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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
“DISEÑO DE COMPLETACIÓN DUAL PARALELA EN EL
CAMPO DUMBIQUE PARA INYECTAR Y PRODUCIR
PETRÓLEO CON DOS ARENISCAS, UNA DE
PRODUCCIÓN Y OTRA DE INYECCIÓN, EN POZOS
VERTICALES Y DESVIADOS, EN LOS CAMPOS DE
PETROAMAZONAS”
TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN
PETRÓLEOS
AUTOR:
ROBERTO CARLO CASTRO ERAZO
DIRECTOR DE TESIS:
ING. ROGER PEÑAHERRERA
Quito, Enero de 2013
DECLARACIÓN
Yo ROBERTO CARLO CASTRO ERAZO, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para
ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
_________________________
ROBERTO CARLO CASTRO ERAZO
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “DISEÑO DE
COMPLETACIÓN DUAL PARALELA EN EL CAMPO DUMBIQUE PARA
INYECTAR Y PRODUCIR PETRÓLEO CON DOS ARENISCAS, UNA DE
PRODUCCIÓN Y OTRA DE INYECCIÓN, EN POZOS VERTICALES Y
DESVIADOS, EN LOS CAMPOS DE PETROAMAZONAS”, que, para
aspirar al título de Ingeniera en Petróleos fue desarrollado por ROBERTO
CASTRO, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la
Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de
Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
___________________
ING. ROGER PEÑAHERRERA
DIRECTOR DEL TRABAJO
Ing. MSc.
Jorge Viteri M.
DECANO FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
Presente.-
CARTA DEL DIRECTOR De mi consideración:
Por medio del presente, me permito informarle que se ha concluido con la
correspondiente elaboración de la tesis de grado sobre, “Diseño de
completación dual paralela en el campo Dumbique para inyectar y
producir petróleo con dos areniscas, una de producción y otra de
inyección, en pozos verticales y desviados, en los campos de
Petroamazonas”, a cargo del señor Roberto Castro Erazo y bajo la
dirección del suscrito, previo a la obtención del título de INGENIERO EN
PETRÓLEOS, certifico que el trabajo realizado es de su autoría y por
tanto solicito se digne ordenar su calificación y el trámite pertinente para
su graduación.
Atentamente,
Ing. Roger Peñaherrera
DIRECTOR DE TESIS
DEDICATORIA
A las personas que cada día han sido la inspiración para seguir adelante en
mi carrera profesional, mi esposa y mis hijos que alimentan mi vida y son el
motivo para continuar aportando con mis conocimientos.
A mi Padre y Madre por inculcar en mí los valores, tales como honradez,
lealtad y tenacidad, que han sido los pilares para seguir siendo un hombre
de bien y progreso.
A todo ellos muchas gracias, por haber confiado en mí.
AGRADECIMIENTO
Al finalizar el presente proyecto, no puedo pasar por alto quienes hicieron
posible la elaboración y culminación del mismo.
A Dios por brindarme la vida, la salud y las fuerzas para estudiar, haciendo
posible que termine mi carrera profesional.
A mi esposa e hijos que son el soporte emocional y me apoyan en todos los
proyectos emprendidos.
A mis Padres y hermanos por ser los ejes y las guías que siempre estuvieron
apoyándome durante mis estudios.
A mi Abuelita Rosarito que fue un ejemplo de espiritualidad y amor hacia su
nieto.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, a su Rector y a todos sus
profesores que con su don de enseñanza, formaron un profesional que
aportará al desarrollo del país.
Al Ing. Peñaherrera director de este proyecto, que más que un profesor fue
un amigo que compartió su tiempo y experiencias, estimuló la elaboración de
este proyecto.
Mil Gracias
Roberto Carlo Castro Erazo
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN ix
ABSTRACT x
1.-INTRODUCCIÓN 1
1.1. OBJETIVO GENERAL 1
1.2.-OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2
1.3.-JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO 2
1.4.-METODOLOGÍA 3
1.4.1 Diseño de investigación 3
1.4.2 Métodos de investigación 3
1.4.3 Método Deductivo. 3
1.4.4 Método de Muestreo. 4
2.- MARCO TEÓRICO 5
2.1.- Parámetros Petrofísicos Dumbique -1 6
2.1.1 Reservorio M-1 6
2.1.2 Reservorio M-2 7
2.1.3 Reservorio UU 7
2.1.4 Reservorio LU 8
2.1.5 Reservorio T 8
2.1.6 Mapa de Isoíndices de hidrocarburos 9
2.2.- AISLAMIENTO DE ZONAS DE INTERÉS. 18
2.2.1 EMPACADURA DE AISLAMIENTO 18
2.2.2 TIPOS DE EMPACADURAS. 21
2.3.- BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 24
2.4.- TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN 27
2.5.- CONSTRUCCIÓN DE POZOS. 27
2.6.- PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO 30
ii
2.7.- RE-INYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN. 31
2.8.- COMPLETACIONES DE POZOS. 31
2.9.-CABEZAL DUAL PARALELO. 33
2.9.1.- DESCRIPCIÓN. 33
2.9.2 - CARACTERÍSTICAS GENERALES. 34
2.10.- COMPLETACIÓN DUAL MIXTA PARA INYECCIÓN-
PRODUCCIÓN 35
2.10.1 OBJETIVOS 36
2.10.2 PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN ENSAMBLAJE
ELECTROSUMERGIBLE 36
2.10.3 DISEÑO DE EQUIPO ELECTROSUMERGIBLE 38
2.10.3.1 INFORMACIÓN DE LA ARENA U SUPERIOR 39
2.10.3.2 INFORMACIÓN DE POZO DUMBIQUE 01 40
2.10.3.3 CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE EQUIPO BES ARENA
U SUPERIOR 41
2.10.4 ANÁLISIS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN DE LA ARENA U
SUPERIOR 43
2.11 TÉCNICA DE OPERACIÓN PARA COMPLETACIÓN DUAL
PARALELA 55
2.11.1 OBJETIVO 55
2.11.2 SEGURIDAD 56
2.11.3.- EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL 57
2.11.4 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE ENSAMBLAJE 58
2.11.5 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN DE ENSAMBLE 58
2.11.6 SECCIÓN INTERMEDIA 60
2.11.7 SECCIONES DE FLUJO 61
2.11.8 ENSAMBLAJE DE AISLAMIENTO 61
2.11.9 PROCEDIMIENTOS DE INSTALACIÓN. 62
2.11.9.1 Procedimiento General. 62
2.11.10 EQUIPO ESPECIAL DE MANIPULEO. 63
2.11.10.1 Empaquetadura permanente y equipo b.e.s 66
iii
2.11.11 VALORES DE TORQUE PARA TUBERÍA 67
2.11.12 DIAGRAMA GENERAL PARA COMPLETACIÓN DUAL 68
2.11.12 CORRIDA DE COMPLETACIÓN DUAL Y ARMADO DEL
EQUIPO BES / PUMP SUPPORT y BY-PASS TUBING 69
2.11.13 CORRIDA DE TUBERÍAS PARALELAS 2 7/8” EUE 73
2.11.14 ESPACIAMIENTO DE SARTAS Y ARMADO DE CABEZAL
DUAL PARALELO 75
2.12 PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN DE PENETRADORES 77
2.12.1 PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN 77
2.12.2 ACOPLE CON EMPAQUETADURA 78
3. OPERACIÓN DEL EQUIPO DE MANEJO 79
3.1 DESCRIPCIÓN DE HERRAMIENTAS 80
3.2.- ASPECTOS OPERACIONALES CLAVES 80
3.3 PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO 81
3.4 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN 81
3.4.1 ARMADO -RIG UP- 81
3.4.2 OPERACIÓN 82
3.4.3 DESARMADO - RIG DOWN 83
3.5 SEGURIDAD INDUSTRIAL EN EL MANEJO DE TUBERÍA DUAL 85
4. CRITERIO TÉCNICO ECONÓMICO 87
4.1 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL ESTUDIO 87
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 90
5.1 CONCLUSIONES 90
5.2 RECOMENDACIONES 91
BIBLIOGRAFÍA 93
ANEXOS 93
iv
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 1: RESERVORIO MI .................................................................................. 11
FIGURA 2: RESERVORIO U SUPERIOR .................................................................... 13
FIGURA 3: RESERVORIO U INFERIOR ..................................................................... 15
FIGURA 4: RESERVORIO T ................................................................................... 17
FIGURA 5: ANCLAS HIDRÁULICAS .......................................................................... 21
FIGURA 6: POZO PROGRAMADO ............................................................................ 29
FIGURA 7: CABEZAL DUAL PARALELO .................................................................... 33
FIGURA 8: CABEZAL DUAL PARALELO .................................................................... 35
FIGURA 9: INFORMACIÓN DE LA ARENA U SUPERIOR ............................................... 39
FIGURA 10: INFORMACIÓN DE POZO DUMBIQUE 01 ................................................. 40
FIGURA 11: CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE EQUIPO BES ARENA U SUPERIOR ....... 42
FIGURA 12: COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN DURANTE EL PERIODO DE FLUJO Y EL
BUILD UP .................................................................................................. 46
FIGURA 13: AJUSTE DE LA DERIVADA .................................................................... 47
FIGURA 14: CURVA SEMI-LOGARÍTMICA ................................................................. 48
FIGURA 15: CURVA DE PRESIÓN VS. CAUDAL ........................................................ 50
FIGURA 16: IDENTIFICACIÓN DE FLUIDO Y CRUDO APLICANDO EL MÉTODO
COMPUESTO ............................................................................................. 53
FIGURA 17: FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA (SN2600 – 59STG/100HP 1205V ...... 54
FIGURA 18: EMPAQUETADURA DE SELLO. .............................................................. 62
v
FIGURA 19: DIAGRAMA GENERAL PARA COMPLETACIÓN DUAL ................................. 68
FIGURA 20: DIAGRAMA DE ORIENTACIÓN DE CLAMPS ............................................. 71
FIGURA 21: OPERACIÓN DEL EQUIPO DE MANEJO ................................................... 79
FIGURA 22: ELEVADOR DE TUBERÍA DUAL ............................................................. 84
FIGURA 23: ELEVADOR DUAL ............................................................................... 85
vi
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 1: ISOÍNDICES ............................................................................................ 9
TABLA 2: PARÁMETROS PETROFÍSICOS ................................................................ 10
TABLA 3: TIPO DE ELEMENTOS SELLANTES ........................................................... 19
TABLA 4: PRUEBAS DE PRODUCCIÓN .................................................................... 45
TABLA 5: RESULTADOS DEL AJUSTE DE CURVA DERIVADA Y SEMILOGARÍTMICA ............. 49
TABLA 6: ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD .................................................................... 51
TABLA 7: PROPIEDADES DEL FLUIDO EXISTENTES AL AÑO 2012 .............................. 52
TABLA 8: DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE ENSAMBLAJE ............................................ 58
TABLA 9: EQUIPO ESPECIAL DE MANEJO. PARTE 1 ................................................. 63
TABLA 10: EQUIPO ESPECIAL DE MANEJO. PARTE 2 ............................................... 64
TABLA 11: EQUIPO ESPECIAL DE MANEJO. PARTE 3 ............................................... 65
TABLA 12: VALORES DE TORQUE PARA TUBERÍA .................................................... 67
TABLA 13: COSTOS DE PERFORACIÓN DE UN POZO CON UNA COMPLETACIÓN DUAL
PARALELA. ............................................................................................... 88
TABLA 14: COSTOS DE PERFORACIÓN DE UN NUEVO POZO INYECTOR .................... 89
vii
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO 1: RESUMEN DE SIMULACIÓN PARA POZO DUMBIQUE 001. ........................... 94
ANEXO 2: DIAGRAMA DE CABEZAL DE SUPERFICIE ................................................. 95
ANEXO 3: HERRAMIENTAS DE MANEJO DE TUBERÍA. .............................................. 96
ANEXO 4: HERRAMIENTAS DE MANEJO DE TUBERÍA. .............................................. 97
ANEXO 5: FOTOS CABEZAL DE SUPERFICIE ........................................................... 98
viii
NOMENCLATURA
BES Bomba electrosumergible
SLB Schlumberger
CDP Completación dual paralela
BSW Fracción Básica de Sedimento y agua
BOP Preventor de reventones
ART Levantamiento artificial
BHP Presión de fondo
BHA Ensamblaje de fondo
CDC Completación dual paralela.
GOR Relación Gas Petróleo
MD Profundidad medida
TVD Profundidad total vertical
SL Unidad de cable
WL Unidad de cable eléctrico
KOP Profundidad donde empieza la desviación
TOL Tope de liner
TOC Tope de cemento
SW Software
S/N Número serial
TBG Tubería de producción
POH Sacar del fondo del pozo
RIH Corriendo dentro del pozo
BHT Temperatura de fondo
ix
RESUMEN
En la industria petrolera ha sido un avance tecnológico realizar la Instalación
de una Completación Dual, el Sistema Dual produce una arena productora y
puede inyectar agua de formación en otra arena en el mismo pozo usando
una Bomba Eléctrica Sumergible para la producción de petróleo y una
bomba de desplazamiento positivo en superficie para la inyección de fluido.
Debido a la lejanía respecto de otras facilidades de producción y dado que
es un campo que aún no ha sido caracterizado completamente, se requiere
realizar la mínima inversión previo a su desarrollo de ser el caso, por lo que
no es conveniente construir una línea de flujo definitiva para transportar el
fluido producido. Tampoco es práctico construir instalaciones de superficie
puesto que si el campo prueba no tener potencial o rentabilidad a largo
plazo, esta inversión no sería recuperada en su totalidad.
Por lo anteriormente expuesto, se piensa trabajar con instalaciones de
superficie provisionales rentadas, las mismas que luego de separar el crudo
del agua, permitirán enviar el crudo hacia San Roque y posteriormente hacia
Shushufindi por medio del oleoducto proveniente de las facilidades de Edén
Yuturi, y el agua será inyectada en el pozo perforado para el efecto. Una vez
que el campo pruebe su rentabilidad, de ser el caso, se podrán implementar
soluciones definitivas.
Dado que el costo de explotación del campo se vuelve muy alto al tener que
perforar 2 pozos para producir sólo uno de ellos, Petroamazonas ha buscado
nuevas alternativas para manejar el agua producida y a la vez incrementar la
recuperación de la inversión en caso de darse las condiciones de los
reservorios. Por esta razón, aplicando la experiencia previa de
Petroamazonas con las completaciones dobles para producir 2 arenas
simultánea e independientemente, se ha considerado la posibilidad de
colocar una Completación doble que pueda producir de una zona e inyectar
el agua producida por los pozos en la arena inferior siempre y cuando el
pozo pruebe tener potencial de producción.
x
ABSTRACT
In the oil industry has been a technological breakthrough install a dual
completion, the Dual System produces sand and formation water can be
injected into another arena in the same well using an electrical submersible
pump for oil production and a pump positive displacement surface for fluid
injection.
Because the distance over other production facilities and since it is a field
that has not yet been fully characterized, it requires a high investment
perform prior to development of the case, so that it is desirable to construct a
flow line ultimately to transport fluid produced. Nor is it practical to construct
surface facilities as if the field does not have potential test or long-term
profitability, this investment would not be recovered in full.
From the foregoing, it is intended to work with interim surface facilities
leased, the same oil after separating the water, will send the oil to San Roque
and subsequently to Shushufindi via pipeline from Eden Yuturi facilities, and
water will be injected into the well bore to the effect. Once the field proven
performance, if applicable, definitive solutions can be implemented.
Since the cost of operating the field becomes too high to have to drill two
wells to produce only one of them, Petroamazonas has sought new ways to
manage water produced while increasing the return on investment if the
conditions given reservoirs. Therefore, applying Petroamazonas previous
experience with dual completions to produce two arenas simultaneously and
independently, we have considered the possibility of placing a double
Completion of an area can produce and inject the water produced by the
wells in the lower sand long as the well proven having production potential.
1
1.-INTRODUCCIÓN
Las completaciones duales dentro de la industria hidrocarburifera se han
desarrollado algunos tipos de completaciones duales, la completación dual
paralela con el diseño de cabezales paralelos, equipo de fondo y equipo de
superficie puede producir petróleo de una arenisca productora de petróleo e
inyectar fluido a otra arenisca al mismo tiempo.
