500CASING, COLGADOR, OTROS MAT. DE SUPERFICIE. 4,500 6,000 2500LÍNEAS DE FLUJO Y EQUIPO

TOTAL 462,610 499,918.55 37308.55tabla 5 Tabla de costos 1- Taladro contratados trabajos de completación tienen una duración

aproximada de 5 días y tiene un valor de 10.250 dólares/día.

2- Mudanza del taladro: una vez terminado el trabajo de completación , el

taladro tiene que mudar a una nueva locación. Todo el traslado de todos

los equipos tiene un valor de 10.000 dólares (fijo según contrato).

50

G R O U P

51

3- Localización y acceso: antes de realizar una completación se debe

acondicionar el área de trabajo. Esto trabajo tiene un costo entre 5.000 y

10.000 dólares. Normalmente es necesario realizar trabajos de

deforestación y movimientos de tierra y la mayoría de estas localizaciones

están en zonas sembradas.

4- Fluidos de completación: son todos los fluidos que se usarán durante la

labor de completación (aprox. 750 bbls a un costo de $ 19 por bbl =

14.000).

5- Cañoneo y registros: servicio que brinda contratista Schlumberger al

momento de perforar el revestidor y registrar el trabajo.

6- Empaque con grava y servicio técnico: este trabajo es realizado por la

operadora de la contratista Dowell Schulmberger la cual se encarga de

armar todo el ensamblaje, bajarlo a profundidad, realizar el trabajo de

empaque con grava y realizar todas las pruebas necesarias (simple $

32.500, doble $ 33.000 y triple $ 40.000).

7- Servicio de guaya fina (slickline): esta operadora se encarga de realizar

operaciones a herramientas sin necesidad de sacarlas del pozo ( precio

varia dependiendo del trabajo, alrededor de $ 4.000).

8- Trasporte alquilado: en el lugar de trabajo siempre se cuenta con servicio

de montacargas y camiones para mover herramientas.

9- Arbol de Navidad: válvulas que es necesaria una vez que la completación

haya finalizado. Su función es conectar el pozo a las líneas de flujo y el

sistema de levantamiento artificial a utilizar si es necesario (costo fijo $

18.000).

10- Equipos de completación: son todas las herramientas que se necesitan

para poder realizar la completación ( mandriles de gas, niples de asiento,

camisas, empacaduras entre otros).

• Empacadura QUANTUM: $ 17.765

G R O U P

52

• Localizador: $ 3.060

• Junta de seguridad: $ 1.377

• Unidad de sello: $ 597

• Tubo liso 3-1/2”: $ 35/pie

• Rejilla de 3-1/2” con tubos divergentes $ 237/pie

• Empacadura MZ: $ 11.927

• Tbo ailasnte de 2-3/8” $ 29,45/pie

11- Contingencias: son todos los imprevistos que se puedan presentar

durante la completación (10 % del costo total de la completación).

12- Tubería: es la cantidad de tubos que se necesitan para la completación.

Generalmente el costo es por pie de tubería y tiene un valor de 4.4

dólares por pie.

13- Revestidor, colgador, otros materiales de superficie (mantenimiento de

las secciones “A” $ 4.000):

Nota: todos estos cálculos están especificados bajo este sistema de unidade.

G R O U P

53

Programa Detallado del Pozo LG-396 Objetivo El objetivo en este trabajo es realizar la completación original del pozo

productor de petróleo LG-396.(L-ABP). Se espera perforar las arenas: T en el

intervalo (6900’- 6925’), S2 (6789’- 6800’) y R4L (6766’- 6780’) con TCP y

200 psi (bajo balance). Achicar cada arena por separado y evaluarla.

Empaque con grava IsoAll Pack sencillo selectivo en cada arena. El método

de levantamiento será LAG.

La completación resultante será Empaque triple, sencillo selectivo.

CONSIDERACIONES HSES

Para el control de pozo:

Un mínimo de dos barreras de protección deben estar instaladas en el pozo.

