perfil de proyecto de grado2

7/27/2019 Perfil de Proyecto de Grado2

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERA

MCAL. ANTONIO JOS DE SUCRE

BOLIVIA

TRABAJO DE GRADO

PROPUESTA DE IMPLEMENTACIN DEL MTODO DE

PERFORACIN CON COILED TUBING EN EL POZO LA

PEA-6 EN SANTA CRUZ-BOLIVIA

YESENIA ANTONIA CARDONA ANTELO

SANTA CRUZ - 2013


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ESCUELA MILITAR DE INGENIERAMCAL. ANTONIO JOS DE SUCRE

BOLIVIA

TRABAJO DE GRADO

PROPUESTA DE IMPLEMENTACIN DEL MTODO DEPERFORACIN CON COILED TUBING EN EL POZO LA

PEA-6 EN SANTA CRUZ-BOLIVIA

YESENIA ANTONIA CARDONA ANTELO

MODALIDAD DE PROYECTO DEGRADO, REQUISITO PARA OPTARAL TTULO DE LICENCIATURA ENINGENIERA PETROLERA


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NDICE

CAPTULO 1. GENERALIDADES .............................................................................. 1

1.1. INTRODUCCIN ............................................................................................. 1

1.2. ANTECEDENTES ............................................................................................ 2

1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................. 3

1.3.1 Identificacin del Problema ........................................................................... 3

1.3.2 Formulacin del Problema ............................................................................. 4

1.4. OBJETIVOS ..................................................................................................... 4

1.4.1 Objetivo general .............................................................................................. 4

1.4.2 Objetivos especficos ..................................................................................... 4

1.4.3 Acciones de Investigacin ............................................................................. 5

1.5. JUSTIFICACIN .............................................................................................. 6

1.5.1 Justificacin Tcnica...................................................................................... 6

1.5.2 Justificacin Econmica ................................................................................ 6

1.6. ALCANCE ........................................................................................................ 7

1.6.1 Alcance Temtico ........................................................................................... 7

1.6.2 Alcance Geogrfico ........................................................................................ 7

1.6.3 Alcance Temporal ........................................................................................... 8

1.6.4 Alcance Institucional ...................................................................................... 8

CAPTULO 2. MARCO TERICO........................................................................................ 9

2. FUNDAMENTACIN TERICA .................................................................... 10

2.1 CONTENIDO TEMTICO ............................................................................... 10

2.2 DESARROLLO DE LA FUNDAMENTACIN TERICA ............................... 11


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ii

2.2.1 Reservorio I ................................................................................................... 11

2.2.2 Descripcin del rea de estudio .................................................................. 11

2.2.2.1 Estratigrafa de la zona ............................................................................... 11

2.2.2.2Descripcin de los Reservorios Productores ........................................... 12

2.2.3 Perforacin I .................................................................................................. 15

2.2.4 Geologa del Petrleo ................................................................................... 15

2.2.5 SISTEMA COILED TUBING ........................................................................... 15

2.2.5.1 Elementos claves en las unidades de Coiled Tubing ............................... 16

2.2.5.2 Ventajas del Coiled Tubing ......................................................................... 16

2.2.5.3 Utilizacin de CT en el campo .................................................................... 17

2.2.5.4 Utilizaciones avanzadas ............................................................................. 17

2.2.5.5 Utilizaciones Rutinarias .............................................................................. 17

2.2.5.6 Desempeo del Coiled Tubing ................................................................... 18

2.2.5.6.1 Crecimiento del Dimetro ........................................................................ 19

2.2.5.6.2 Limitaciones de Colapso ......................................................................... 20

2.2.6. HIPTESIS ..................................................................................................... 22

2.2.7 Anlisis de las variables ................................................................................ 22

2.2.8. Operacionalizacin de variables .................................................................. 22

CAPTULO 3. MARCO PRCTICO .......................................................................... 23

3.1 Proceso de Perforacin ................................................................................ 24

3.1.1 Presin de Fondo ......................................................................................... 24

3.1.2 Presin Hidrosttica ..................................................................................... 24

3.1.3 Prdida de Presin ....................................................................................... 24


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iii

3.1.3.1 Presin en el Coiled Tubing ....................................................................... 25

3.1.3.2 Prdida de Presin en el BHA .................................................................... 28

3.1.3.3 Prdida de Presin en el espacio anular ................................................... 28

3.1.4 Volumen Recuperado ..................................................................................... 29

3.2 Programa operativo para la instalacin del sistema de Coiled Tubing ........ 31

3.2.1 Seleccin de componentes superficiales y subsuperficiales adecuadospara el sistema ........................................................................................................ 31

3.2.1.1 Seleccin de componentes superficiales ................................................. 31

3.2.1.1 Seleccin de componentes subsuperficiales ........................................... 31

3.3 Descripcin del procedimiento de instalacin de la complementacin ....... 31

3.3.1 Condiciones de Seguridad y medio ambiente ............................................. 31

3.3.3 Proceso de instalacin detallado de la sarta de velocidad ........................ 32

CAPTULO 4. EVALUACIN ................................................................................... 34

4.1Evaluacin Tcnica ........................................................................................... 35