El presente trabajo va enfocado a determinar que las completaciones duales
paralelas son los diseños actuales más adecuados y económicos para
producir de una zona e inyectar fluido en otra zona al mismo tiempo, de esta
manera poder optimizar la producción de los pozos y de existir algún
problema tomar las decisiones técnicas adecuadas para dar solución al
problema de manera rápida y eficiente de esta manera se salvaguarda la
integridad y la producción de los pozos.
Se ha considerado la posibilidad de colocar una Completación doble que
pueda producir de una zona e inyectar el agua producida por los pozos en la
arena inferior siempre y cuando el pozo pruebe tener potencial de
producción.
Los sistemas duales paralelos han sido instalados en el Ecuador esto
servirá como base para poder realizar las primeras instalaciones de
completaciones duales para producción de petróleo e inyección de agua.
1.1. OBJETIVO GENERAL
La completación dual paralela tiene como objetivo producir de una arenisca
y al mismo tiempo inyectar agua de producción a otra arenisca, usando una
sola instalación menos costosa y reduciendo los tiempos de instalación, con
un solo punto de sello entre las areniscas.
2
1.2.-OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Utilizar un mismo pozo para la inyección y producción en un
campo considerado de difícil acceso
Producción de petróleo de una arena en un campo considerado
marginal y de difícil acceso.
Reducir el costo de materiales de instalación de las
completaciones duales usando menos material en el pozo.
Reducir el tiempo de instalación de las completaciones duales
usando tuberías y una empaquetadura.
1.3.-JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO
El Pozo Dumbique 01, tiene dos arenas la “U” superior y la arena “T”, el
objetivo es que la arena “U” superior para producción de petróleo y la arena
inferior para inyección de agua. PETROAMAZONAS requería completar este
pozo usando una completación Dual, que permitiera producir con bombeo
electrosumergible e inyectar al mismo tiempo.
La completación debía ser muy sencilla de instalar, recuperar y con un costo
razonable.
Basado en la necesidad del PAM EP y las herramientas de completación
disponibles en el mercado, diseño una Sarta Dual paralela muy sencilla,
Con pocos componentes, que permitiera alcanzar el objetivo planteado.
La solución fue ofrecer una Completación Dual Paralela, con un MRP-
PACKER PERMANENTE de 9-5/8” + un Packer de 9-5/8” x 6.00”. Como se
3
aprecia en la figura, esta sarta de completación no tiene muchos
componentes, lo cual la hace muy confiable, sencilla de instalar y recuperar
a futuro.
Los equipos electrosumergibles van instalados a diferentes profundidades y
separados por una empaquetadura que previene el cruce de producciones
de las areniscas.
El cabezal dual paralelo tiene un costo menor al cabezal dual concéntrico y
permite realizar operaciones sin torre como son tratamientos para limpieza
de las bombas, instalación de equipos para medir presiones encima del
equipo electro sumergible y todo tipo de operaciones de bombeo de fluidos.
El sistema brinda un solo sello por lo que es muy fácil y práctico identificar el
problema de mezclas de fluidos, con esto mejora el anterior sistema, ya que
tenía muchos puntos donde podía existir fugas.
1.4.-METODOLOGÍA
1.4.1 DISEÑO DE INVESTIGACIÓN
El presente diseño de investigación será basado en experiencias
anteriores para correlacionar la situación actual y lo que se puede
mejorar según la investigación que se propone en el objetivo general.
1.4.2 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN
El presente documento se realizará basándose en estudios
bibliográficos, investigativos y de campo mediante los siguientes
métodos.
1.4.3 MÉTODO DEDUCTIVO.
Se toma como punto de partida los conocimientos relacionados a métodos
de instalaciones de completaciones duales paralelas con producción de dos
arenas, continuaremos con la aplicación de este método para inyección y
4
producción como una conclusión acerca de las ventajas obtenidas por usar
este sistema en el pozo.
1.4.4 MÉTODO DE MUESTREO.
Para la implementación y comprobación de la factibilidad del uso de los
completaciones duales paralelas, se instalará una completación en una
plataforma de producción en Edén y se realizará un muestreo de diferentes
pozos y diferentes areniscas productoras y se realizó calibraciones con
muestras de agua y crudo, del gas se envió a laboratorio para que mediante
cromatografía obtener si no existe comunicación entre las areniscas.
Adicional en laboratorio se realizó los análisis de agua y crudo que se
detallarán después en la tesis, que se utilizan para PVT. Una vez que el
equipo está instalado y en funcionamiento, se procedió a ingresarlo al
sistema de producción en el cual se pudo comprobar que los datos de
producción por arenisca y las presiones de fondo de pozo son totalmente
independientes, los datos eléctricos tomados en superficie también
concuerdan con lo que muestra las presiones de fondo.
5
2.- MARCO TEÓRICO
La completación doble tiene como propósito inicial inyectar el agua
producida en la formación inferior, para lo cual se colocará una
Completación de Fondo con un Packer permanente que asegurará su
asentamiento efectivo durante todo el tiempo de trabajo, esta completación
tendrá una sección pulida en donde una vez asentado el packer, se
conectará la cola de la sarta de inyección con los sellos.
La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los
pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño
operativo, productivo y desarrollo de un Campo. La eficiencia y la seguridad
del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la
correcta y estratégica disposición de todos los parámetros que lo conforman,
de esta manera podría hablarse de la productividad del pozo en función de la
completación, que incluye un análisis de sus condiciones mecánicas y la
rentabilidad económica que justifique su existencia.
La completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios
que, aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la
obtención de hidrocarburos. La Ingeniería Petrofísica, Ingeniería de
Yacimientos y de las ciencias de producción y construcción de pozos; han
venido realizando, en los últimos años, un trabajo en equipo permitiendo una
interacción de las ramas que conforman el desarrollo de la industria del
petróleo.
La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los
pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño
operativo, productivo y desarrollo de un Campo. La eficiencia y la seguridad
del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la
correcta y estratégica disposición de todos los parámetros que lo conforman,
de esta manera podría hablarse de la productividad del pozo en función de la
completación, que incluye un análisis de sus condiciones Optimiza costos
logrando que un pozo inyector pague su propia inversión.
6
Se tiene en un mismo pozo producción e inyección, con esto el agua
producida por el pozo e inclusive de pozos aledaños puede ser inyectada
simultáneamente permitiendo retardar o evitar la construcción de líneas de
flujo hasta la estación de producción más cercana.
El diseño del sistema es robusto para soportar las condiciones de trabajo.
Este tipo de Completación permitiría inyección de agua no sólo para
disponer de ella como desecho, sino también para sostener y mejorar las
presiones de yacimientos productores repletados.
2.1.- PARÁMETROS PETROFÍSICOS DUMBIQUE -1
2.1.1 RESERVORIO M-1
Esta arenisca cuarzosa se presenta transparente, translúcida, friable, de
grano muy fino a fino y clasificación regular, redondeado, matriz argilácea y
cemento calcáreo, sin porosidad visible, no consolidada.
El ambiente de depósito es de tipo deltaico en la base, tilda a marino somero
en el tope, determinado mediante la descripción de núcleos analizados en el
campo Edén Yuturi (EY F-35, EY D-10, EY A-43), considerado por ser el
más cercano, en el cual se define una secuencia sedimentaria
correspondiente a una barra depositada sobre un antiguo canal el cual fue
rellenado con material costero a marino somero. El desarrollo de arenas
lateralmente probablemente no buena como se puede observar en la
sísmica, debido al tipo de depósitos y la cercanía a la fuente del depósito; se
encuentra saturada de hidrocarburo pesado, el cual fue analizado en la
prueba de producción.
El espesor en el pozo es de 76 pies MD, con un espesor saturado de 13 pies
TVD, porosidad de 27%, permeabilidad de 4.82 darcies, saturación de agua
de 28%. Se determinó un límite inferior de arena (LIA) en 7,809’ MD; - 6,610’
TVDSS.
7
2.1.2 RESERVORIO M-2
Consiste de arenisca gris clara, translúcida, transparente, friable, grano fino
a ocasionalmente granos gruesos de cuarzo, de angular a redondeado,
clasificación regular a mala, matriz arcillosa y cemento calcáreo, sin
porosidad visible, con inclusiones de glauconita.
El espesor en el pozo es de 113 pies. No se tiene un gran desarrollo de
arenas lateralmente, esto afecta a la porosidad y permeabilidad, convirtiendo
al Reservorio en una zona de poco interés comercial.
2.1.3 RESERVORIO “U” SUPERIOR
Son areniscas cuarzosas transparentes, translúcidas, friable a suelta, grano
fino a muy fino, redondeado, clasificación regular, matriz arcillosa, no hay
cemento visible, con inclusiones de glauconita.
La sedimentación se dio en un ambiente tidal, con base a la correlación de
núcleos de los pozos EY F-35 y EY D-10; se puede establecer que en la
base se encuentran areniscas con cemento calcáreo, seguido por la
depositación de una barra tidal y mudflat al tope, lo que nos indica una
secuencia de ambiente transicional a marino somero, por la secuencia de
canales tidales y en el tope sedimentos finos.
El espesor en el pozo es de 53 pies, con un espesor saturado de 37 pies
TVD, porosidad de 19%, permeabilidad de 1.11 darcies y saturación de agua
19%. El contacto agua/petróleo (CAP) fue determinado en 8,402’MD; -
7,201’ TVDSS.
8
2.1.4 RESERVORIO “U” INFERIOR
Arenisca cuarzosa de grano fino a medio, de redondeada a angular, matriz
arcillosa y según el control litológico podría encontrarse al tope cemento
ligeramente calcáreo.
El ambiente de depósito es en la base deltaica (canales fluviales) y
progresivamente a tidal por la presencia de los canales superpuestos tidales
y ocasionalmente barras tidales.
El espesor en el pozo es de 116 pies, con un espesor saturado de 25 pies
TVD, porosidad de 20%, permeabilidad 1.14 darcies y saturación de agua de
14%. El contacto agua/petróleo (CAP) fue determinado en 8,474’MD; -
7273`TVDSS.
2.1.5 RESERVORIO T
Arenisca cuarzosa de grano fino a medio, transparente, translúcida, friable,
de sub-redondeado a sub-angular, matriz arcillosa, cemento silíceo a
ligeramente calcáreo al tope, con trazas de glauconita al tope.
El ambiente de depositación es deltaico a tidal, en las arenas se presenta
estratificación cruzada, planar, oblicua, presencia de ondulitas y estructuras
tipo Fleiser.
El espesor promedio en el pozo es de 192 pies, con un espesor saturado de
19 pies TVD, porosidad 18%, permeabilidad promedio de 0.35 darcies y
saturación de agua 34%. El contacto agua/petróleo (CAP) fue determinado
en 8,746’MD; -7545` TVDSS.
9
2.1.6 MAPA DE ISOÍNDICES DE HIDROCARBUROS
Para cada reservorio se elaboró mapas de isoíndices de hidrocarburos, en
base de mapas estructurales, de espesores netos de pago, de porosidad y
saturación de petróleo (So).
Tabla 1: Isoíndices
Reservorio Espesor Porosidad So
(pies) (%) (%)
M-1 13 27 72
UU 37 19 81
LU 25 20 86
T 19 18 66
Fuente: PETROAMAZONAS
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Marzo del 2012
PARÁMETROS DE CORTE UTILIZADOS
SW = 60%
VCL = 40%
POR = 10%
10
Tabla de Parámetros Petrofísicos
Tabla 2: Parámetros Petrofísicos
Fuente: PETROAMAZONAS
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Marzo del 2012
Pozo
Reservorio
Tope Base Ht K CAP Por Sw
MD/TVD MD/TVD (pies) (md)
MD
(pies) (%) (%)
Dumbique-
1
M-1
7,733 7,809 76 4,820 27 28
7,273 7,349 76
U superior
8,361 8,414 53 1,118 8,402 19 19
7,899 7,952 53
U inferior
8,448 8,564 116 1,196 8,474 20 14
7,986 8,102 116
T
8,665 8,857 192 356 8,746 18 34
8,203 8,395 192
11
RESERVORIO M-1
Figura 1: Reservorio MI
Fuente: PETROAMAZONAS
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Marzo del 2012
12
Descripción de figura # 01
Reservorio M-1
Esta arenisca cuarzosa se presenta transparente, translúcida, friable, de
grano muy fino a fino y clasificación regular, redondeado, matriz argilácea y
cemento calcáreo, sin porosidad visible, no consolidada.
El espesor en el pozo es de 76 pies MD, con un espesor saturado de 13 pies
TVD, porosidad de 27%, permeabilidad de 4.82 darcies, saturación de agua
de 28%. Se determinó un límite inferior de arena (LIA) en 7,809’ MD; - 6,610’
TVDSS
13
RESERVORIO “U” SUPERIOR
Figura 2: Reservorio “U” superior
Fuente: PETROAMAZONAS
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Marzo del 2012
14
Descripción reservorio “U” superior
Son areniscas cuarzosas transparentes, translúcidas, friable a suelta, grano
fino a muy fino, redondeado, clasificación regular, matriz arcillosa, no hay
cemento visible, con inclusiones de glauconita.
El espesor en el pozo es de 53 pies, con un espesor saturado de 37 pies
TVD, porosidad de 19%, permeabilidad de 1.11 darcies y saturación de agua
19%. El contacto agua/petróleo (CAP) fue determinado en 8,402’MD; -
7,201’ TVDSS.
15
RESERVORIO “U” INFERIOR
Figura 3: Reservorio u inferior
Fuente: PETROAMAZONAS
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Marzo del 2012
16
Descripción reservorio “U” inferior
Arenisca cuarzosa de grano fino a medio, de redondeada a angular, matriz
arcillosa y según el control litológico podría encontrarse al tope cemento
ligeramente calcáreo.
El espesor en el pozo es de 116 pies, con un espesor saturado de 25 pies
TVD, porosidad de 20%, permeabilidad 1.14 darcies y saturación de agua de
14%. El contacto agua/petróleo (CAP) fue determinado en 8,474’MD; -
7273`TVDSS.
17
RESERVORIO “T”
Figura 4: Reservorio “T”
Fuente: PETROAMAZONAS
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Marzo del 2012
18
Descripción Reservorio “T” Arenisca cuarzosa de grano fino a medio, transparente, translúcida, friable, de sub-redondeado a sub-angular, matriz arcillosa, cemento silíceo a ligeramente calcáreo al tope, con trazas de glaucomita al tope. El espesor promedio en el pozo es de 192 pies, con un espesor saturado de 19 pies TVD, porosidad 18%, permeabilidad promedio de 0.35 darcies y saturación de agua 34%. El contacto agua/petróleo (CAP) fue determinado en 8,746’MD; -7545` TVDSS.
2.2.- AISLAMIENTO DE ZONAS DE INTERÉS.
2.2.1 EMPACADURA DE AISLAMIENTO
Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la
tubería de producción y el revestimiento de producción, a fin de evitar el
movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio
anular, hacia arriba. Estas empacaduras son utilizadas bajo las siguientes
condiciones:
a. Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo
condiciones de alta producción o presiones de inyección.
b. Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos
corrosivos.
c. Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones
múltiples.
d. En instalaciones de levantamiento artificial por gas.
e. Para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el
empleo de un fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la
tubería eductora y el revestimiento de producción.
Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseñada,
dos cosas deben suceder: primero un cono debe ser empujado hacia las
cuñas a fin de que ellas se peguen a la pared del revestidor y segundo el
19
elemento de empaque (gomas) debe ser comprimido y efectuar un sello
contra la pared del revestidor. Sus componentes básicos son:
a. Elementos sellantes: Estos elementos son normalmente construidos de
un producto de goma de nitrilo y se usan en aplicaciones tales como:
instalaciones térmicas, pozos cretácicos y pozos productores de gas
seco. Se ha comprobado que los sellos de goma de nitrilo son
superiores cuando se utilizan en rangos de temperaturas normales a
medias. Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se
comprime de manera tal que forma un sello contra la pared de la
tubería de revestimiento. Durante esta compresión, el elemento de
goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la
tubería. Esta expansión junto con la maleabilidad del mencionado
elemento ayudan a que estos vuelvan a su forma original al ser
eliminada la compresión sobre la empacadura. Algunas empacaduras
incluyen resortes de acero retráctiles moldeados dentro del elemento
sellante para resistir la expansión y ayudar en la retracción cuando se
desasiente la empacadura. Existen cuatro tipos de elementos sellantes
que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano, duro y
especiales. (I, II, III y IV, respectivamente).