Las barreras deben estar bien mantenidas durante todo el trabajo.

Si se necesita utilizar un lubricador en una operación de guaya fina, debe de

ser lo suficientemente larga para mantener las herramientas de trabajo por

encima de la BOP.

Cualquier incidente o accidente debe ser reportado de inmediato al personal

de IWT equipo de ingeniería de completaciones en las oficinas de San Tome

y guardarla bajo la política de Dacion HSES.

G R O U P

54

Los equipos de control del pozo deben ser probados con presión y los

resultados archivarlos en la carpeta IADC de reportes.

Chequear que las tuberías s e encuentren en buen estado. Utilizar la

herramienta ECHOMETER para comparar los niveles de fluido y el reporte

que la herramienta aporte mantenerlo en la carpeta del pozo.

HSES: control ambiental

Datos del Pozo

Localización del pozo: L-ABP Nombre del pozo: LG-396

Campo: Dación

Area: San Tomé, Venezuela

Bloque: Leona

Tipo de pozo: Direccional

Coordenadas (UTM): Superficie: N 986.491,63 m E 410.184,13 m

Fondo N 986.796,42 m E 409.709,58 m

TD profundidad total: 7196 ft KB MD & 6660 ft TVD

PBTD: 7103 ft KBMD (FC) RKBE altura de la mesa rotaria: 659,4 ft GLE altura del terreno: 644,4 ft Prospectos e intervalos: T (6900’- 6925’) 2447 (0,38 psi/ft), S2 (6789’-

6800’)

2140 (0,38 psi/ft) y R4L (6766’- 6780’) 2110 (0,38 psi/ft)

Angulo Máximo: 36,57° @ 6317 ft MD

Estación: DED-03

G R O U P

55

Costo estimado: USD 419.940 del AFE (estimado $ 462,610), se necesitan

$ 101.413 suplementarios.

Tiempo Estimado 5 días

Producción estimada 600 barriles de petróleo por día.

Datos de los revestidores Superficie: 9 5/8”, 36lb/ft,J-55 @ 1.735 ft KBMD

Producción: 7”, 23lb/ft, N-80 @ 7.186 ft KBMD, factor volumétrico: .,03936

bbl/ft,

tolerancia ID: 6,241”.

Tubería: N/A

Datos de la tubería de trabajo Tubería 3-1/2”, 9,3lb/ft, N-80, Tubería EUE, factor volumétrico: 0,008706

bbl/ft, ID: 2,992”, tolerancia: 2,867”, presión interna de seguridad 10.160 psi.

Procedimiento del taladro 1- Preparar la localización para mover el taladro.(responsable: Luis Castillo).

Procedimiento de la Completación original Preparación del taladro 1- Movilización del taladro, equipos del taladro. Descargar la presión del pozo

y llenarlo de agua.

2- Realizar una charla de seguridad antes de la movilización. verificar la

carga y la descarga de los equipos.

3- Observar el taladro y desmontar la planchada. Armar la BOP para una

tubería de 3-1/2” y probarla con 300/2500 psi según normativas de dación.

G R O U P

56

4- Armar una mecha de 6-1/8” para un revestidor de 7” y cepillos

lavadores “HEDGEHOG RD”, para una tubería de 3-1/2”, 9,3 lb/ft, N-80

hasta 7103’ (cuello flotador). Lavar las paredes del revestidor y circular

hasta retornos limpios utilizando un filtro (10-15 NTU) salmuera al 2% KCL,

tratada con químico W 035 a una concentración de 1 Gal/1000Gal hasta

obtener un retorno de 10-15 NTU´s.

5- Probar revestidor con 2000 psi y sacar del hoyo mecha y cepillos

lavadores.

6- Reportar los resultados de la filtración, chequear visualmente el proceso

en el sitio.

7- Armar equipo de guaya fina, meter en el hoyo herramienta para correr

registros: USIT-CBL-VDL( registros que verifican la perforación, el estado del

cemento y la presencia de agua, petróleo o gas) desde 7103’ (cuello

Flotados) hasta 200 pies por encima del tope de cemento sin presión.