4.1.1Ingresos ........................................................................................................... 35

4.1.2 Inversin ........................................................................................................ 38

CAPTULO 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................... 39

5.1 CONCLUSIONES ............................................................................................... 40

5.2 RECOMENDACIONES ....................................................................................... 40

BIBLIOGRAFA


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iv

NDICE DE CUADROS

CUADRO 1.1Acciones de investigacin ................................................................. 5

CUADRO 2.1 Contenido temtico .......................................................................... 10

CUADRO 2.2 Operacionalizacin de Variables ..................................................... 22

CUADRO 4.1Anlisis del Precio del Petrle ......................................................... 35

CUADRO 4.2 Proyeccin de ingeso actual ........................................................... 36

CUADRO 4.3 Proyeccin de ingresos con el Proyecto ........................................ 36

CUADRO 4.4Proyeccin de ingresos con el incremento de produccin .......... 37

CUADRO 4.5 Inversin para la implementacin del Mtodo de Perforacin ..... 38


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v

NDICE DE FIGURAS

FIGURA 1.1Localizacin geogrfica del Campo La Pea, lugar de medicin ..... 7

FIGURA 2.1Campo La Pea Mapa Estructural Tope Reservorio La Pea .......... 13

FIGURA 2.2 Columna estratigrfica del Campo La Pea ..................................... 14

FIGURA 2.3 Diagrama de tensin y deformacin del acero del Coiled Tubing . 18

FIGURA 2.4 Crecimiento diametral en contraposicin con ciclos de flexin aPresin de Coiled Tubing ....................................................................................... 20

FIGURA 2.5 Predicciones de Presin de colapso para varios grados de CoiledTubing con 2% de ovalidad .................................................................................... 21

FIGURA 3.1Hitorial de produccin del pozo LP-6 ............................................. 30

FIGURA 3.2 Unidad de Tubera Flexible ................................................................ 33

FIGURA 4.1 Ingresos Proyectados ........................................................................ 37


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vi

CAPITULO 1. GENERALIDADES


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1.1 INTRODUCCIN

La unidad de Coiled Tubing es una unidad autnoma de reparacin workover,

fcilmente transportable e hidrulica, que inyecta y recupera una tubera flexible y

continua dentro de una lnea ms grande de Tubing o casing. Este sistema no

requiere de un equipo adicional de workover. La unidad puede ser utilizada en pozos

vivos y permite la continua inyeccin de fluidos o nitrgeno mientras se contina

moviendo la tubera flexible.

Bolivia es un pas con grandes reservas de hidrocarburos; hoy en da, existe una

creciente demanda de gas en el mbito nacional y mundial, factores por los cuales

en los ltimos aos se presta mayor atencin a la explotacin y procesamiento de los

hidrocarburos.

En el Campo La Pea (Santa Cruz- Bolivia), se desea implementar una nueva

tecnologa para la perforacin de pozos a travs del uso de tubera flexible (Coiled

Tubing), la cual consiste en introducir una tubera continua, con dimetro reducido

respecto a la completacin del pozo, para realizar una intervencin especfica o de

servicio, como limpiezas, estimulaciones, fracturamientos hidrulicos o trabajos que

acompaan a la terminacin del mismo, sin necesidad de extraer la completacin

existente. Con esta unidad de perforacin no convencional se logra perforar pozos en

menor tiempo, disminuir los problemas operacionales y riesgos durante los viajes de

tubera. Esta tcnica permitir perforar mayor cantidad de pozos someros que no

seran econmicamente factibles construir con equipos convencionales, lo que

representar un avance operacional en el desarrollo de los servicios asociados con laconstruccin de los pozos.

Por lo planteado anteriormente se realizaran los estudios correspondientes para

determinar el uso del Coiled Tubing en el Campo La Pea, lo que permitir optimar el


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-2-

proceso de construccin de pozos y minimizar los costos asociados al mismo. Dicho

proceso abarca la seleccin del pozo candidato a la perforacin con Coiled Tubing, el

diseo de perforacin del pozo La Pea-6 para su anlisis previo, la profundizacin

del pozo de estudio del reservorio San Telmo al reservorio Escarpment con la

tecnologa de Coiled Tubing y por ltimo un estudio econmico para la profundizacin del

pozo La Pea-6.

1.2 ANTECEDENTES

En las operaciones de perforacin de pozos petroleros a nivel mundial, la ocurrencia

de problemas operacionales e imprevistos de todo tipo es algo que se registra como

consecuencia de perforar formaciones geolgicas an tomando en cuenta todas las

previsiones del caso. Por ello las compaas de servicio buscan constantemente el

desarrollo de tcnicas que corrijan los problemas operacionales siguiendo como

patrn la mxima rentabilidad del proceso.

En el departamento de Santa Cruz-Bolivia, especficamente en el Campo La Pea,

se encuentra el nuevo pozo petrolero denominado La Pea-6 (LP-6), el cual

contiene grandes reservas de petrleo y gas natural; por ello es necesario

implementar un nuevo mtodo de perforacin para as lograr una mayor produccin

de hidrocarburos en el menor tiempo posible.