Tabla 3: Tipo de Elementos Sellantes
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Marzo del 2012
20
b. Cuñas: Las cuñas existen en una gran variedad de formas. Es deseable
que posean un área superficial adecuada para mantener la empacadura
en posición, bajo los diferenciales de presión previstos a través de esta.
Las cuñas deben ser reemplazadas si ya se han utilizado una vez en el
pozo.
c. Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo más
simple de asentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en
"J" y pasador de cizallamiento que requiere solamente una ligera
rotación de la tubería de producción al nivel de la empacadura para el
asentamiento y puede, generalmente, ser desasentada por un simple
levantamiento sobre la empacadura. Este procedimiento es aplicable a
las empacaduras recuperables.
d. Dispositivos de fricción: Los elementos de fricción son una parte
esencial de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en
algunos casos para recuperarlas. Pueden ser flejes, en resortes o
bloque de fricción, y si están diseñados apropiadamente, cada uno de
estos proporciona la fuerza necesaria para asentar la empacadura.
e. Anclas hidráulicas: Las anclas hidráulicas o sostenedores hidráulicos
proporcionan un método confiable para prevenir el movimiento que
tiende a producirse al presentarse una fuerza en la dirección opuesta
de las cuñas principales. Por ejemplo, una empacadura de cuñas
simples que se asiente con peso puede moverse hacia arriba en el
hoyo, cuando se lleva a cabo una acidificación o fractura, sin embargo,
este movimiento se puede evitar mediante el uso de sostenedores
hidráulicos o de una ancla hidráulica.
21
Figura 5: Anclas hidráulicas
Fuente: Completaciones y Reacondicionamientos de pozos Walter Quiroga
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Marzo del 2012
2.2.2 TIPOS DE EMPACADURAS.
Los diferentes tipos de empacaduras pueden ser agrupados en clases
principales; luego se pueden subdividir de acuerdo a métodos de
asentamientos, dirección de la presión a través de la empacadura y número
de orificios a través de la empacadura. De esta forma se tienen:
Recuperables, Permanentes, Permanentes – Recuperables.
Existen alrededor de 10 fabricantes de empacaduras, sin embargo, en la
industria petrolera nacional las más utilizadas son de las marcas, Baker,
Otis, Camco, en diámetros de 4 ½, 5½, 7 y 9 5/8 pulgadas.
Empacaduras Recuperables.
Son aquellas que se bajan con la tubería de producción o tubería de
perforación y se pueden asentar: por compresión, mecánicamente e
hidráulicamente. Después de asentadas pueden ser desasentadas y
recuperadas con la misma tubería. Las empacaduras recuperables son parte
22
integral de la sarta de producción, por lo tanto, al sacar la tubería es
necesario sacar la empacadura.
Las empacaduras recuperables se pueden clasificar tomando en cuenta la
dirección del diferencial de presión en:
a. Empacaduras recuperables de compresión: Una empacadura de
compresión se asienta aplicando el peso de la tubería de producción
sobre la empacadura y se recupera tensionando. Por estas razones, no
se desasienta aplicando una fuerza hacia abajo, bien aplicando peso de
la tubería de producción (compresión) o bien aplicando presión por el
espacio anular sobre la empacadura. Sus características particulares
las hacen apropiadas para resistir diferenciales de presión hacia abajo.
Son principalmente utilizadas en pozos verticales, relativamente
someros y de baja presión. Pueden soportar presiones diferenciales
desde abajo si se les incorpora un anclaje hidráulico de fondo dentro
del ensamblaje de la empacadura.
Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior
Fig. 1-5. Empacaduras de Compresión.
b. Empacaduras recuperables de tensión: Estas empacaduras se asientan
rotando la tubería de producción ¼ de vuelta a la izquierda y luego
tensionando. Para recuperarla, se deja caer peso de la tubería de
manera tal de compensar la tensión y luego se rota la tubería a la
derecha ¼ de vuelta, de manera que las cuñas vuelvan a su posición
original. Se usan en pozos someros y donde se anticipen presiones
diferenciales moderadas desde abajo. Las presiones desde abajo solo
sirven para incrementar la fuerza de asentamiento sobre la
empacadura. Son usadas preferiblemente en pozos de inyección de
agua y en pozos someros, donde el peso de la tubería de producción
no es suficiente para comprimir el elemento sellante de una
empacadura de asentamiento por peso o empacadura a compresión.
23
Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior
Fig. 1-6. Empacaduras de Tensión.
c. Empacaduras recuperables de compresión – tensión: Estas
empacaduras se asientan por rotación de la tubería más peso o con
rotación solamente. No se desasientan por presiones aplicadas en
cualquier dirección, por lo tanto pueden soportar un diferencial de
presión desde arriba o desde abajo. Para recuperarlas, solamente se
requiere rotación de la tubería de producción hacia la derecha. Cuando
se usan en pozos de bombeo mecánico se dejan en tensión y actúan
como anclas de tubería. Cuando se utilizan en pozos de inyección de
agua permiten mantener la tubería de producción en peso neutro, lo
que elimina la posibilidad de que se desasienten debido a la elongación
de la tubería o por contracción de la misma. Su mayor desventaja se
debe a que como deben ser liberadas por rotación de la tubería, si hay
asentamiento de partículas sólidas sobre el tope de la empacadura se
hace imposible realizar cualquier trabajo de rotación, sin embargo, eso
se soluciona usando un fluido libre de partículas sólidas como fluido de
empacadura.
d. Empacaduras recuperables sencillas y duales de asentamiento
hidráulico: El asentamiento de las empacaduras sencillas se realiza
cuando existe un diferencial de presión entre la tubería de producción y
la tubería de revestimiento. La principal ventaja de las empacaduras
recuperables con asentamiento hidráulico, es que la tubería eductora
puede ser corrida en el pozo y el cabezal de producción instalado antes
del asentamiento de la empacadura. Estas empacaduras son
particularmente apropiadas en pozos altamente desviados donde la
manipulación de la tubería de producción puede presentar dificultades.
Las empacaduras duales se utilizan en completaciones múltiples
cuando se requiere producir una o más arenas.
24
Empacaduras Permanentes.
Estas se pueden correr con la tubería de producción o se pueden colocar
con equipos de guaya fina. En este último caso, se toman como referencia
los cuellos registrados en el perfil de cementación para obtener un
asentamiento preciso. En caso de formaciones con temperatura de fondo
alta (400ºF-450ºF), el método más seguro de asentamiento consiste en
utilizar un asentador hidráulico bajado junto con la tubería de producción.
Una vez asentada la empacadura, se desasienta el asentador hidráulico y se
saca la tubería junto con la tubería de producción. Las empacaduras
permanentes se pueden considerar como una parte integrante de la tubería
de revestimiento, ya que la tubería de producción se puede sacar y dejar la
empacadura permanente asentada en el revestidor. Usualmente para
destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se denomina
empacadura perforable.
2.3.- BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
A manera de información y por considerarse como otro sistema de
recuperación de hidrocarburos importante se explicará lo que es el bombeo
electro centrífugo.
El bombeo electro centrifugo sumergido ha probado ser un sistema artificial
de producción eficiente y económico. En la actualidad ha cobrado mayor
importancia debido a la variedad de casos industriales en los que es
ampliamente aceptado.
En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas artificiales de
producción tiene ventajas y desventajas, debido a que por diversas razones
no siempre puede resultar el mejor.
25
Es decir, un pozo candidato a producir artificialmente con bombeo electro
centrífugo sumergido, debe reunir características que no afecten su
funcionamiento como las altas relaciones gas-aceite, las altas temperaturas,
la presencia de arena en los fluidos producidos y medio ambiente de
operación agresivo, que son factores con influencias indeseables sobre la
eficiencia del aparejo.
Entre las características únicas del sistema están su capacidad de producir
volúmenes considerables de fluido desde grandes profundidades, bajo una
amplia variedad de condiciones del pozo y particularmente se distingue por
que, su unidad de impulso o motor está directamente acoplada con la bomba
en el fondo del pozo.
El aparejo de bombeo eléctrico trabaja sobre un amplio rango de
profundidades y gastos.
Su aplicación es particularmente exitosa cuando las condiciones son
propicias para producir altos volúmenes de líquidos con bajas relaciones
gas-aceite. El sistema opera sin empacador.
Sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el extremo inferior de la
tubería de producción, generalmente por arriba de la zona de disparos.
Anteriormente, para el diseño del aparejo de bombeo eléctrico se
consideraba como único requisito, que la bomba debía colocarse por abajo
del nivel dinámico del fluido en el pozo, de tal manera que estuviera
garantizada la alimentación continua de líquidos en la succión de la bomba,
previendo posibles variaciones en las condiciones del pozo. Además, se
suponía la existencia del flujo de una sola fase líquida en la tubería de
producción, determinando las pérdidas de presión por la fricción.
26
Estas suposiciones, aún hoy son válidas para pozos productores de agua o
para aquellos con altas relaciones agua-aceite y volúmenes despreciables
de gas.
Más adelante, el procedimiento de diseño evolucionó con la operación de
métodos para determinar caídas de presión en tuberías verticales con flujo
multifásico; entonces, también se utilizaron correlaciones para el cálculo de
propiedades PVT de los fluidos. Lo anterior permitió efectuar la selección del
equipo de bombeo con mejor aproximación, para pozos en los que existe
una cantidad importante de gas que se produce con los líquidos. En estos
casos se tomaron en cuenta los efectos del gas que se libera en la tubería
de producción conforme se reduce la presión, durante el viaje ascendente de
los hidrocarburos hacia la superficie, de manera que, determinar la variación
de la densidad de la mezcla a presiones inferiores a la de burbujeo, condujo
a diseños en los que las dimensiones del motor y de la bomba fueron hasta
50% menores, respecto a las obtenidas con las suposiciones mencionadas
anteriormente.
En la actualidad el diseño ha mejorado, incorporando en los cálculos la
consideración de que el volumen y propiedades físicas de la mezcla, varían
constantemente en el interior de la bomba; lo cual se traduce en reducciones
importantes de su capacidad volumétrica, desde la presión de succión hasta
la de descarga. Consecuentemente las dimensiones del motor y de la bomba
son aún menores, para lograr una operación más eficiente del sistema, para
obtener en la superficie el gasto de líquidos deseado, manteniendo la
presión necesaria en la cabeza del pozo.
27
2.4.- TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN
La tubería de producción se utiliza para aislar zonas productivas y contener
presiones de formación. Tiene que estar diseñada para soportar presiones
de inyección provistas, por ejemplo, por una estimulación por fractura,
producción asistida por Gas Lift, e incluso para cementación, que en este
tipo de tuberías suele ser muy crítica. En caso de falla del tubing, es la
cámara de contención de los fluidos del reservorio las medidas de las
tuberías de producción van desde 2 3/8” hasta 5 ½” en nuestro país.
Se utiliza también en las completaciones duales paralelas y paralelas que
tienen como objetivo transportar los fluidos desde el reservorio hasta la
superficie en forma independiente por cada sarta.
2.5.- CONSTRUCCIÓN DE POZOS.
La construcción de pozos previo a la producción de petróleo es muy
importante, ya que se debe planificar el tipo de completación de producción
se instalará, en el caso de una completación dual el tipo de pozo ideal es
con una terminación con casing de 9 5/8”o con un liner de 7”, la única
manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación
geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es
mediante la perforación de un hueco o pozo.
En Ecuador la profundidad de un pozo puede estar normalmente entre
2.000 y 13.000 pies, dependiendo de la región y de la profundidad a la cual
se encuentre la estructura geológica o formación seleccionada con
posibilidades de contener petróleo.
El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se
denomina "pozo exploratorio" y en el lenguaje petrolero se clasifica "A-3".
28
De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se
van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el
equipo de perforación más indicado.
El tiempo de perforación de un pozo dependerá de la profundidad
programada y las condiciones geológicas del subsuelo. En promedio se
estima entre dos a seis meses.
La perforación se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño del pozo
en la parte superior es ancho y en las partes inferiores cada vez más
angosto. Esto le da consistencia y evita derrumbes, para lo cual se van
utilizando brocas y tubería de menor tamaño en cada sección. Así, por
ejemplo, un pozo que en superficie tiene un diámetro de 26 pulgadas, en el
fondo puede tener apenas 8,5 Pulgadas.
El material que saca sirve para tomar muestras y saber qué capa rocosa se
está atravesando y si hay indicios de hidrocarburos.
Durante la perforación también se toman registros eléctricos que ayudan a
conocer los tipos de formación y las características físicas de las rocas, tales
como densidad, porosidad, contenidos de agua, de petróleo y de gas natural.
Laboratorio para obtener un mayor conocimiento de las capas que se están
perforando.
Para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro problema
propio de la perforación, se pegan a las paredes del hueco, por etapas,
tubos de revestimiento con un cemento especial que se inyecta a través de
la misma tubería y se desplaza en ascenso por el espacio anular, donde se
solidifica.
29
La perforación debe llegar y atravesar las formaciones donde se supone se
encuentra el petróleo. El último tramo de la tubería de revestimiento se llama
"liner de producción" y se fija con cemento al fondo del pozo.
Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido)
desde la superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y
facilitará posteriormente la extracción del petróleo en la etapa de producción.
Figura 6: Pozo programado
Fuente: Completaciones y Reacondicionamientos de pozos Walter Quiroga
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Marzo del 2012
30
2.6.- PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de
producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en
funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las
perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la
profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca
reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o
no satisfactorios.
Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos
impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la
presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de
ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el
pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la
extracción se procede a la utilización de métodos de bombeo artificiales. Los
yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber:
a. Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el
gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la
disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%.
b. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado
sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa
genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación
de un campo con capa de gas es del 40/50%.
c. Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente
para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del
agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento
con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.
31
El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía
es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se
realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad",
compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a
voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro
dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.
2.7.- RE-INYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN.
El término de re-inyección lo definimos como la inyección de agua de
desecho al subsuelo en proyectos de protección ambiental. El propósito es
confinar a las aguas en estratos o zonas que no sean productores o
rentables, para lo cual, se debe ubicar y reacondicionar él o los pozos, que
también como requisito debe estar cerrado.
Se han hecho varios estudios para efectuar la re-inyección adecuada de la
totalidad de las aguas de formación producidas en el campo, de manera que
minimicen los impactos ambientales, se preserve el entorno, la integridad
física de la Población, Fauna y Flora de la Amazonía.
En Petroamazonas y Petroproducción hay dos clases de sistemas para la
inyección de agua de formación que son, el Sistema Abierto y Sistema
Cerrado, pero debido a que ocurren determinados problemas con el agua
que al entrar en contacto con el oxígeno del aire este altera las condiciones
iniciales del agua producida, en la actualidad, la compañía utiliza el sistema
cerrado con varios accesorios.
2.8.- COMPLETACIONES DE POZOS.
La completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios
que, aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la
obtención de hidrocarburos. La Ingeniería Petrofísica, Ingeniería de
32
Yacimientos y de las ciencias de producción y construcción de pozos; han
venido realizando, en los últimos años, un trabajo en equipo permitiendo una
interacción de las ramas que conforman la ingeniería de petróleo.
La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los
pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño
operativo, productivo y desarrollo de un Campo. La eficiencia y la seguridad
del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la
correcta y estratégica disposición de todos los parámetros que lo conforman,
de esta manera podría hablarse de la productividad del pozo en función de la
completación, que incluye un análisis de sus condiciones mecánicas y la
rentabilidad económica que justifique su existencia.
Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se
realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para
dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la
formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas. Los
trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería
lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o el cañoneo del
revestidor y, finalmente, la instalación de la tubería de producción.
33
2.8.1-CABEZAL DUAL PARALELO.
Figura 7: Cabezal dual paralelo
Fuente: Black Gold Services
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Marzo del 2012
2.8.1.1- DESCRIPCIÓN.
El cabezal dual paralelo adaptado para las completaciones dual paralelas,
fue diseñado para producir de dos arenas al mismo tiempo bajo
especificaciones API norma 5CT, equipados con 2 válvulas master y dos
válvulas wing, y dos válvulas swab, la presión de trabajo de estos cabezales
es de máximo 3000 psi, con salidas independientes por cada línea de
producción mismos que se conectan al manifold de producción.