8- Salir del hoyo con la herramienta de guaya-fina y desvestir el equipo.

9- Perforar y evaluar la arena T con cañones de 4-1/2” 12 tiros por pie

10- Salir del hoyo con equipo de TCP después de cañonear la arena T.

G R O U P

57

DESCRIPCION

LONGUITUD

PROFUNDIDAD

MD

Tubería de 3-1/2” EUE, N-80, 9.3 lb/ft 6802’ 0’ – 6802’

Crossover de 3-1/2” x 2-7/8” 01’ 6802’ – 6803’

Empacadura de doble grip7”x 2-7/8” R-3 08’ 6803’ – 6811’

Tubo corto de 2 7/8” EUE, N-80, 6,5 lb/ft 05’ 6811’ – 6816’

2-7/8” RA Sub (Radioactive Sub) 01’ 6816’ – 6817’

CTR (Controlador de tensión) 06’ 6817’ – 6823’

Tubería de 2 7/8” EUE, 6,5 lb/ft (1 junta) 31’ 6823’ – 6854’

2 7/8” DTRV (Disco de bajo balance) 02’ 6854’ – 6856’


4-1/2” x 2-7/8” Mechanical Firing Head 05’ 6887’ – 6892’

4-1/2” espaciador de seguridad 08’ 6892’ – 6900’

Cañones cargas 4-1/2” Hoyo grande 4621 @

12 SPF (TL)

25’ 6900’ – 6925’

4 ½” bull nose 01’ 6925’ – 6926’

tabla 6 Cañoneo de la arena TL

11 Entrar al hoyo con equipo de TCP y posicionar los cañones a 6925’ MD.

Para poder cañonear a bajo balance (200 psi) , con un average de presión

del fondo del hoyo de 2447 psi @ +/- 6900 (tope de la arena), un gradiente

de 0,38 psi/ft, se debe llenar la tubería de 3-1/2” con solo 34 barriles al 2%

KCL (salmuera) y tratada con químico WO 35.

12. El nivel de fluido estará a 1271’.

13. Armar E/Line. Entrar al hoyo y correr registros GR/CCL para

correlacionar los cañones con la profundidad. Revisar los reportes del GR y

ajustar correlación antes de accionar los cañones.

G R O U P

58

14. Asentar la empacadura y probar el anular con 1000 psi. Armar Flow tee,

lubricado, multiple y las líneas de fluido de los tanques.

15. Charla de seguridad con todo el personal que este presente.

16. Dejar caer bola de accionamiento y monitorear la presión de cabezal de

la tubería. Achicar o hacer que fluya el pozo al tanque.

17. Reportar a IWT los resultado obtenidos y continuar achicando hasta tener

nueva información.

18. La operación de achique debe ser efectuada durante el día solamente.

19. Tomar muestras cada hora.

20. Debe estar un representante en la localización de Nalco asignado por

WSS. Todas las muestras deben ser analizadas en OBC (Campo Base de

Operaciones) en un tiempo de 8 horas y mandar reportes al personal de IWT

en San Tomé.

21. Preparar un reporte detallado de la prueba de achique (tiempo, nivel de

fluido, presión, fluido recuperado, fluido recuperado acumulado, presencia de

sedimentos o arena en la producción).

22. Circular en reverso con salmuera al 2% KCL tratada con químico W 35

hasta retornos limpios. Desasentar la empacadura y salir del hoyo con el

equipo de TCP.

G R O U P

59

23. Entrar en el hoyo con tubería de 3-1/2” y la herramienta notch collar

para limpiar arena en la tubería desde el tope de donde se encuentre hasta

el cuello flotador.

24. Perforar y evaluar la arena S2

25. Entrar en el hoyo con tubería de 3-1/2” y con tapón de hierro y asentarlo

a 6850’, para aislar la arena T. probar tapón con 500 psi y sacar tubería del

hoyo.