34
2.X.X - CARACTERÍSTICAS GENERALES.
Los cabezales duales paralelos constan de una sección “A” convencional 13
5/8” x 3000 psi, una sección “B” de 9 5/8” por 3000 psi y una sección “C” que
consta de una taza que contiene dos orificios para enroscar dos colgadores
de tubería de un diámetro de 2 7/8”, también tiene dos cavidades para la
colocación de dos penetradores para el paso del cable eléctrico, para la
aplicación de una completación mixta productora inyectora se requiere
colocar un tapón en una cavidad de penetrador.
En la parte superior del tubing Bonnet tenemos 2 secciones separadas caca
una con una válvula de 2-9/16” que vendría a ser las válvulas master del
cabezal, a continuación tenemos un bloque bridado llamado el bloque cruz
donde se conectan las conexiones de las válvulas master , a los costados
dos válvulas de 2 9/16” que cumplen la función de válvulas wing y en la parte
superior del bloque cruz una brida dual para las válvulas swab,
acontinuacióin se ilustra una fotografía de un cabezal dual paralelo
35
Figura 8: Cabezal dual paralelo
Fuente: Black Gold Services
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Enero 31 del 2007
2.10.- COMPLETACIÓN DUAL MIXTA PARA INYECCIÓN-
PRODUCCIÓN
Esta completación doble tiene como propósito inicial inyectar el agua
producida en la formación inferior, para lo cual se colocará una
Completación de Fondo con un Packer permanente que asegurará su
asentamiento efectivo durante todo el tiempo de trabajo, esta completación
tendrá una sección pulida en donde una vez asentado el packer, se
36
conectará la cola de la sarta de inyección con los sellos y al mismo tiempo
producir de la arena superior con una bomba electrosumergible.
El Cabezal utilizado será un cabezal diseñado para completación doble
productora que soporta 3000 psi nominales.
2.10.1 OBJETIVOS
Inyectar fluido y producir petróleo al mismo tiempo desde un mismo pozo
utilizando una completación dual paralela en el campo dumbique.
Realizar la mínima inversión previa a su desarrollo de ser el caso, por lo
que no es conveniente construir una línea de flujo definitiva para
transportar el fluido producido ya que no es factible construir
instalaciones de superficie puesto que si el campo prueba no tener
potencial o rentabilidad a largo plazo, esta inversión no sería recuperada
en su totalidad.
Optimizar los equipos de superficie ya que dado que el costo de
explotación del campo se vuelve muy alto al tener que perforar 2 pozos
para producir sólo uno de ellos, Petroamazonas ha buscado nuevas
alternativas para manejar el agua producida y a la vez incrementar la
recuperación de la inversión en caso de darse las condiciones de los
reservorios.
2.10.2 PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN ENSAMBLAJE
ELECTROSUMERGIBLE
Una vez asentada en el fondo la completación inferior, se iniciará bajando la
sarta de inyección en cuya punta se colocará el localizador con 12 pies de
FULL sellos, el cual ingresará en la sección pulida de la completación bajada
previamente, asegurando de esta manera el aislamiento de las zonas
superior e inferior.
37
Sobre el localizador, la sarta de inyección tendrá un centralizador que
ayudarán al posicionamiento del localizador. A continuación y calculando la
altura de la cara de la formación superior, se colocarán Blast Joints que es
tubería de mayor espesor que soportará el efecto abrasivo del fluido que
ingresa desde la formación superior al pozo, el cual choca con la sarta
colocada en frente suyo.
Todo lo anterior se encuentra dentro del liner de 7” con el cual se ha
planificado completar el pozo en las zonas de interés. Sobre el liner de 7”,
en el casing de 9-5/8” se colocará lo siguiente:
Desde las blast joints la sarta llega hasta el pump support con tubería de 3-
1/2” con el objeto de reducir las pérdidas por fricción debido al diámetro
interno de la tubería. El pump support es una herramienta que sostiene la
base del equipo electrosumergible que extraerá el fluido producido por la
arena superior y conecta al Tubing by-pass de 2-7/8” con la tubería de 3-1/2”
que lleva el fluido a inyectar.
Desde el Pump support hasta superficie se constituye la sección paralela de
la completación en la cual, por un lado se encuentra la sarta de inyección de
2-7/8” y paralela a la misma se encuentra la sarta de producción de 2-7/8”
con el equipo BES.
La sarta de 2-7/8” de inyección tiene una camisa que permitirá el control del
pozo en caso de requerirse una intervención.
Las dos sartas productora / inyectora se encontrarán fijas entre sí con
protectores-centralizadores cada 1000 pies que evitarán que se envuelvan
entre sí incrementando las tensiones y por ende el riesgo de falla.
Debajo del Equipo Electro-sumergible en la base del sensor se instalara una
Junta de expansión la cual ira conectada al Pump Support, esta evitara que
38
las fuerzas debidas al estiramiento de la tubería productora y a la
contracción de la tubería inyectora, afecten al Equipo BES, ya que este no
puede trabajar en condiciones de compresión.
2.10.3 DISEÑO DE EQUIPO ELECTROSUMERGIBLE
Con el objetivo de diseñar una equipo electrosumergible para el pozo
Dumbique 1 se tomaron en cuenta la información de la arena “U” superior a
una rata de producción de alrededor de 1500 barriles por día de fluido con
una proyección a 12 meses de hasta 2500 barriles por día de fluido, la
presión de reservorio es de 3200 psi.
39
2.10.3.1 INFORMACIÓN DE LA ARENA U SUPERIOR
CAMPO: EDEN YUTURI POZO : DMB-001 ZONA: "U-Sup"
Instalación No.: Completación
Motivo del Trabajo: Pruebas Iniciales
Trabajo a realizar:
Caudal de Flujo requerido: 3000 stb/d @ 5 %WC Tasa DNH: NA bopd
Ultima prueba realizada: N/A stb/d @ N/A %WC Mínimo Pwf: 1500 psig
Caracteristicas del Fluido a Producir (Scale, Arena, Corrosivo): Tendencia corrosiva
Diseño realizado por: Fecha:
Diseño aprobado por: Fecha:
Bajar completación dual paralela productor-inyector
Dead Oil Viscosity Beggs and Robinson Oil FVF Standing Gas Z Factor Standing
Saturated Oil Viscosity Beggs and Robinson Solution GOR / Pb Standing
Vert Flow Correl Hagedorn & Brown Horiz Flow Correl Beggs & Brill Revised
Source BJA Source BJA Swap Angle 45
Pb 560 psig Tb 198 ºF FVF rb/stb
GOR 116 scf/stb Grav Gas. 0,96 SG(air) Grav Water. 1,00 SG(water)
Densidad del Aceite: 32,1 API Viscosity 4,8 cp @ 205 ºF
Fuente de Datos: LOWIS, Análisis PVT
Top MD Bottom MD OD ID Weight
ft ft inches inches lb/ft
Casing 0 9030 9 5/8" 8,681 47 Wellhead Temp 170 ºF
Liner Reservoir Temp 205 ºF
Tubing 0 7665,28 2 7/8" 2,441 6,4
Tubing Input Voltage 460 Volt
MD (ft) TVD (ft) Max DLS 2,15 @' Depth 1759,7 ft (MD)
Profundidad Bomba: 7665,28 7205,9 DLS @ Prof de la Bomba 0,43 deg/100ft
Tope de Perfs: 8366 7904,3 Desviación @ Prof de la Bomba 7,2 deg
PBTD 8973,16 8510,83 Máxima desviación - "Running " 28,7 deg
Indice de Productividad 2,00 STB/Psig Indice de Productividad 4,00 STB/Psig
Presión de Yacimiento: 3200 Psig Presión de Yacimiento: 3100 Psig
Tasa de Flujo deseado: 1500 BFPD Tasa de Flujo deseado: 2500 BFPD
Presión de Fondo Fluy. 2450 Psig Presión de Fondo Fluy. 2475 Psig
Frecuencia de Oper.: 43,0 Hz Frecuencia de Oper.: 57,7 Hz
Corte de Agua (WC): 1 % Corte de Agua (WC): 50 %
Tasa de petroleo 1485 BOPD Tasa de petroleo 1250 BOPD
Presión en Well Head: 200 Psig Presión en Well Head: 200 Psig
Presión en CSG: 10 Psig Presión en CSG: 50 Psig
Tasa permitida DNH: n/a BOPD Tasa permitida DNH: n/a BOPD
REQUERIMIENTOS PARA TRATAMIENTO QUIMICO:
CORROSION moderado EMULSION SCALE moderado
Bajar completación dual paralela para producir de dos zonas.
CORRELACIONES A UTILIZAR EN DESIGNPro
CARACTERISTICAS DEL FLUIDO (PVT)
Punzonar los intervalos de la arena U-Superior.
INFORMACION DEL POZO
OBJETIVO DEL WORKOVER (Incluir equipo adicional Y-Tool, Clamps, IC)
CONDICIONES ACTUALES (caso base) PROYECCION A UN (1) AÑO
CRITERIOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE
Figura 9: Información de la arena U superior
Fuente: Black Gold Services
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Marzo del 2012
40
2.10.3.2 INFORMACIÓN DE POZO DUMBIQUE 01
CAMPO: EDEN YUTURI POZO: DMB-001 Inst. Nro. Completación
ZONA PRODUCTORA: "U-Sup" Anterior Run Life:
Diseño realizado por: Fecha:
Diseño aprobado por: Fecha:
Tope de Perforaciones (Datum) 8366 Ft - MD Tope de perforaciones TVD: 7904 Ft - TVD
Profundida de la Bomba: 7665,28 Ft - MD Profundidad de la bomba TVD: 7205,94 Ft - TVD
Modelo "Inflow" Indice de Productividad: 2,00 STB/Psig
Presión en Well Head: 200 Psig Gravedad específica del Aceite: 32,1 API
Temperatura en Well Head: 170 ºF Gravedad específica del Agua 1,00 SG(water)
Temperatura de Fondo: 205 ºF Corte de Agua (WC): 1%
Presión de Yacimiento: 3200 Psig GOR 116 scf/stb
Presión de Burbuja: 560 psig Gravedad específia del Gas: 0,96 SG(air)
GOR SCF/STB
Indice de Productividad STB/Psig
Corte de Agua %
Tasa de Flujo deseada STB
Profundidad de la Bomba Ft
Tasa de flujo en Operación 1501,5 2503,2 STB
Tasa de Flujo total al INTAKE 1671,1 2679,5 STB/d
Tasa de Líquido al Intake 1669,9 2678,5 bbl/d
Tasa de Gas dentro de la Bomba 1,2 1,0 bbl/d
Fracción de Volumen de Gas a la entrada 0,1 0,0 %
Gas dentro de la Bomba 0,1 0,1 %
Eficiencia de Separación 0,0 0,0 %
Cabeza Dinámica Total (TDH) 1441,8 2116,3 ft
Nivel de Fluido sobre la Bomba (FLAP) 6495,3 6103,3 ft
Presión a la Entrada (PIP) 2107,2 2207,1 psig
Presión de Descarga 2607,4 3017,5 psig
Presión de Fondo Fluyendo (Pwf) 2350,0 2475,0 psig
FRECUENCIA DE OPERACION 43,0 57,7 Hz
BOMBA - Modelo & Tipo RADIAL FLOW
Serie de la Bomba Pulg
Configuración de la Bomba Compression
Número de etapas stg
Descripción y tipo del motor
Datos de Placa del motor (NamePlate)
Velocidad de operación del Motor 2513,6 3372,9 RPM
Amperaje del Motor 16,9 27,0 Amps
Voltaje del motor 1509,8 2025,9 Volts
Carga total de Operación 30,2 84,9 hp
FACTOR DE CARGA 39 82 %
Eficiencia 86,3 89,7 %
Slip aplicado SI SI
Velocidad del fluido 0,5 0,85 ft / s
TEMPERATURA DEL MOTOR 279 273 F
Voltaje de Superficie 1545 2084 Volt
KVA Requerido 45 97 KVA
KVA
KVA
Cabeza de Descarga (BOHD)
Cabeza de Descarga Phoenix
Bomba Upper
Intake
Protector upper
Protector lower
Motor Upper
Adaptador
Sensor
Cable
Aditional Completions Items
BOMBA La bomba puede manejar los volumenes de producción esperados dentro de su rango óptimo de operación.
PROTECTOR Configuración de protectores standard para pozos desviados.
MOTOR
SENSOR Sensor Phoenix Tipo 1 para monitoreo continuo de las condiciones de operación.
CABLE AWG 1 con 1 capilar para tratamiento químico en fondo.
EQUIPO DE SUPERFICIE VSD & SUT igual o mayor a 600 KVA.
Carga de operación del motor dentro del 39% y 82%
Discharge Pressure Sub 540 - 3 1/2" Redalloy
Phoenix XT - Tipo 1
Serie 562, Redalloy (motor 562 @ Phoenix 400)
SN2600, Serie 538, 59 stg, CR, CT, ES2, INC, RLOY
Serie 540, ARZ, INC, Redalloy
Serie 540, LSBPB, INC, ES, HL, RLOY
Serie 540, BPBSL, INC, HL, RLOY
DOMINATOR, Serie 562, WC F053, 108 HP, 2,106 V, 30.6 A, INC, ALL STEEL, RA, UT, RLOY
SUT Instalado
DESCRIPCION EQUIPO DE SUPERFICIE
B
O
M
B
A
D
E
S
C
.
SN2600
538 (OD = 5.38")
CR CT ES 2 HSS RLOY
59
600
59 Stg SN2600 - 108 HP (2,106 V - 30.6 A)
VARIABLES
PROYECCION A UN AÑO
D
E
S
C
R
I
P
C
I
O
N
G
E
N
E
R
A
L
B
E
S
600 VSD Instalado
M
O
T
O
R
DOMINATOR, Serie 562, INC, ALL STEEL, RA, UT, RLOY
V
S
D
&
S
U
T
BODH serie 540 - 3 1/2" NV - Redalloy
1
1500,0
7.665
PETROAMAZONAS - EPF
CASO BASE
116
2,00
Productivity Index
INFORMACION DEL POZO
DESCRIPCION GENERAL DEL SISTEMA SELECCIONADO
116
RESUMEN CRITERIO DE SELECCION DEL EQUIPO BES
C
O
N
D
I
C
I
O
N
E
S
D
E
O
P
E
R
A
C
I
O
N
B
O
M
B
A
2500,0
4,00
50
7.665
Redalead, AWG 1 SOL, Galv, con 1 Capilar
EQUIPO UPPER DE COMPLETACION DUAL PARALELA
108 HP - 2,106 V - 30.6 A
Figura 10: Información de pozo Dumbique 01
Fuente: Petroamazonas
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Marzo del 2012
41
2.10.3.3 CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE EQUIPO BES ARENA U
SUPERIOR
Las curvas de performance del equipo electrosumergible nos muestran un
comportamiento ideal con una bomba diseñada con 59 etapas tipo SN 2600
cuyo rango ideal de producción de fluido es levemente superior a la curva
media ideal a una frecuencia de 43 Hz producirá un promedio de fluido de
1500 BFPD, mientras en el gráfico de la producción haciendo una
proyección a un año podemos ver que la producción de fluido se ha
incrementado hasta 2600 BFPD a 57.7 Hz de frecuencia si bien está debajo
de la media ideal no se sobrepasa los límites down thrust ni tampoco up
thrust, en la proyección a un año se calcula un incremento en el corte de
agua de 1 % al 50 %.
42
Lider EPF Alliance Manager
PETROAMAZONAS SCHLULMBERGER
COMENTARIOS ADICIONALES:
CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - PROYECCIÓN A 1 AÑO
Condiciones Iniciales para el Diseño:
IP = 4.0 Bbl/psi, W.C. = 50%, API = 32.1, Q = 2,500 BFPD
CURVA DE COMPORTAMIENTO DEL MOTOR SELECCIONADO
Carga de Operación promedio del Motor:
Caso Base = 39%
Proyección @ 1 año = 82%
CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - CASO BASE
Condiciones Iniciales para el Diseño:
IP = 2.0 Bbl/psi, W.C. = 1%, API = 32.1, Q = 1,500 BFPD
Figura 11: Curvas de comportamiento de equipo bes arena u superior
Fuente: Petroamazonas.
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: ene 2011
43
En la figura 11, podemos observar la curva de comportamiento del diseño de
las bombas electrosumergibles diseñado al inicio del arranque y a
condiciones a un año más tarde.
La primera grafica muestra el comportamiento de la bomba REDA 538 SN
2600, El punto rojo está ubicado a una frecuencia de 43 Hz que es la
frecuencia base teniendo un rendimiento muy cerca del ideal con 1610
BFPD que alcanzará en altura 1400 ft, las otras curvas representan ratas y
frecuencias mínimas y máximas en un gráfico que en el eje de la arista Y
muestra la altura de fluido alcanzado en pies versus el eje de la arista X
muestra la rata de flujo en barriles por día.
En la segunda gráfica se muestra la curva del comportamiento del motor
REDA 562 F053 Dominator 108.0 HP 2106.7 voltios 30.6 amperios a 60 Hz
podemos interpretar la curva de color rojo como el factor de poder del motor
con la eficiencia que la línea entrecortada de color magenta el punto donde
se corta en la parte inferior es la carga de operación correspondiente al 39 %
en el caso base o sea cuando la Bomba trabaja a 43 Hz de frecuencia;
también muestra la carga del motor cuando la bomba trabaja a 57.7 Hz de
frecuencia siguiendo la curva de factor de poder y la eficiencia del motor en
la parte superior corresponde al 82 % de carga de operación cuya
proyección fue después de un año de producción.
La tercera grafica muestra el comportamiento de la bomba REDA 538 SN
2600 con proyección a un año, el punto rojo está ubicado a una frecuencia
de 57.7 Hz que es la frecuencia proyectada teniendo un rendimiento que no
sobrepasa los límites down thrust ni tampoco up thrust, con 2600 BFPD que
alcanzará en altura cerca de 2100 ft, las otras curvas representan ratas y
frecuencias mínimas y máximas en un gráfico que en el eje de la arista y
muestra la altura de fluido alcanzado en pies versus el eje de la arista X
muestra la rata de flujo en barriles por día.
La cuarta grafica es tomada del catálogo de rendimiento de las bombas que
fueron utilizadas para el diseño propuesto que indica el comportamiento de
44
una etapa de la bomba REDA 2600 SN 2600 a 3500 RPM cuyo diseño
corresponde a la cantidad de flujo inicial y proyectado a un año representado
por la franja de color amarillo.
2.10.4 ANÁLISIS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN DE LA ARENA U SUPERIOR
El pozo Dumbique-1 es direccional y con completación de prueba para U
Superior y T, tiene una sección perforada en U Superior de 10 pies.
Los intervalos perforados inicialmente en U Superior son:
8,448'- 8,458' (10') @ 5 DPP
La completación del pozo en la arena U Superior consta de una bomba
eléctrica DN 1750, 81 STG, S400, S/N 2FN0B00698 con sensor de presión y
temperatura (Anexo 1).
Pruebas de producción: El registro de pruebas de producción realizado al
pozo se detalla a continuación
46
El espesor de reservorio U Superior para el pozo es de 116 pies, tiene una
zona de pago de 25 pies (de los cuales se disparó los 10 pies) con una
porosidad promedio de 20 % y saturación de agua de 24%.
PRUEBA BUILD UP (Restauración de presión):
Los parámetros que se analizaron para la prueba de build up son los
siguientes:
- Gradiente petróleo ( 41.3 °API @ 180 °F) = 0,35 psi/ ft
- Distancia TVD sensor- Yacim. (5,885’ – 7,227’) = 255 ft
- ∆ Presión sensor – Yacim. = 90 psi
La figura muestra el comportamiento de la presión durante el período de
flujo y el build up.
Fuente: Petroamazonas.
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Enero del 2011
Figura 12: Comportamiento de la presión durante el período de flujo y el
Build up
Período de flujo
Período de cierre
43 Hz
47
Se realizó una prueba build up en período de flujo estable a una rata de 750
stb/d a una frecuencia de 43 Hz se y una presión de fondo fluyente entre
2.978 – 2.955 (psia) con una recuperación de presión hasta 3.160 psia, se
mantuvo estabilizado, posteriormente se tuvo un periodo de cierre de 24
horas aproximadamente, tiempo durante el cual se monitoreó en tiempo real
los datos de presión generados por el sensor, para posteriormente proceder
con su evaluación.
MODELO DE LA RESPUESTA DE PRESIÓN: El análisis de la derivada para el período de restauración muestra que el
pozo se ajusta a un modelo de yacimiento con un cambio lateral de facies o
una falla, además la bomba causa una restricción al flujo que en la prueba
se lo interpreta como daño de formación
Ajuste de la Derivada:
Figura 13: Ajuste de la derivada
Fuente: Petroamazonas.
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Enero del 2011
48
En la derivada en un inicio el periodo de almacenamiento (m=45) no se
encuentra bien definido, esto puede ser debido probablemente al que el
cierre no se realizó en fondo si no en superficie; seguido por un periodo corto
de flujo radial (m=0), pasando finalmente a una definición de efecto de limite
por el levantamiento de la curva derivada se puede interpretar como un
yacimiento con una área de drenaje cerrada (fallas paralelas, sistema
cerrado).
Por la unión entre la curva de Presión y la derivada en el periodo inicial una
vez completado el almacenamiento se pueden inferir valores altos de C y S
(almacenamiento daño respectivamente), en lo que respecta a la separación
entre presión y la derivada en el periodo de flujo radial infiere un valor de K
(Permeabilidad moderadamente buena).
Curva Semi-logarítmica:
Figura 14: Curva semi-logarítmica
Fuente: Petroamazonas.
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Enero del 2011
49
RESULTADOS DEL AJUSTE DE CURVA DERIVADA Y
SEMILOGARÍTMICA:
Tabla 5: Resultados del ajuste de curva derivada y semilogarítmica
Selected Model
Model Option Standard Model
Well Vertical – Limited Entry
Reservoir Homogeneous
Boundary One Fault
Main Model Parameters
Tmatch 0.215 [hr]-1
Pmatch .11 [psia]-1
C 17.3 bbl/psi
Total Skin 18
k.h, total 1270 md.ft
k, average 506 md
Pi 3175 psia
Fuente: Petroamazonas.
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Enero del 2011
La presión de reservorio corregida al tope de las perforaciones es de 3.265
psi (P + ∆P = 3175 + 90). La permeabilidad efectiva al petróleo es alrededor
de 500 md.
CÁLCULO DEL IPR:
El índice de productividad calculado utilizando las pruebas reportadas del
pozo y las variaciones de presión y caudal es de 2,69 bfpd/psi. De la
interpretación del cierre del pozo se determinó la presión inicial de 3.265 psi
que es la profundidad de referencia a la mitad de las perforaciones del pozo.
50
Con los datos obtenidos de las pruebas de presión y producción se realizó el
siguiente gráfico:
CURVA PRESION vs. CAUDAL
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Q(BFPD)
P(P
SI)
Tasa Prueba con
restriccion
820 bfpd, 820 bopdTasa Solicitada sin
restriccion
1600 bfpd, 2667 bopd
Pb=680 psi
Figura 15: Curva de presión Vs. Caudal
Fuente: Petroamazonas.
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Enero del 2011
La presión del yacimiento U Superior en el área de influencia del pozo es de
3260 psi, tomada de la interpretación del cierre del pozo durante la prueba
de presión, el índice de productividad es de 2.69 bfpd/psi
La bomba estaba creando una caída de presión 289 PSI, la prueba de
restauración de presión lo ve como un Daño en la formación
Basados en este estudio se estima que el potencial del pozo es de 1600
BOPD a flujo Natural.
51
ANÁLISIS NODAL. El índice de productividad fue calculado con el programa Petroleum Experts.
Tabla 6: Índice de productividad
Fuente: Programa Petroleum Experts.
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Enero del 2013
Las propiedades fueron calculadas aplicando el Método de Standing y Beal
et al, en el siguiente cuadro se pueden observar las propiedades de fluido
existentes al año 2012, calculadas para objeto del estudio.
52
Tabla 7: Propiedades del fluido existentes al año 2012
Fuente: Programa Petroleum Experts.
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Enero del 2013
Las presiones de fondo fluyente y las pruebas de producción permitieron
definir el índice de productividad de la Arena Napo U Superior del pozo
Dumbique 001 para identificar su aporte de fluido y crudo aplicando el
Método Compuesto. Se estima para la arenisca Napo U Superior un índice
de productividad de 1.76 BFPD/psi, un caudal máximo de fluido esperado es
de 5360 BFPD, 1071 BPPD y 80% BSW.
53
Figura 16: Identificación de fluido y crudo aplicando el método compuesto
Fuente: Programa Petroleum Experts.
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Enero del 2013
Con el equipo electrosumergible recomendado el sistema producirá 2119
BFPD, 423BPPD y 1696BWPD a 60 Hz de operación en condiciones
óptimas de funcionamiento de la bomba (SN2600 – 59stg/100HP 1205V
48A).
54
Figura 17: Funcionamiento de la bomba (SN2600 – 59stg/100HP 1205V
Fuente: Programa Petroleum Experts.
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Enero del 2013
55
2.11 TÉCNICA DE OPERACIÓN PARA COMPLETACIÓN DUAL
PARALELA
A continuación se describe la técnica de operación para completación dual
paralela.
2.11.1 OBJETIVO
Instalar con seguridad, eficiencia y calidad el Sistema Dual que producirá de
una zona (arenas productoras) e inyectará en la arena inferior en el mismo
pozo usando una Bomba Eléctrica Sumergible (BES) y un equipo de
aislamiento en la parte inferior, bajo este se encuentra instalado un
ensamble Tailpipe el cual tiene un Localizador con unidades de sello y pata
de mula, las cuales penetraran en el Seal Bore Packer (ID pulido) que estará
situado entre las dos zonas de interés, con esta configuración de Packer
POD aíslan las zonas productoras una de otra. El flujo de fluido de la zona
inferior se canaliza a través del Tailpipe y llega hasta el equipo ESP inferior,
de ahí será levantada hasta superficie con.
Un equipo BES Superior instalado sobre el Pump Support será instalado
arriba del POD, para producir la zona superior. Las producciones llegan a
superficie a través de las tuberías paralelas, es decir en ningún momento
llegan a encontrarse una con la otra. Con esto se consigue que las dos
zonas sean independientes, o simultáneamente producidas, ya que la
producción de cada zona llega a superficie a través de tuberías separadas,
por lo tanto pueden ser medidas independientemente en superficie.
56
2.11.2 SEGURIDAD
Para el Control Del Pozo:
Un mínimo de dos barreras independientes y debidamente probadas
deberán ser instaladas en el pozo, durante todo el trabajo (Supervisado y
revisado por un Representante del cliente)
Estas barreras deberán ser mantenidas durante toda la duración del
trabajo.
Si se usan lubricadores durante la intervención de Wire-line o Slick-line,
estos deberán ser suficientemente largos para contener sus herramientas
arriba de los BOP´s del Workover.
Cualquier incidente o accidente deberá ser reportado inmediatamente de
acuerdo con el plan de emergencias de la locación, y siguiendo las
políticas de Seguridad del Cliente.
El equipo de control del pozo debe ser probado a la presión de trabajo, y
recordado en una carta la cual será adicionada el reporte final del
proyecto.
Certificados y Cartas de Pruebas de presión de todos los equipos y
herramientas usadas en la completación deben ser pedidas por el cliente
y deberán ser almacenadas para posteriores Archivos de calidad.
Un Check List /EMT deberá ser pedido a todas las empresas contratistas,
para verificar, los procedimientos e inventarios, medidas de herramientas,
back up para los equipos críticos (si aplica), planes de contingencia de
acuerdo al servicio que se provea.
Una reunión preoperacional y de seguridad debe ser realizada antes de
cada operación, con todo el personal involucrado en el trabajo.
Si el pozo muestra salida de gas o empieza a fluir, cerrar de inmediato el
pozo, Cerrar BOP, Instalar Master Valve en el tubing (si Aplica), Reportar
WHP presión de cabeza de pozo), y proceder a matar el pozo usando
salmuera más pesada que la anterior. Reportar a Quito-SLB Office y de
inmediato al cliente.
57
2.11.3.- EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL
El equipo de protección personal (PPE –Personal Protection Equipment)
está diseñado para proteger a los empleados en el lugar de trabajo de
lesiones o enfermedades serias que puedan resultar del contacto con
peligros químicos, radiológicos, físicos, eléctricos, mecánicos u otros.
Además de caretas, gafas de seguridad, cascos y zapatos de seguridad, el
PPE incluye una variedad de dispositivos y ropa tales como gafas
protectoras, overoles, guantes, chalecos, tapones para oídos y equipo
respiratorio.
Las normas principales de PPE de OSHA se encuentran en Title 29 of the
Code of Federal
Regulations (CFR) (Título 29 del Código de Reglamentos Federales), Parte
1910, subpárrafo 1, y en reglamentos equivalentes en los estados que
cuentan con planes estatales aprobados por OSHA. No obstante, puede
encontrar los requisitos de PPE en otros textos como en las Normas de la
Industria General. Por ejemplo, 29 CFR 1910.156, la Norma de Brigadas de
bomberos, establece requisitos para el equipo de bomberos. Además, 29
CFR 1926.95 cubre la industria de la construcción. Los requisitos generales
de PPE de OSHA exigen que los empleadores lleven a cabo una evaluación
de los riesgos en sus lugares de trabajo para identificar los riesgos que
existen y que requieren el uso de PPE, para que brinden el PPE adecuado a
los trabajadores y que exijan que estos mismos hagan uso del equipo
además de mantenerlo en condiciones sanitarias y fiables. El uso de PPE
suele ser esencial, pero es generalmente la última alternativa luego de los
controles de ingeniería, de las prácticas laborales y de los controles
administrativos. Los controles de ingeniería implican la modificación física de
una máquina o del ambiente de trabajo. Los controles administrativos
implican modificar cómo y cuándo los empleados realizan sus tareas, tales
como los horarios de trabajo y la rotación de empleados con el fin de reducir
la exposición. Las prácticas laborales implican la capacitación de los
58
trabajadores en la forma de realizar tareas que reducen los peligros de
exposición en el lugar de trabajo.
2.11.4 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE ENSAMBLAJE
En la siguiente tabla consta la descripción del equipo de ensamblaje.
Tabla 8: Descripción del Equipo de Ensamblaje
Línea DESCRIPCION SCHLUMBERGER Cantidad
1 UNIVERSAL BYPASS CLAMP, (Incluye Cable Clips) 5
2TUBING, BY PASS, SET, 2-7/8" , 8.6 PPF, VAM FJL, BOX X PIN, TO SUIT SPACED ESP
LENGTH ASSY1
3 PUMP SUPPORT SUB ASSY 2-7/8 8.6 FJL X 3-1/2 1
5 NIPPLE, 3-1/2"EUE BOX x PIN, 9.3#, L-80, 2.125"R Profile 2
6 BLAST JOINT, 3 -1/2" BOX X PIN EUE 20 FT LENGTH 3
4 SAFETY SHEAR SUB 3 1/2" EUE BOX X PIN 1
7 PUP JOINT, 3-1/2"EUE BOX x PIN, 9.3#, L-80 3
8 4-1/2" Cannon Clamp Especiales x 20 ft (Para Proteger Cable sobre Blast joints) 2
9 NIPPLE, 2-7/8"EUE BOX x PIN, 6.5#, L-80, 1.81"R Profile 1
10 Off-Set Union (Para Centralizar la Bomba) 1
11Packer Multiport 7", 26-29 #, 2-7/8" 6.5lbs/ft EUE Box, 2-7/8" 6.5lbs/ft EUE Pin
(Propiedad de PAM)0
12 Crossover, 3-1/2" 9.3lbs/ft EUE Box, 3-1/2" 9.2 lbs/ft NV Pin 1
13 Crossover, 3-1/2" 9.2lbs/ft NV Box, 3-1/2" 9.3 lbs/ft EUE Pin 1
14 Crossover, 3-1/2" 9.3lbs/ft EUE Box, 2-7/8" 6.5lbs/ft EUE Pin 1
15 Crossover, 2-7/8" 6.5lbs/ft EUE Box x 3-1/2" 9.3lbs/ft EUE Pin 1
16Crossover, 2-7/8" 6.5 lbs/ft EUE Box, 2-7/8" 8.4 lbs/ft FJL Pin
(Se usa este ITEM por X-Over 2-7/8" 8.6# NV Box x 2-7/8" 8.6# FJL Pin)1
17Crossover, 2-7/8" 6.5 lbs/ft EUE Box, 2-7/8" 8.4 lbs/ft FJL Pin
(Se usa este ITEM por X-Over 2-7/8" 8.6# NV Box x 3-1/2" EUE Pin)1
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Marzo del 2012
2.11.5 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN DE ENSAMBLE
El Sistema Dual produce dos zonas (arenas productoras) en el mismo pozo
usando dos Bombas Eléctricas Sumergibles (BES). El equipo BES inferior es
instalado dentro de una cápsula (POD) de 7”, bajo este se encuentra
59
instalado un ensamble Tailpipe el cual tiene un Localizador con unidades de
sello y pata de mula, las cuales penetraran en el Seal Bore Packer (ID
pulido) que estará situado entre las dos zonas de interés, con esta
configuración de Packer y cápsula POD aíslan las zonas productoras una de
otra. El flujo de fluido de la zona inferior se canaliza a través del Tailpipe y
llega hasta la cápsula de 7” POD, de ahí será levantada hasta superficie con
la ayuda del equipo BES Inferior. Un equipo BES Superior instalado sobre el
Pump Support será instalado arriba del POD, para producir la zona superior.