26.Armar equipo TCP para cañonear la arena S2 bajo las siguientes

especificaciones:

G R O U P

60

DESCRIPCION

LONGUITUD

PROFUNDIDAD

MD


Crossover de 3-1/2” x 2-7/8” 01’ 6691’ – 6692’










4-1/2” Hoyo grande 4621 @ 12 SPF (S2) 11’ 6789’ – 6800’

4 ½” bull nose 01’ 6800’ – 6801’

tabla 7 Cañoneo de la arena S2

27. Entrar al hoyo con equipo de TCP y posicionar los cañones a 6800’ MD.

Para poder cañonear a bajo balance (500 psi), con un average de presión del

fondo del hoyo de 2140 psi @ +/- 6331’ (tope de la arena S2), un gradiente

de 0,38 psi/ft, se debe llenar la tubería de 3-1/2” con solo 33.32 barriles al 2%

KCL (salmuera) y tratada con químico WO 35.


G R O U P

61



ajustar correlación antes de accionar los cañones.


lubricado, manifol y las líneas de fluido de los tanques.




33. Reportar a IWT los resultado obtenidos y continuar achicando hasta tener

nueva información.






en San Tomé.




G R O U P

62



equipo de TCP.

39. Entrar en el hoyo con tubería de 3-1/2” y la herramienta notch collar.

Reportar a IWT. Limpiar arena en la tubería desde el tope de donde se

encuentre hasta 6850’ (tope del tapón de hierro).

40. Perforar y Evaluar R4L

41. Entrar en el hoyo con tubería de 3-1/2” y con tapón de hierro y asentarlo

a 6785’, para aislar la arena S2. probar tapón con 500 psi y sacar tubería del

hoyo.

42. Armar equipo TCP para cañonear la arena R4L bajo las siguientes

especificaciones:

G R O U P

63

DESCRIPCION

LONGUITUD

PROFUNDIDAD

MD


Crossover de 3-1/2” x 2-7/8” 01’ 6668’ – 6669’










4-1/2” Hoyo grande 4621 @ 12 SPF (R4L) 14’ 6766’ – 6780’

4 ½” bull nose 01’ 6780’ – 6781’

tabla 8 Cañoneo de la arena R4L

43. Entrar al hoyo con equipo de TCP y posesionar los cañones a 6780’ MD.

Para poder cañonear a bajo balance (500 psi), con un average de presión del

fondo del hoyo de 2110 psi @ +/- 6766’ (tope de la arena), un gradiente de

0,38 psi/ft, se debe llenar la tubería de 3-1/2” con solo 42 barriles al 2% KCL

(salmuera) y tratada con químico WO 35.


G R O U P

64



ajustar correlación antes de accio9nar los cañones.


lubricado, manifol y las líneas de fluido de los tanques.




49.Reportar a IWT los resultado obtenidos y continuar achicando hasta tener

nueva información.






en San Tomé.




G R O U P

65



equipo de TCP.

55. Entrar en el hoyo con tubería de 3-1/2” y herramienta de para pescar el

tapón de hierro. Reportar a IWT en donde se toca fondo y limpiar hasta tope

del tapón 6785’. Pescar tapón de hierro, sacar tubería del hoyo.

Empaque con Grava:

57. Armar y meter en el hoyo cepillos lavadores con una tubería de 3-1/2”,

pasando por las zonas perforadas y salir del hoyo.

Profundidad ft

Distancia ft

ID In

OD in

Empacadura de fondo

6939.00 3.48 4.000 5.875 7” M-18 Empacadura de fondo

6942.48 tabla 9 Información de la empacadura de fondo

58. Asentar la empacadura de fondo a 6.939’.

59. Armar y meter en el hoyo equipo de empaque con grava IsoAllPack.

60. Todo el equipo de empaque con grava de ser calibrado, armado y lavado

antes de meter en hoyo.