Las producciones llegan a superficie a través de las tuberías paralelas, es
decir en ningún momento llegan a encontrarse una con la otra. Con esto se
consigue que las dos zonas sean independientes, o simultáneamente
producidas, ya que la producción de cada zona llega a superficie a través de
tuberías separadas, por lo tanto pueden ser medidas independientemente en
superficie.
Espaciamiento de la Completacion
Las siguientes consideraciones han sido tomadas en cuenta para determinar
la profundidad planeada de los componentes de la completación.
Packer Seal Bore
El Packer Seal Bore será asentado entre las dos zonas productoras a una
distancia adecuada bajo la última perforación de la arena superior para
permitir la instalación del Ensamble talipipe (Localizador con Sellos) y blast
joints.
Blast Joints
Los blast joints serán instaladas de tal manera que estas queden en frente
de las perforaciones de la arena Superior el objetivo de las Blast Joints será
resistir la erosión causada por el flujo a alta velocidad de petróleo que sale
de la zona productora superior, Estas deberán tener un overlap suficiente de
por lo menos 10 pies arriba y debajo de las perforaciones de esta zona.
60
Junta de Seguridad inferior (Lower Shear Sub)
La junta de seguridad inferior será instalada arriba de las blast joints. Esta
Junta de Seguridad es instalada para trabajos de workover futuros. En caso
de que el tail pipe quede atrapado por arenamiento o acumulación de
escala.
2.11.6 SECCIÓN INTERMEDIA
El ensamble de tubería entre el Equipo BES y la sección de tubería de 2
7/8”, deberá ser capaz de compensar la posible excentricidad de la
completación causada por el perfil de los ensambles. La longitud total de
esta sección de tubería, deberá ser al menos 120 pies. Tubos cortos
adicionales deberán ser incluidos en el Ensamble de Tubería Intermedio, de
tal manera que se puedan instalar los protectores de cable BES sin
problemas. El perfil del Crossover New Vam x EUE (cuando estos son
torqueados con las juntas de tubería) deberán permitir que un Protector
pueda ser fácilmente instalado sobre este. Si no es posible instalar un
protector de cable sobre el crossover, un pup joint deberá ser unido a la
tubería para instalar el protector de cable en este.
Ensamble de Soporte de Bomba y By-pass tubing; Este ensamble sirve
como base para armar el Equipo Bes Superior, Además de permitir el paso
de la producción que viene de la bomba Inferior a través de by-pass tubing
heavy dutty de 2-7/8” 8.6# Vam FJL. El cual soportara el peso de la sarta
durante el Rig up, RIH y posterior Pulling.
El Equipo Bes Superior será armado sobre el Pump Support Assembly, y
paralelo al By-pass tubing. Para mantenerlos juntos durante el armado, RIH
y posterior Pulling, se usan by-pass clams, las cuales además sirven para
sujetar el cable de poder de las bombas y las líneas de inyección de
químico.
61
2.11.7 SECCIONES DE FLUJO
Las tuberías paralelas empiezan desde la descarga del Equipo Bes (Short
String), y desde el By-pass tubing (Long String). Estas serán corridas con
equipos especiales de manipuleo especialmente diseñados para correr
tuberías paralelas de Weatherford.
La idea será ir corriendo las dos tuberías paralelas al mismo tiempo,
manteniendo un overlap entre el long y short string. E instalado protectores
cannon en cada cuello de cada sarta.
Además de estos cannon clamps se usan unos protectores centralizadores
integrales cada 100 pies, para juntas las tuberías paralelas y evitar que
sufran un efecto de torsión durante la bajada lo cual podría llegar a dañar el
cable de las bombas.
2.11.8 ENSAMBLAJE DE AISLAMIENTO
El ensamblaje de aislamiento consta de un packer llamado multiport para 7”
y 9 5/8” casing, mismo que tiene como objetivo aislar las arenas de
producción y al mismo tiempo conectar a través del packer el equipo
electrosumergible inferior con el ensamblaje intermedio y el conector de
cable eléctrico.
Armar el ensamble de Completacion Inferior (Lower Completion) Ensamble
7” Seal Bore Retrievable Packer con el apropiado Wire Line Adapter kit y
Taponera CPST de Schlumberger Wireline. Correr en el pozo el ensamble a
una velocidad que no supere los 100 pie/min. Correlacionar la profundidad
con registro Gama Ray y CCL-CBL, asentar Packer a la profundidad
recomendada, la mitad de las gomas. POOH Taponera CPST, no tocar al
Packer con el Wire Line Adapter Kit.
Cuando las herramientas estén es superficie, inspeccionar cuidadosamente
la taponera y el Wire line adapter kit para asegurarse de que todas las partes
62
fueron sacadas del pozo y que el punto débil del WL/AK fue correctamente
roto.
A continuación la figura 18 presenta la empaquetadura de sello.
Figura 18: Empaquetadura de sello.
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Noviembre del 2012
2.11.9 PROCEDIMIENTOS DE INSTALACIÓN.
A continuación se describen los procedimientos de instalación.
2.11.9.1 Procedimiento General.
Este procedimiento de Completación considera que el pozo está listo para
ser completado. Es decir, que ya se realizaron los trabajos de WELL
Preparation han finalizado, tales como, Well Cleaning, Disparos de las Zonas
de interés, calibración del casing de 9-5/8” y 7”, etc.
63
Para esta Completacion. Se van a tener en cuenta los siguientes
requerimientos:
Profundidad recomendada para el asentamiento del Packer Hidráulico
Multiport, Será +/- 70 a 100 pies sobre y bajo las arenas productoras. Se
puede Correlacionar la profundidad usando Wire-Line Logging CCL y Gama
Ray; espaciamiento del Pump Support, dependiendo del Diseño BES; el
Pump Support es recomendable dejarlo a +/- 100 pies sobre el tope del
Liner.
2.11.10 EQUIPO ESPECIAL DE MANIPULEO.
En la tabla 9 consta el equipo especial de manejo.
Tabla 9: Equipo especial de manejo. Parte 1 Descripción QTY
Req.
Supplier
ESP Worktable (Dual Stove Pipe - 25 Tons) 1 SLB
Completions
POD Work table 1 SLB
Completions
2-7/8” Safety Clamp (30 Tons) (with Slips) 1 SLB
Completions
2-7/8” 8.6# Vam FJL Lifting Nubbins 2 SLB
Completions
7” POD Lifting /Pressure Test Sub 1 SLB
Completions
ENERPAC Hydraulic Pump (8,000 PSI WP) 1 SLB
Completions
¼” Swagelock Connections with 10K pressure line 1 SLB
Completions
2-7/8” 8.6lbs/ft Bypass Tubing Pressure Test Sub 1 SLB
Completions
Spare Bypass Tubing Joints (Back Up) Various SLB
64
Completions
Safety Lifting Clamps for ESP Equipments Various SLB-AL
Torque Wrench, 5 – 80 ftlbs range, c/w 3/8” hex head 1 SLB-AL
Torque Wrench, 200 ftlbs, c/w 1-1/2” socket 1 SLB-AL
MLE Clamps (Protectolizer) Various SLB-AL
Miscellaneous (Fittings, Bands 1-1/4”, Cable Guard, ESP
caps, ESP Bolts y nuts)
Various SLB-AL
Dual 2-7/8” Neumatic Slips (Dual Spider) 1 Weatherford
Dual Elevator 2-7/8” with Slips (200 Ton. Minimum) 1 Weatherford
Descripción:
La tabla 09 indica las herramientas requeridas en la mesa del talado de
reacondicionamiento para armar los equipos electrosumergibles en cada
sarta de producción de 2 7/8” y el equipo para asegurar el cable contra la
tubería de producción y demás accesorios como son los elevadores duales
para soportar el los equipos electrosumergibles y bombas para pruebas de
presión.
Tabla 10: Equipo especial de manejo. Parte 2
Descripción QTY
Req.
Supplier
Control Panel for Spider and Dual Elevator 1 Weatherford
Hydraulic Tong 5.5 1 Weatherford
Hydraulic Tong HK 1 Weatherford
Parallel Tubing Separator 1 Weatherford
Lifting Belts- +/-30 ft length (To pick up 2-7/8” Parallel
Tubing Joints from the cat walk)
Various Weatherford
2-7/8” Slips, Dog Collar, Elevators and Pick-up Elevators 1 Weatherford
3-1/2” Slips, Dog Collar, Elevators and Pick-up Elevators 1 Weatherford
7” Slips, Dog Collar, Elevators and Pick-up Elevators 1 Weatherford
Torque-Meter with PC Controller 1 Weatherford
Miscellaneous, Hand Tools, Hoses, Spare Slips, wrenchs 1 Weatherford
BOP stack 11” x 3000 1 Workover Comp
65
BOP test plug 1 Workover Comp
Mud Pumps System, 3000 PSI Working Pressure 1
System
Workover Comp
Choke Maninfold, Mud Lines, and Valves, 3000 Psi
Working Pressure
1
System
Workover Comp
Pull Tension Capacity 250,000 lbs (Proved) … Workover Comp
Winch (Minimum 2 EA) 5 Ton. Lifting Capacity Each. 2 Workover Comp
Lifting Belts (Various Measures) “in good conditions” Various Workover Comp
La tabla 10 indica el equipo requerido para la corrida de las tuberías de 2
7/8” en paralelo como son llaves hidráulicas dobles, elevadores en paralelo
cuñas duales, medidor de torque y también describimos las partes básicas
requeridas en la mesa del taladro de reacondicionamiento.
Tabla 11: Equipo especial de manejo. Parte 3 Descripción QTY
Req.
Supplier
Surface BIW Penetrators 2 FMC – Black
Gold
BPV type H to suit 2-7/8” Tubing Hanger profile 2 FMC – Black
Gold
XMT Dual Parallel (with all Accessories) 1
System
FMC – Black
Gold
Telescopic Swivel (For Space Out) 1 FMC – Black
Gold
XMT Pressure Test Kit (Fittings, Enerpac Pump) 1 FMC – Black
Gold
XMT Installation Kit (Wrenchs, Bolts, Nuts) 1 FMC – Black
Gold
En la Tabla 11 detallamos los elementos requeridos para la instalación de
los penetradores duales y las herramientas para la instalación del cabezal
dual paralelo incluido la válvula de seguridad BPV (Back pressure valve)
66
2.11.10.1 Empaquetadura permanente y equipo b.e.s
La completación de Fondo con un Packer permentente que asegurará su
asentamiento efectivo durante todo el tiempo de trabajo, esta completación
tendrá una sección pulida en donde una vez asentado el packer, se
conectará la cola de la sarta de inyección con los sellos.
Una vez asentada en el fondo la completación inferior, se iniciará bajando la
sarta de inyección en cuya punta se colocará el localizador con 12 pies de
FULL sellos, el cual ingresará en la sección pulida de la completación bajada
previamente, asegurando de esta manera el aislamiento de las zonas
superior e inferior.
Sobre el localizador, la sarta de inyección tendrá un centralizador que
ayudarán al posicionamiento del localizador. A continuación y calculando la
altura de la cara de la formación superior, se colocarán Blast Joints que es
tubería de mayor espesor que soportará el efecto abrasivo del fluido que
ingresa desde la formación superior al pozo, el cual choca con la sarta
colocada en frente suyo.
Todo lo anterior se encuentra dentro del liner de 7” con el cual se ha
planificado completar el pozo en las zonas de interés. Sobre el liner de 7”,
en el casing de 9-5/8” se colocará lo siguiente:
Desde las blast joints la sarta llega hasta el pump support con tubería de 3-
1/2” con el objeto de reducir las pérdidas por fricción debido al diámetro
interno de la tubería. El pump support es una herramienta que sostiene la
base del equipo electrosumergible que extraerá el fluido producido por la
arena superior y conecta al Tubing by-pass de 2-7/8” con la tubería de 3-1/2”
que lleva el fluido a inyectar.
Desde el Pump support hasta superficie se constituye la sección paralela de
la completación en la cual, por un lado se encuentra la sarta de inyección de
67
2-7/8” y paralela a la misma se encuentra la sarta de producción de 2-7/8”
con el equipo BES.
La sarta de 2-7/8” de inyección tiene una camisa que permitirá el control del
pozo en caso de requerirse una intervención.
Las dos sartas productora / inyectora se encontrarán fijas entre sí con
protectores-centralizadores cada 1000 pies que evitarán que se envuelvan
entre sí incrementando las tensiones y por ende el riesgo de falla.
Debajo del Equipo Electro-sumergible en la base del sensor se instalará una
Junta de Expansión la cual ira conectada al Pump Support, esta evitara que
las fuerzas debidas al estiramiento de la tubería productora y a la
contracción de la tubería inyectora, afecten al Equipo BES, ya que este no
puede trabajar en condiciones de compresión.
2.11.11 VALORES DE TORQUE PARA TUBERÍA
En la continuación de la tabla 12 constan los valores de torque para tubería.
Tabla 12: Valores de Torque para tubería
Connection Minimum, ft lbs Optimum, ft lbs Maximum, ft lbs
2-7/8”, 6.5lb/ft, EUE 1730 2300 2880
2-7/8”, 8.6lbs/ft, Vam FJL, L-80 1170 1300 1430
3-1/2”, 9.3lb/ft, EUE 2400 3200 4000
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Roberto Castro
68
2.11.12 DIAGRAMA GENERAL PARA COMPLETACIÓN DUAL
En la figura que se encuentra a continuación se presenta la completación
dual.
Figura 19: Diagrama General para completación dual
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Diciembre del 2012
69
2.11.12 PROCEDIMIENTO DE CORRIDA DE COMPLETACIÓN DUAL Y
ARMADO DEL EQUIPO BES / PUMP SUPPORT Y BY-PASS TUBING
Levantar y Conectar al Packer permanente el Ensamble de Junta de
Seguridad con No-go Nipple 2.125”R (Con Standing Valve 2.125
Instalada)
Levantar y conectar uno a Uno los Blast Joint (3 EA)
Instale Protectores Cannon Especiales de 20 pies sobre los Blast
Joints (Para Proteger el Cable que va a quedar frente a las
Perforaciones Superiores)
Levantar y conectar una Junta de tubería 2-7/8” EUE. Realice una
prueba de presión contra el Standing Valve 2.125”R @ 2500 PSI por
10 minutos, Si la prueba es satisfactoria proseguir con el siguiente
punto, caso contrario, hay que confirmar que el standing valve está en
buen estado o que no hay una junta dañada.
El Pin de la siguiente Junta de tubería 2-7/8” EUE instale un Pip Tag
Radioactivo (Para Correlacionar Profundidad del PACKER
PERMANENTE (Si UB-15 Considera que hace falta)
Continuar Corriendo +/- 360 pies (12 Juntas de tubería 2-7/8” EUE)
en el pozo, instalando Protectores de cable Cannon en cada coupling.
Asegure la sarta con cuña y collarín de seguridad.
Realizar prueba de presión cada Contra el Standing Valve 2.125” @
2000 Psi por 10 Minutos. Si la prueba es satisfactoria, continuar con el
armado de la Completacion, Caso contrario hay que buscar el punto
de fuga.