61. Todos los tobos deben ser chequeados antes de entrar en el hoyo.

62. Utilizar el torque optimo con la tubería de 3-1/2”.

G R O U P

66

63. Entrar al hoyo con una velocidad de 1-1/2 millas por junta.

64. Evitar realizar movimientos bruscos de la tubería a la hora de asentar y

desasentar las herramientas.

65. Personal de Schlumberger debe estar presente en el taladro mientras se

baja la sarta de completacion.

G R O U P

67

tabla 10 Sarta de completación Profundidad

Ft Longitud

ft Diámetro interno

in

Diámetro externo

in

Descripción del equipo del empaque con grava

6617.87 5.05 4.000 6.060 7" X 4.00" Empacadura QUANTUM (23-26#)

6622.92 16.28 4.000 5.680 Circulating Housing with Closure Sleeve

6639.20 2.37 3.000 5.370 Safety Shear Sub

6641.57 60.00 2.992 3.500 3 1/2" NU Tubo Liso

6701.57 60.00 2.992 4.000 3 1/2" 10 rd AllPAC Blank w/ 2 tubos divergentes(62 deg.)

6761.57 20.00 2.992 4.500 3 1/2" 10 rd AllPAC Screens w/ 2 tubos divergentes 62 deg.(tubos divergentes w/o nozzles)

6781.57 5.56 2.750 6.310 Empacadura ISO-ALLPAC 7"x2.75" 62 deg.

6787.13 1.63 2.990 4.000 ISO-ALLPAC Safety Shear Joint 62 deg. (bottom nozzle open)

6788.76 20.00 2.992 6.000 3 1/2" 10 rd AllPAC Screens w/ 2 Shunt tubes (62 deg.) w/nozzles one side open

6808.76 5.56 2.750 6.310 ISO-ALLPAC Packer 7"x2.75" 62 deg.

6814.32 1.63 2.990 4.000 ISO-ALLPAC Safety Shear Joint 62 deg. (bottom nozzle open)

6815.95 80.00 2.992 4.000 3 1/2" 10 rd AllPAC Blank w/ 2 Shunt tubes (62 deg.)

6895.95 40.00 2.992 6.000 3 1/2" 10 rd AllPAC Screens w/ 2 Shunt tubes (62 deg.) w/nozzles one side open

6935.95 3.05 2.750 4.250 2.75" ID Polished Bore

6939.00 0.28 3.031 5.281 Model 18 Snap Latch Locator

6939.28 2.91 3.031 3.968 4" ACME Seal Unit

6942.19 0.34 3.031 3.968 4" ACME Mule Shoe

6942.53

G R O U P

68

66. Entrar al hoyo con la tubería de trabajo a 1000’/hora, antes de llegar a la

empacadura reportar el peso de la tubería cuando se esta bajando y cuando

se esta subiendo. Toco empacadura de fondo a +/- 6.939’ MD y aplicarle

3000 lb para asentarla.

67. Aplicar una fuerza de 10.000 lbs y dejar caer la bola +/- 1000’ cada 5

minutos. Mientras se preparan las líneas de alta presión y probarlas para

300/5000 psi.

68. Reversar 2 o 3 barriles, esto limpiara el pozo.

69. Asentar la empacadura QUANTUM a +/- 6.618’ bajo las especificaciones

de Dowell:

70. Aumentar la presión en la tubería hasta 1600 psi para asentar la

empacadura, aguantar por 5 minutos para asegurar un buen trabajo.

71. Descargar la presión de la tubería. Probar el anular con 1000 psi por 10

min. esto es para asegurarse que la empacadura asentó correctamente.

Descargar la presión del anular, abriendo la BOP.

72. Realizar una última prueba jalando la tubería hasta 15000 lbs por encima

dle peso de la sarta.

73. Limpiar la tubería con 10 barriles al 15 % HCL. Circular por tubería con 3-

5 barriles a 3 BPM. Después circular en reverso hasta retornos limpios.

Reversar a 8 BPM por lo menos el volumen que ocupa una junta.