Nota: El cable de potencia de la BES inferior debe ser protegido
adecuadamente al frente de las perforaciones superiores para evitar el
choque directo del flujo de la arena “SUPERIOR” sobre el cable de
potencia.
Durante el ensamble del BES superior/Sistema dual de Flujo, el peso de la
sarta deberá siempre ser soportado por la tubería Bypass. La cual será
mantenida en el elevador del taladro. La línea del winche será usada para
70
levantar y conectar las partes del equipo BES. Sin embargo se debe tener
mucho cuidado cuando se esté bajando el ensamble y nunca dejar que la
línea del whinche soporte el peso de la sarta.
Levantar y conectar el Pump Support Sub Expansion Joint 2-3/8” EUE
Pin Up Assembly a la sarta, Baje dentro del pozo lentamente, Asegure
con Cuña de 2-7/8” por debajo del Pump Support.
Uno a uno, Levantar y Conectar el By-Pass Tubing, hasta tener la
capacidad máxima de levantamiento de la torre o la longitud que
necesitemos para cubrir la longitud total del equipo BES Superior.
Siempre Use los lifting Sub para By-pass Tubing SLB (para que el
Elevador 2-7/8” del taladro tenga de donde sujetarse), y asegure el
by-pass con el Safety Clamp SLB mientras se conectan las juntas de
by-pass tubing.
Armar las líneas de la bomba del taladro y conectar Crossover 3 ½”
EUE Box up x 2 7/8” FLJ Pin down a la tubería de bypass 2 7/8 FJL, y
realizar una prueba de presión @ 2000 psi por 15 minutos.
Si la prueba es exitosa, retire las líneas de presión, desconecte el X-
Over 3-1/2” EUE Box x 2-7/8” FJL Pin, e instale el Lifting Sub SLB de
2-7/8” FJL.
Levantar el By-pass Tubing Assembly conectado a la sarta, hasta
tener el pump support con Expansion Joint 2-3/8” EUE Pin Up, sobre
la mesa rotaria.
Calibrar la Expansion Joint de tal manera que esta tenga 12” de
stroke hacia arriba y hacia abajo. Instale Shear Screws dependiendo
del peso aproximado que tendrá el Equipo ESP Superior.
Instale La mesa de trabajo Heavy Duty, Stove pipe Work Table SLB.
Para iniciar el armado del equipo BES Superior.
La tubería bypass es Flush Joint, Por tal razón debe estar sujeta
siempre con la Safety Clamp (SLB), la cual está diseñada para este
tipo de tubería y puede soportar hasta 25 Ton, sin problemas.
Levantar el motor con el Multisensor previamente unidos.
71
Nota: Cuando se instale el Clamp de elevación del motor, observe la
línea previamente marcada para la orientación del Pothead. Instale el
clamp de tal manera que cuando el Motor está al lado de la tubería
bypass, los pernos del clamp se aliñen a 90° de la tubería.
Asegurarse que la marca de alineación del pothead este en la
posición correcta en relación a la tubería bypass.
Referir al COE094-D008 – Diagrama de orientación de Clamps de
elevación para ESP:
A continuación la figura 20 presenta la orientación de los clamps.
Figura 20: Diagrama de Orientación de Clamps
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Diciembre del 2012
Maniobre el motor y el multisensor sobre la Expansion Joint 2-3/8”
EUE Pin Up (que está sobre el pump support sub) conecte la misma
con la base del multisensor.
Levantar y retirar la cuña. Asegure el Cable del Equipo BES inferior
en el Clip del Pump Support.
72
Lentamente RIH el multisensor. Conecte la línea de descarga de
presión de ¼” a el multisensor y realice una prueba de presión a 3000
PSI por 15 minutos.
Instalar el Bypass clamp en el cuello inferior del motor y ajuste a 55 ft-
lb de torque. Asegurar el cable del BES inferior en un cable clip y la
línea de descarga de presión de ¼” del multisensor en el otro Cable
clip. Ajuste ambos clips a 25 pie-lb.
RIH el ensamble (dando servicio al motor según procedimientos de
ATL). En el Flange del motor, instale el Clamp de seguridad en la
ranura de la tubería bypass y ajuste a 200 pie-lb de torque.
Retirar el Clamp de elevación del motor.
Levantar el motor superior y conecte con el motor inferior y repita el
mismo procedimiento con los clamps u bypass tubing.
Proceder en forma similar con los protectores y las bombas,
recordando que en este paso se deberá realizar pruebas eléctricas a
los motores y se deberá dar servicio a estos según procedimientos de
ATL. Además siempre teniendo cuidado de la instalación del Clamp
de seguridad y aplicando los torques establecidos.
Colocar la punta de la línea de inyección de químico Superior de 3/8”,
debajo del Bypass clamp. Asegurar el MLE Superior, línea de
descarga de presión de ¼” y la línea de inyección de químico de 3/8”
en el clip del cable. Ajustar el clip a 25 pie-lb de torque.
Retirar el clamp de seguridad. Instalar el Clamp de la tubería bypass
en el cuello inferior de la bomba (arriba del intake) y ajustar a 55 ft-lb
de torque. Asegurar el cable del Equipos BES inferior con el clip del
cable. Asegurar el MLE Superior, línea de inyección de químico de
3/8” Superior y línea de descarga de presión de ¼” en el otro clip. El
torque de ajuste de los clips es de 25 pie-lb.
RIH el ensamble hasta el flange de la bomba. Instalar el Clamp de
seguridad en la ranura de la tubería de bypass y ajustar a 200 ft-lb de
torque.
73
Desenganchar el elevador. Levantar la siguiente junta de tubería
bypass con el elevador. Y conectar al ensamble.
Retirar el clamp de elevación de la bomba. Levantar la bomba
intermedia y conectar con la bomba inferior. Proceder de la misma
manera que se hizo con la bomba inferior para instalar los clamps y
clips para asegurar la línea de inyección de químico de 3/8” y la línea
de descarga de presión de ¼’, además del cable de poder del Equipo
BES inferior. Usando los mismos torque de ajuste.
Nota: Cuando RIH cuide que el whinche no soporte el peso de la
sarta, sino que esta línea baje sin tensión, de tal manera que todo el
peso de la sarta este soportado por el elevador del taladro.
Levantar la Bomba Superior. Conectar con la bomba anterior. Retirar
el Clamp de seguridad y levantar el Clamp de la bomba.
Instalar el bypass clamp en el cuello inferior de la bomba superior y
ajustar a 55 pie-lb. Asegurar el cable del Equipo BES inferior en un
clip. Asegurar el MLE superior, línea de inyección de químico superior
de 3/8” y la línea de descarga de presión de ¼” en el otro clip. El
torque de ajuste de los clips es de 25 pie-lb.
RIH el ensamble hasta el Flange Top de la bomba superior. Instalar el
Clamp de seguridad en la ranura de la tubería de bypass. Conectar el
Sub de descarga de presión con el flange de la bomba.
Nota: La tubería de bypass debe ir +/- 3 pies arriba de la descarga del
Equipo BES. Si es necesario, Conecte más By-Pass Tubing antes de
instalar la última Bomba y Descarga.
2.11.13 CORRIDA DE TUBERÍAS PARALELAS 2 7/8” EUE
La corrida de la tubería en paralelo viene luego de que el Armado del
Equipo BES Superior haya concluido. Y el By-pass tubing tenga +/- 3 ft
sobre la descarga.
74
1. Asegurar la Sarta con el Safety Clamp SLB sobre el Stove Pipe SLB
heavy Duty.
2. En el long String (Lower ESP) Sobre el By-pass Tubing Conecte el Sub-
ensamble de Sliding Sleeve, el cual debe contener:
Pup Joint 2-7/8” EUE x 6 pies
Sliding Sleeve 2-7/8” EUE x 2.31” profile.
X-Over 2-7/8” 6.4# EUE Box x 2-7/8” 8.6# FJL Pin.
3. Mantenga el Elevador del Taladro en el Pup Joint del Sub-ensamble
Arriba Descrito.
4. Levantando con el Winche, en el Short String (Upper ESP) Conecte el
Sub-ensamble de No-go 2.25”R Con la Descarga el cual debe contener:
Pup Joint 2-7/8” EUE x 12 ft
No-go Nipple 2-7/8” EUE x 2.25” R
Descarga ESP 2-7/8” EUE Box
5. Baje el elevador lentamente y asiente con cuña Doble Spider la
Completacion en la mesa Rotaria.
6. Con el Elevador Doble, levante Dos Juntas 2-7/8” EUE, Conecte primero
la junta que va en la sarta corta, y luego la junta de la sarta larga.
(Personal de Weatherford estará encargado de la corrida de las tuberías
y ellos darán las indicaciones para la subida de tubería y conexiones.)
Nota: Asegúrese que el Elevador doble, Aguante el peso de la
Completacion, en el lado del Long String, (Lower ESP), de tal manera que el
Short String (Upper ESP), no haya más tensión que el peso del tubo. Esto
para evitar dañar el equipo BES Superior, Ya que este no debe soportar el
peso de la Completación. El peso debe estar cargado por el by-pass tubing.
7. Siguiendo Procedimiento de Corrida de Tuberías paralelas, RIH la Sarta
Instalando, 2-7/8” Cannon Protectors para cada cable, en cada Tubing
String por separado.
Nota: Asegúrese que el cable no corre riesgo de quedar atrapado en la cuña
doble, antes de cerrar la misma.
8. Cada 1000 pies Instale Protectores Centralizadores (De Black Gold, para
ayudar a proteger el cable y unir las tuberías, haciéndolas más rígidas) +
75
Realice prueba de cada Tubing String @ 2000 PSI por 10 minutos + Mida
Parámetros eléctricos de los Equipos BES.
9. Continúe Corriendo las Tuberías aproximadamente 9200 pies MD.
10. Cuando la Punta de la Completacion este muy cerca del tope del Liner,
Baje las tuberías muy lentamente, de registrarse algún tipo de apoyo
(Pérdida de peso), levantar la sarta y bajar de nuevo, con la finalidad de
evitar golpear el equipo BES Inferior.
Antes de Conectar el tubing Hanger, revise la profundidad del PACKER
PERMANENTE, Correlacione la Profundidad del packer con Wire Line.
2.11.14 ESPACIAMIENTO DE SARTAS Y ARMADO DE CABEZAL DUAL
PARALELO
El espaciamiento de la tubería viene luego de que se ha comprobado
que la profundidad del PACKER PERMANENTE es la deseada.
Conecte los pup joints que se necesite, y calibre los Telescopic
Swivels (Black gold) para conectar los dos tubing strings al mismo
tiempo. Estos Telescopic Swivels, vienen conectados en el Tubing
Hanger Dual Paralelo por dos tubos cortos de 2-7/8” EUE.
Realice Ultima prueba de presión de los tubing string @ 2000 PSI. Si
la prueba es positiva continúe con el siguiente punto. Caso contrario
hay que revisar las últimas conexiones y los Telecopic Swivels, por
fugas.
Mida y Corte los Cables ESP, por debajo del tubing Hanger. Realice
empalmes de los cables a los Pig Tails de los penetradores BIW.
Conecte los Pig Tails de los Penetradores BIW a los minimandrels
que fueron previamente instalados en el Tubing hanger. (Personal de
Black Gold BIW)
Nota: Revise todos los parámetros eléctricos de los equipos BES,
antes y después de conectar los Penetradores BIW
76
Acentar el Tubing Hanger, Con Los Sellos Instalados y Recupere con
Slick line los 2 EA Standing Valves de cada Tubing String. 2.125” R
(Long String); 2.25”R (Short String). 2 Corridas de Slick line, uno en
cada Tubing. Luego instale en el Short String un BPV por seguridad.
Nota: El Tubing Hanger debe ser Asentado en el paso anterior, con
los Sellos Instalados, ya que posterior al asentamiento del PACKER
PERMANENTE las Sartas no podrán ser levantadas por ningún
motivo. (Esto Desanclaría al PACKER PERMANENTE).
Desconectar el Landing Joint del Short String, y mantenga el Landing
Joint del Long String. (IMPORTANTE: La Longitud del Landing Joint
del Long String debe ser de +/- 5 pies sobre la mesa Rotaria), debido
a que posteriormente hay que aplicar presión para asentar el
PACKER PERMANENTE.
Con Slick Line RIH Standing Valve 1.81”R, hasta el No-go de la
misma medida que está debajo del PACKER PERMANENTE.
Acentar el PACKER PERMANENTE aplicando presión en el Long
String @ +/- 2,800 PSI por 10 minutos (Hay que aplicar presión en
pasos de 500 en 500 PSI hasta la presión de asentamiento.
Esperando 2 min. cada paso.
Para probar el PKR, se puede aplicar 500 PSI en el anular, y si
tenemos retorno en el Long String, esto nos indicara que el packer
aún no está asentado. Caso contrario, prosiga con el siguiente punto.
Con Slick Line, Recupere Standing Valve 1.81”R del no-go que está
debajo del PACKER PERMANENTE.
Instalar BPV en el Long String Tubing.
Retire BOP
Terminar el armado del XMT Dual Paralelo, con la ayuda y dirección
del técnico de FMC.
Realizar la conexión de los cables ESP en superficie y líneas de
inyección de químico.
77
Luego de que las líneas de flujo estén listas, y el XMT este armado y
probado, realice prueba de giro de los equipos BES según
Procedimientos de ATL SLB.
Realizar el arranque de los equipos BES, Personal de ALT
Schlumberger, estará encargado de esta operación, Cuando la
producción se haya estabilizado, dar por terminado las operaciones y
realizar la liberación del taladro.
2.12 PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN DE
PENETRADORES
A continuación se describe el procedimiento de instalación de penetradores.
2.12.1 PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN
Familiarizarse con los artículos individuales según lo numerado en la
hoja de datos incluida.
Los grados de energía enumerados en la hoja de datos demuestran el
grado máximo para este diseño de conectador, pero el grado del
sistema dependerá de los grados de la corriente y del voltaje del
cable.
Al manejar el adaptador y el penetrador, se debe tener cuidado para
no dañarlo; particularmente, los hilos de rosca, sellos, y las superficies
del sello. Es importante apoyar el cable, cerciorándose de que no está
doblado menos que el radio de curva mínimo, particularmente en gran
proximidad al penetrador.
El adaptador suministra 2 sistemas de sellos con el elastómero. Un
sistema de sellos se ensambla con el adaptador antes del envío.
Al introducir los anillos de reserva es recomendable tensionar el
anillo, para hacerle un ajuste apretado en el O' ring.
78
Para facilitar el ensamblaje todos los sellos del elastómero se deben
manchar ligeramente con la grasa de silicón
Los anillos tipo “O” y los anillos de reserva enumerados en la hoja de
datos se pueden substituir por su equivalente más cercano,
dependiendo de la disponibilidad.
Cuando se utiliza este tipo de llave se debe tener cuidado de la llave
inglesa de C (u otras llaves inglesas proporcionadas) se debe tomar
para asegurarse de que no dañen de las ranuras trabajadas a
máquina en los componentes.
Antes del ensamblaje, comprobar que todos los componentes para
asegurarse que las superficies estén limpias e indemnes.
2.12.2 ACOPLE CON EMPAQUETADURA
Quitar el kit del adaptador (3) de la caja de packer, completa con los
puntos 4, 5, 6, 7, 8, 9, y 12.
Limpie el hilo de rosca del API y acoplar al packer.
Aplicar la cinta de PTFE al hilo de rosca del API; típicamente 2 - 3
capas deben ser aplicadas, dependiendo del grueso de la cinta
usada. Atornille el adaptador (3) sobre el embalador y apriete el hilo
de rosca a un esfuerzo de torsión entre de 130 y 150 pie-libras,
usando la llave inglesa de C (13) proporcionada. El ajuste más lejos
de 200 pie-libras puede dar lugar al derrumbamiento del hilo de rosca
del API tipo PIN.
79
3. OPERACIÓN DEL EQUIPO DE MANEJO
El equipo de manejo de sarta doble de Weatherford es operado
neumáticamente y permite a dos sartas de tubing ser bajadas a través de la
mesa rotaria simultáneamente.