G R O U P

69

74. Chequeo del sistema:

75. Establecer presión de fricción a 2,4,6,8 BPM en posición inversa, usando

salmuera al 2 % KCL.

76. Armar herramienta de servicio para conectar y empezar a circular bajo

las condiciones ya mencionadas.

77. Cambiar la empacadura QUANTUM al modo de squeeze.

78. Hacer prueba de inyectividad a: 2,4,6,8 BPM o al máximo posible hasta

alcanzar MASP, usando salmuera.

79. No sobrepasar el MASP de 1480 psi (usando salmuera al 2 % KCL).

80. MASP= Maximum allowable surface pressure. Presión máxima permitida

en superficie (por debajo de la presión de fractura)

81. Aplicar un peso de 20.000 lbs a la empacadura. Esta debe de estar en la

posición de forzamiento, cerrar BOP y probar el anular con 1000 psi.

82. Si la pruebas de inyectividad son menores que 4 BPM a MASP, hay que

tratar e realizar la prueba a 8 BPM, colocar la empacadura en posición C1

para mantener la presión en 200 psi y trabajar bajo balance.

83. CALCULOS del empaque con grava

G R O U P

70

ZONA BAJA

Rejillas del anular 40-ft x 0.1338 ft3/ft = 5.35 ft3

Blank Annulus 80-ft x 0.1543 ft3/ft = 12.34 ft3

Perforación 25-ft x 0.5000 ft3/ft = 12.5 ft3

= 30.19 ft3

ZONA MEDIA

Rejillas del anular 20-ft x 0.1338 ft3/ft = 2.68 ft3


Perforación = 8.18 ft3

ZONA ALTA

Rejilla del anular 20-ft x 0.1338 ft3/ft = 2.68 ft3


Perforación 14-ft x 0.7500 ft3/ft = 10.5 ft3

31.7 ft3

Cantidad de grava (Total) = 70.07 ft3

Cantidad de Grava w/30% Exceso en perforación (Total) = 78.62 ft3

Calculo de # de sacos= [78.62 ft3 x 105 Lb/ ft3]/100 Lb/sks= 82.55 sks

84. Tratamiento de la Lechada

85. Con la herramienta de servicio en la posición de forzamiento, una presión

de 1000 psi en el anular y 20.000 lbs de peso. Bombear la grava bajo las

siguientes condiciones:

G R O U P

71

86. Bombear a 8 BPM;

110 barriles Pre-Pad (70 ppt HEC)

32 barriles de lechada que contiene 7.862 lb de 20/40 arena con una

concentración de 8ppa ( libras de propante añadidas)

10 barriles de Post-Pad (70 ppt HEC)

87. Desplazar con salmuera filtrada de completación a 8 BPM.

Nota: Desplazar la lechada o la grava. Depositarla justo debajo de la

herramienta de servicio, empaquetarla y luego a través de los Shunt Tubes,

desplazar la grava a la zona baja de la formación y realizar el

empaquetamiento.

88. Continuar desplazando con salmuera de completación (10-15 NTU) a 4

bpm hasta que se empaquete todo +/- 3500 psi.

Desplazar volumen Post-Pad + salmuera = 57 barriles.

Nota: si no se completa e empaquetamiento después de haber desplazado

dos barriles de mas. Circular en reverso hasta retornos limpios y consultar

con el personal de IWRT en San Tomé para bombear grava adicional hasta

que se logre el empaquetamiento.

89. Mezclar suficiente lechada (70 ppt HEC) y combinarla con 500 psi de

presión a través de los equipos de Dowell.

90. Mezclar 20 barriles extra de 70 ppt HEC en caso que el

empaquetamiento no se haya completado y se necesite un poco más de gel.

Si no se usan estos 20 barriles, el sobrante se depositará en el tanque de

desechos.

G R O U P

91. Reversar toda la grava sobrante. Si la presión de empaque fue

alcanzada. No inyectar más grava, salir del hoyo con la tubería, consultar al

personal de IWT en San Tomé.

92. El empaque con grava se realizó a 0,5 BPM y a 1500 psi.

93. Sarta de Completación: Figura 34 Sarta de completación

72

csg 9-5/8", 36 lb/pie, J55 @ cmtd hasta

3-1/2" Tubería EUE , N-80, 9.3 lbs/pie

Diseño de Mandriles de gas según Camco

Niple de asiento XN 2.75" @ 6670´

Empacadura Quantum @ 6700´ Manga Deslizante RIVOSL-2, 1.625" @ 6756´

ARENA R4L (6766´- 6780´)

Niple de Asiento 1.818" X @ 6783´ Empacadura IsoAllPack @ 6785

Manga Deslizante RIVOSL-2, 1.818" @ 6790´

ARENA S2 (6789´- 6800´) Niple de Asiento 1.818" X @ 6803´ Empacadura IsoAllPack @ 6805´

ARENA TL (6900´- 6925´)

Empacadura de Fondo @ 6930´

CF @ 7103´ 7", 23 lb/p, N-80 @ 7186´

MPD

G R O U P

73

Profundidad Ft

Longitud ft

DI in

DE in

Descripción del ensamblaje de producción

0.00 2400.00 2.992 3.5 Tubería de producción, 3 1/2" 9.3# N80 8rd EUE

2400.00 11.00 4.14 5.39 Mandril de Gas 3-1/2” EUE with BK Valve


3600.00 11.00 4.14 5.39 Mandril de Gas 3-1/2” EUE with BK03 Orifice ¼”


4140.00 11.00 4.14 5.39 Mandril de Gas 3-1/2” EUE with Dummy









6471.00 115.77 2.990 4.500 Tubería de producción 3 1/2" 9.3# N80 8rd EUE

6586.77 1.10 2.635 4.500 NIPLE DE ASIENTO XN X 3 1/2"

6587.87 30.00 2.990 3.500 Tubería de producción 3 1/2" 9.3# N80 8rd EUE (1 joint)

6617.87 0.28 3.000 5.281 7"x4" Snap Latch Locator

6618.15 14.39 3.000 3.960 4" Single Seal Units

6632.54 0.59 1.930 3.930 X-Over 3.625 Stub Acme Box x 2 3/8" HYD 511 Pin

6633.13 129.00 1.950 2.375 2 3/8" Tubería aislada HYD 511(FJ)

6762.13 3.73 1.875 2.680 2 3/8" RIVSL Manga deslizante (HYD 511 threads) (Run in Closed Position)


6778.86 0.93 1.875 2.680 1.875" X Niple de asiento (HYD 511 threads)

6779.79 0.79 1.930 2.680 X-Over, HYD 511(FJ) Box X 2.625 Stub Acme Pin

G R O U P

74

Profundidad Ft

Longitud ft

DI in

DE in

Descripción del ensamblaje de producción

6780.58 6.40 1.930 2.750 Seal Assembly for ISO-ALLPAC Packer (5 seals)

6786.98 0.51 1.930 2.650 X-Over, HYD 511(FJ) Pin X Stub Acme Box


6788.99 3.73 1.875 2.680 2 3/8" RIVSL Manga deslizante (HYD511 threads)(Run in Closed Position)


6805.72 1.00 1.875 2.680 1.875" X Niple de asiento (HYD 511 threads)(No Plug Installed)



6813.60 1.00 1.930 2.650 X-Over, HYD 511(FJ) Pin X Stub Acme Box


6896.60 3.73 1.875 2.680 2 3/8" RIVSL Manga deslizante (HYD511 threads)(Run in Open Position)


6932.33 1.00 1.791 2.680 1.875" XN Niple de asiento (HYD 511 threads)(No Plug Installed)



6940.21 0.60 1.930 2.700 Indexing Guide Shoe

6940.81

tabla 11 Sarta de completación

94. Calibrar tubería según regulaciones de API y usar el mínimo de

adaptaciones y puntas posibles.