Figura 21: Operación del equipo de manejo
Fuente: Weatherford
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Diciembre del 2012
80
3.1 DESCRIPCIÓN DE HERRAMIENTAS
1. Panel de Control.
2. Elevador Doble.
3. Spider Doble.
4. Llave Hidraulica5.5
5. Llave Hidráulica HK.
6. Separador de tuberías.
7. Llaves Manuales.
8. Cuñas e Insertos.
9. Misceláneos (mangueras, torquímetro, c. hidráulico)
3.2.- ASPECTOS OPERACIONALES CLAVES
El elevador y el cuñero dobles deben estar alineados correctamente
para poder correr el tubing adecuadamente
El cuñero para sarta doble ha suido diseñado para permitir la
incorporación de líneas de control Standard cuando se han cerrado
las cuñas.
Nunca exceda la carga de trabajo segura del elevador que se esté
usando.
Asegúrese que los pines retenedores están instalados en el cuñero
antes de cerrar las cuñas.
Inspección es visualmente para detectar daños ocurridos durante el
transporte al rig-up.
Revisar que todas las herramientas necesarias para el trabajo han
llegado a la locación y están en buenas condiciones.
Revisarlas condiciones de las mangueras de aire y de sus
conexiones.
Revisarla condición del panel de control.
Asegúrese que los insertos en las cuñas del elevador y cuñero sean
los apropiados para los tamaños de tubing a ser corridos.
81
3.3 PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO
Ensamble todo el equipo necesario.
Evite la obstrucción de vías de escape y escaleras, las mangueras
pueden ser peligros potenciales de tropiezo y pueden bloquear o
impedir el paso por las vías de escape en caso de una emergencia.
Conectar la manguera de aire de 1”al panel de control asegurándose
de instalar las correas de seguridad y los clips tipo.
Conectarlas mangueras de aire al elevador y al cuñero.
Abrir el suministro de aire.
Probar el funcionamiento correcto del elevador y el cuñero en
repetidas ocasiones (abrir y cerrar varias veces)
Remover los pines de retención y abrir el cuñero
Después de completar la prueba cerrar el cuñero e insertar el pin.
Cerrar el suministro de aire y desconectar las mangueras después de
haber purgado totalmente el sistema.
3.4 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN
A continuación se detalla el procedimiento de armado.
3.4.1 ARMADO -RIG UP-
Realizar la charla de seguridad antes de iniciar el rig up.
Ensamblar todo el equipo necesario en la mesa del taladro.
Instalar el elevador doble en los brazos del equipo de la misma forma
como se instala un side door. Asegúrese que todos los pines de
seguridad están instalados.
Conecte las mangueras de aire al elevador doble y guíelas a un punto
seguro de amarre en la estructura y luego hacia la mesa del taladro
nuevamente. Asegúrese que las mangueras no van a enredarse
cuando se mueva el bloque viajero. Conecte las mangueras al panel
de control y ubíquelas de manera que no representen un peligro
potencial de tropiezo.
82
Instalar los dos elevadores de juntas sencillas utilizando eslingas
apropiadas y asegúrese que los grilletes están correctamente
ajustados
Remover los bowl de la mesa rotaria (si están instalados).
Ubique el cuñero doble sobre la rotaria con las cuñas alineadas con
las del elevador.
Conectar las mangueras de aire desde el cuñero hasta el panel de
control y ubíquelas de manera que no representen un peligro
potencial de tropiezo.
Conectar la manguera de suministro de aire de 1”al panel de control
asegurándola con las correas y los clips tipo R
3.4.2 OPERACIÓN
Abrir el suministro de aire del panel de control.
Haga una prueba de funcionamiento del elevador y del cuñero antes
de comenzar el trabajo.
Cuando la junta que se está bajando esté a la altura deseada cierre el
cuñero para el lado de la tubería con el control del panel de control.
Con el peso de la sarta transferido al cuñero doble y suficiente
espaciamiento proceda a terquear la sarta deseada con la llave
hidráulica, remueva la llave y guíe una nueva junta de tubería hacia la
sarta corta y torquela al torque deseado.
Posicionar el elevador doble debajo de los acoples de las sartas.
Con el peso de la dos sarta soportado en el elevador, es ahora
posible abrir el cuñero para proceder a bajar las sartas.
83
Remover los pines del cuñero de ser necesario para bajar la sarta
teniendo mucho cuidado de no dañar el cable.
Bajar las sartas hasta donde sea necesario para instalar las grapas de
los cables y continúe bajando hasta la altura deseada para la
siguiente conexión.
No obstaculice la .visibilidad del perforador
Mantener el elevador y la cuña lubricados durante toda la operación.
3.4.3 DESARMADO - RIG DOWN
Cerrar el suministro de aire, purgue la línea y desconecte todas las
mangueras del elevador y del cuñero.
Levantar el cuñero y retírelo de la mesa rotaria.
Retirar las mangueras del cuñero y del elevador y el panel de control
Retirar el elevador de los brazos del top drive y bájelo de la mesa
rotaria.
A continuación la figura 22 presenta el elevador para completación dual
paralela.
84
.
Figura 22: Elevador de Tubería Dual
Fuente: Weatherford
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Diciembre del 2012
A continuación la figura 23 presenta el elevador para completación dual
paralela instalado en el bloque viajero.
85
Figura 23: Elevador Dual
Fuente: Weatherford
Elaborado por: Roberto Castro
Fecha: Diciembre del 2012
3.5 SEGURIDAD INDUSTRIAL EN EL MANEJO DE TUBERÍA
DUAL
Todos los análisis de riesgos deben ser revisados y actualizados,
incluyendo los requerimientos de trabajo en altura, identificar todos los
posibles puntos de atrapamiento al trabajar con equipos de sarta
doble.
Realizar charlas de seguridad antes de comenzar el trabajo y en los
cambios de turno, las áreas seguras de trabajo deben ser acordadas
con la compañía de perforación antes de comenzar cada trabajo.
86
Si hay algún cambio en el alcance del trabajo o en las condiciones del
mismo es importante que todas las personas involucradas en la
operación se tomen un tiempo para re-evaluar la situación.
Para reducir el riesgo de lesiones al personal todo el equipo pesado
debería ser cargado y descargado utilizando canastas y grúas u otros
aparatos mecánicos.
Asegúrese que todas las mangueras sean provistas de correas de
seguridad y clips tipo -R-.
87
4. CRITERIO TÉCNICO ECONÓMICO
La optimización de costos logrando que un pozo inyector pague su propia
inversión y una vez conformado los costos de los equipos que se han
mencionado en este estudio, las necesidades operativas van de la par con la
implementación de nuevas tecnologías y tomando en cuenta las locaciones
de difícil acceso como es el caso del campo Dumbique.
La importancia de tener un pozo donde las condiciones de trabajo subirán el
costo respecto de las completaciones paralelas de producción, debido a que
este pozo cumplirá doble función de un pozo productor como inyector.
4.1 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL ESTUDIO
Para realizar el análisis económico se realizaron varias alternativas con el
principal objetivo de reducir los costos al no perforar un pozo, en un mismo
pozo producción e inyección, con esto el agua producida por el pozo e
inclusive de pozos aledaños puede ser inyectada simultáneamente
permitiendo retardar o evitar la construcción de líneas de flujo hasta la
estación de producción más cercana, solamente se ha tomado en cuenta la
construcción de un nuevo pozo inyector por lo tanto el ahorro es lo que
muestra la tabla 10.
88
Tabla 13: Costos de perforación de un pozo con una completación dual paralela.
DESCRIPCION COMPANIA COSTO
H&P 950,000.00$
H&P 1,005,000.00$
SLB, HALL, BKR WTF1,650,000.00$
TENARIS 32,750.00$
TENARIS 302,600.00$
TENARIS 380,205.00$
TENARIS 42,150.00$
WEATHERFORD 37,500.00$
HALLIBURTON 102,980.00$
TUBERIA 2-7/8" $ 8,5 X FT MATERIALES 170,000.00$
TOTAL 4,845,319.80$
COSTOS DE MOVILIZACION
COSTOS DE TORRE DE
PERFORACIÓN 30 DÍAS
COSTOS SERVICIOS DE
PERFORACION 30 DÍAS
COSTO DE TUBERIA DE
REVESTIMIENTO 20 "
COSTO DE TUBERIA DE
REVESTIMIENTO 9 5/8 "
COSTO DE TUBERIA DE
REVESTIMIENTO 13 3/8" "
COSTO DE TUBERIA DE
REVESTIMIENTO 7 "
EQUIPO DE MANIPULEO
MATERIALES DE EQUIPO DE
FONDO Y SERVICIOS
CABEZAL , ESPACIADORES
TELESCOPICOS BGS 114,244.80$
PROTECTORES DE CABLE 2-
7/8" BODEGA 57,890.00$
89
Tabla 14: Costos de perforación de un nuevo Pozo Inyector
DESCRIPCION COMPANIA COSTO
H&P 950,000.00$
H&P 1,005,000.00$
SLB, HALL, BKR WTF 1,650,000.00$
TENARIS 32,750.00$
TENARIS 302,600.00$
TENARIS 380,205.00$
TENARIS 42,150.00$
WEATHERFORD 12,000.00$
SCHLUMBERGER 55,000.00$
TUBERIA DE INYECCION 7" MATERIALES 126,450.00$
TOTAL 4,645,155.00$
EQUIPO DE MANIPULEO
MATERIALES DE EQUIPO
DE FONDO Y SERVICIOS
COSTO DE TUBERIA DE
REVESTIMIENTO 9 5/8 "
COSTO DE TUBERIA DE
REVESTIMIENTO 7 "
CABEZAL
FMC 89,000.00$
COSTOS DE MOVILIZACION
COSTOS DE TORRE DE
PERFORACIÓN 30 DÍAS
COSTOS SERVICIOS DE
PERFORACION 30 DÍAS
COSTO DE TUBERIA DE
REVESTIMIENTO 20 "
COSTO DE TUBERIA DE
REVESTIMIENTO 13 3/8" "
90
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
Optimiza costos logrando que un pozo inyector pague su propia
inversión.
Se tiene en un mismo pozo producción e inyección, con esto el agua
producida por el pozo e inclusive de pozos aledaños puede ser
inyectada simultáneamente permitiendo retardar o evitar la
construcción de líneas de flujo hasta la estación de producción más
cercana.
El diseño del sistema es robusto para soportar las condiciones de
trabajo.
Este tipo de Completación permitiría inyección de agua no sólo para
disponer de ella como desecho, sino también para sostener y mejorar
las presiones de yacimientos productores repletados.
Este tipo de completación dual deberá ser instalado únicamente en
pozos donde la tubería de revestimiento intermedia sea mínimo 9 5/8”
y el casing de terminación sea un liner de 7 pulgadas, o en su defecto
una tubería de revestimiento de terminación de 9 5/8”.
En caso de falla del equipo BES, y dado que no existirá otro pozo
inyector en la zona, a menos que se encuentra otra manera de
disponer del agua producida por los pozos aledaños, se tendría que
suspender la producción de toda la locación entre tanto se
reacondiciona el pozo para reparar el equipo BES de fondo
91
5.2 RECOMENDACIONES
Para evitar que el Equipo ESP sufra fuerzas de compresión, se va a
instalar una Shear Expansion Joint, debajo del Sensor del ESP y
arriba del Spear del Pump Support, pinado a 10,000 lbs-f. para que
cuando se esté inyectando por el long string y produciendo por el
short string, la Bomba no sufra compresión y se atasque. la
simulación se muestra en los anexos 3 y 4, en donde se muestra que
la mayor expansión (29.35”) se producirá con el menor caudal, en el
caso de la simulación es con 2000 bpd.
Durante la Instalación de la Completación, el Cable ESP por ninguna
razón deberá quedar entre las dos tuberías para evitar que este se
dañe por tubing stretch. (Movimiento de tuberías y durante la bajada).
Considerando las condiciones de operación del pozo en cuanto a
presiones diferenciales y temperatura, se recomienda que el equipo
de Completación de fondo soporte una presión diferencial de trabajo
de 10,000 psi.
Se podría incrementar la rata de producción de la zona inferior, al
usar tubería Paralela de 3-1/2” Se deben usar Juntas Telescópicas
para espaciar debajo de Tubing Hanger.
El efecto de Expansión de tubería, podría dañar los protectores de
Cable, El Cable BES, Los By-pass Clamps, y el Equipo BES Superior.
Por lo que se recomienda siempre utilizar juntas de expansión, para
compensar el Tubing Strech de las Sartas,
Los taladros de reacondicionamiento debe tener una capacidad de
izaje no menor de 280,000 libras, ya que el peso de la completación
podría superar las 250,000 libras.
92
El packer de aislamiento a usarse debe someterse a pruebas de
presión antes de ser enviado al pozo, ya que es el elemento más
importante en un diseño de completación dual paralela.
Las completaciones duales paralelas deben ser instaladas en pozos
donde la configuración de tubería de revestimiento sea con un
casing intermedio de mínimo 9 5/8” 47 #/ft, pudiendo tener como
tubería de producción un liner de 7”.
93
BIBLIOGRAFÍA CHAMBERS, R. (2002). Chambers Dictionary of Science and Technology.
Edimburgo: Chambers.
DAKE, P. (1983). Análisis de Reservorios, Tipos de empuje y fluidos.
México: Elsevier.
ETIENNE, G. (1975). El petróleo y la petroquímica. México: Edico.
GIUSSANI, L. (2007). Hidrocarburos: 100 años de producción desde
distintos ángulos. Buenos Aires: ITBA.
MEYERHOFF, A. (1983). Yacimientos gigantescos de petróleo. México:
Conacyt.
MOSQUERA, M. (2007). Energia en el Mundo. La era de la escasez. Mexico:
Mimeo.
PEAFF, G. (1996). Chemical Engineering Nexs. México: CEO.
WRIGHT, G. (2003). Mineral Resources and Economic Development.
California: Standford University.
YERGIN, D. (1992). La Historia del Petróleo. Mexico: Javier Vergara.
94
Anexo 1: Resumen de simulación para Pozo Dumbique 001.
Preprado por: Freddy Chicaiza
Revisado por:Olivier Humbert
Fecha: 7-May-09
DATOS INGRESADOS
20.31 n/a
0.55 cSt
0.0018 in
2.25 in
2800 PSI
8.5 ppg
Q (gphUS) Q (bbl) P1-P2 (PSI) V (ft/seg) Re (# Reynolds) Tipo de Flujo
3500 2000 107.50 4.70 149076.27 Hidr. Smooth Pipe
4375 2500 159.12 5.87 186345.31 Hidr. Smooth Pipe
5250 3000 219.24 7.05 223614.38 Hidr. Smooth Pipe
6125 3500 287.48 8.23 260883.44 Hidr. Smooth Pipe
7000 4000 363.57 9.40 298152.53 Hidr. Smooth Pipe
7875 4500 447.24 10.58 335421.56 Hidr. Smooth Pipe
8750 5000 538.31 11.76 372690.62 Hidr. Smooth Pipe
9625 5500 935.17 12.93 409959.70 Turbulento
10500 6000 1112.93 14.11 447228.75 Turbulento
11375 6500 1306.15 15.29 484497.84 Turbulento
12250 7000 1514.82 16.46 521766.88 Turbulento
13125 7500 1738.95 17.64 559035.94 Turbulento
14000 8000 1978.54 18.82 596305.06 Turbulento
14875 8500 2233.59 19.99 633574.10 Turbulento
15750 9000 2504.09 21.17 670843.10 Turbulento
16625 9500 2790.05 22.34 708112.20 Turbulento
17500 10000 3091.46 23.52 745381.25 Turbulento
Note:
Caudal Inyectado (Bbl/dia) Q (bbl)
Perdida de Presion (PSI) P1-P2 (PSI)
Velocidad del Fluido (ft/seg) V (ft/seg)
Pagina de Referencia para calculos.
http://www.pipeflowcalculations.com/affiliate/index.htm
• A range of maximum injection rates has been analyzed, based on industry practice erosion velocity limits.
o Industry practice erosion liquid velocity limit of seawater for carbon steel is 20 ft/s and 57 ft/s for duplex and
nickel based alloy.
o 9Cr and 13Cr steels are not recommended for seawater injection application, because of the corrosion effect
of chrome with oxygen.
Presion de Inyeccion
Injected Fluid
ID Tubing
RESUMEN DE SIMULACION DE INYECCION PARA DUMBIQUE
Local Resistence Coefficient (ksi)
Kinematic viscosity (ni)
Pipe roughness (kr)