95. Entrar en el hoyo con slick line una corrida dummy con 1-11/16” con

barras sinker hasta 6940’. Probar tubería con 1500 psi y anular con 1000 psi

G R O U P

75

por 10 minutos. Mangas deslizantes serán abiertas después de los

resaltados del achique.

96. Instalar BVP (válvula de presión) y desvestir BOP. Instalar árbol de

Navidad y probarlo con 300/3000 psi y archivar los resultados.

97. Mudar taladro y sanear localización.

Nota: este programa es realizado por los ingenieros de campo y todos los cálculos se hacen bajo estás unidades

G R O U P

76

Conclusiones

1- La tubería de trabajo utilizada en este proceso de completación (3-1/2”

grado N-80) está sutilmente sobredimensionada para las operaciones en

el campo Dación. Esto implica un mayor costo de capital inicial pero por

otra parte nos asegura que no habrá problemas (ruptura por presión o por

tensión). Es necesario recalcar que estos trabajos son realizados para

tener una producción de 10 a 15 años en donde la corrosión entre otros

agentes esta presente.

G R O U P

77

Recomendaciones

1- Hacer un estudio detallado de los diferentes procesos de corrosión que se

desarrollada en el campo Dación. Monitorear los espesores de las

tuberías que se encuentran en los trabajos de reacondicionamiento y

servicio y recopilar información suficiente para calcular una rata de

corrosión de la tubería según los diferentes yacimientos.

2- Optimizar el sistema de filtración mediante el uso de filtros cartucho de 50

y 75 micrones. Reducir los NTU requeridos a 20 NTU.

G R O U P

78

BIBLIOGRAFÍA

1- Economides, Watters, Dunn-Norman (1998). Petroleum Well

Contruction: Wiley

2- Ron Baker (1996). A Primer of Oilwell Drilling: Petex

3- Dowell Schlumberger (1995). Manual de operaciones de campo

4- Baker Oil Tools, (1998). Manual de productos y servicios.

5- Reportes diarios de operación de los taladros BRC y Pride 204

6- Procedimientos de completación de pozos en Dación. (Documento

Interno).

7- Elsevier (1989). Hydraulic proppant fracturing and gravel packing.

8- Avallone, E y Baumeister, T. (1997) Marks Manual del ingeniero

Mecánico (9ª ed). México: Mc Graw Hill

G R O U P

79

GLOSARIO

RIH: Entrar al hoyo

POOH: Salir del hoyo

bbls: barriles

N/D: Desarmar

N/U: Armar

WSS: Supervisor del taladro

Swabbing: achicar

Squeezes: forzar (cemento, graba)

Ppg: Libras por galón

BHA: Ensamblaje de fondo

IWT: Personal del campo

BPM: barriles por minuto

HSES: Seguridad y ambiente

BOP: Preventor de alguna fuga o explosión

RKBE: Rotary kelly bushing elevator (mesa rotaria)

GLE: Elevación a nivel de tierra

MD: profundidad medida

CAP: Contacto Agua Petróleo

BNP/D: barriles netos de petróleo por día

LWD: Registrando mientras taladran

MWD: medida mientras taladran

STOOIP (POES): petróleo original en sitio

FC% factor de recobro

PI: índice de productividad

ESP: bomba electrosumergible

G R O U P

80

Qo: Tasa de petróleo

PWF: presión de fondo fluyente

K: permeabilidad

Bo: expansión

MEH: Meter en hoyo

KOP: Kickoff point ( lugar donde la tubería cambia de ángulo)

EUE: Tubo con extremos exteriores de mayor de mayor espesor (tipo

de rosca).

DERECHO DE AUTOR - repositorios.unimet.edu.verepositorios.unimet.edu.ve/docs/30/TJ146R62B5.pdf ·...

Documents

Transcript of DERECHO DE AUTOR - repositorios.unimet.edu.verepositorios.unimet.edu.ve/docs/30/TJ146R62B5.pdf ·...