El petrleo se encuentra en el subsuelo, este impregna formaciones de tipo arenoso o calcreo,

ocupando los espacios o poros que existen entre los granos que constituyen la roca y en algunos

casos, ocupando las fracturas causadas por esfuerzos que sufre la roca debido a movimientos

geolgicos; su color vara entre el mbar y el negro, su densidad es menor que la del agua y en

estado gaseoso es inodoro, incoloro e inspido. El petrleo se puede localizar en el subsuelo, de

manera general, arriba de una capa de agua, y en la parte superior de este, se puede tener una capa

de gas.


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El objeto de perforar un pozo es conectar los lugares donde estn acumulados los

hidrocarburos con la superficie para luego proceder a extraerlos, una vez que se

hayan montado los equipos y las instalaciones necesarias. Dicho de otra forma, se

trata de cavar un agujero desde la superficie hasta alcanzar la formacin productiva.

El mtodo de perforacin con Coiled Tubing, utiliza un tubo metlico continuo

construido en una aleacin especial que permite que se lo trate como a un tubo

PVC(cloruro de vinilo polimerizado) el cual se utiliza en las perforaciones comunes,

pero el Coiled Tubing posee las mismas caractersticas fsicas de una tubera

convencional de similar dimetro pero con la ventaja de que no es necesario

manipularlo, ni estibarlo tramo por tramo para bajarlo o retirarlo del pozo, ya que se

lo desenrolla o enrolla en un carretel accionado mecnicamente como si fuera una

manguera.

1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.3.1 Identificacin del problema

En las operaciones de perforacin de pozos petroleros a nivel mundial, la ocurrencia

de problemas operacionales e imprevistos de todo tipo es algo que se registra como

consecuencia de perforar formaciones geolgicas an tomando en cuenta todas las

previsiones del caso. Por ello las compaas de servicio buscan constantemente el

desarrollo de tcnicas que corrijan los problemas operacionales siguiendo como

patrn la mxima rentabilidad del proceso.

El Campo La Pea ubicado en el departamento de Santa Cruz, presenta un pozo

denominado LP-6 el cual contiene reservas y producciones de importantes

cantidades, que justifican la bsqueda de nuevas tecnologas que permitan alcanzar

la eficiencia operacional durante la construccin de pozos y que disminuyan los


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-4-

problemas que ocurren durante la perforacin en el yacimiento, con el fin de obtener

el mayor aprovechamiento de los recursos y rentabilidad del proceso de produccin.

Esta bsqueda da como resultado un nuevo concepto que puede ser incorporado en

las reas de rehabilitacin y perforacin de pozos, dicho concepto es el de la

perforacin con tubera flexible (Coiled Tubing), la cual permite perforar un hoyo de

dimetro reducido en un menor tiempo y con menores problemas operacionales.

Todo esto conlleva a la reduccin de los costos asociados a la construccin del

mismo, relacionados con la adquisicin, transporte, manejo y viajes en el hoyo con la

tubera.

1.3.2 Formulacin del problema

Podr aplicarse el mtodo de perforacin con Coiled Tubing de acuerdo a las

caractersticas que presenta el pozo LP-6?

1.4 OBJETIVOS

1.4.1 Objetivo General

Proponer la profundizacin del pozo LP-6 del Campo La Pea utilizando la

tecnologa de Coiled Tubing.

1.4.2 Objetivos Especficos

Adquirir el diseo de perforacin del pozo LP-6 para su anlisis previo.

Proponer la profundizacin del pozo LP-6 del reservorio San Telmo al reservorio

Escarpment.

Realizar un estudio econmico para la profundizacin del pozo LP-6.


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1.5 JUSTIFICACIN

1.5.1 Justificacin tcnica

El Campo La Pea, en los ltimos aos ha adquirido gran importancia a nivel

nacional debido a los altos volmenes de gas asociado que posee en susyacimientos, caracterstica que lo conduce a ser un productor confiable de

hidrocarburos. Sin embargo histricamente las perforaciones con equipos

convencionales en el rea del Bloque Grigot han presentado manifestaciones en los

pozos, reflejadas en incremento de presencia de gas durante las actividades de

perforacin; lo que ocasiona una serie de problemas operacionales los cuales

acarrean altos costos, baja productividad de los yacimientos, prdidas de equipos y

herramientas, adems altos riesgos al personal involucrado en las operaciones de

perforacin.

Es por ello, que en la bsqueda de soluciones a dichos problemas se plantea la

implementacin de perforar con Coiled Tubing, el cual representar un importante

aporte para la industria petrolera como premisa para asegurar la mxima rentabilidad

de sus procesos y la realizacin del trabajo en forma segura y con menores riesgos

al personal que realiza las operaciones.

1.5.2 Justificacin econmica

El mtodo con la tubera flexible permite perforar un hoyo cuyo dimetro es reducido

en un menor tiempo y con menores problemas operacionales, debido a ello se

produce la reduccin de los costos asociados a la construccin del mismo,

relacionados con la adquisicin, transporte, manejo y viajes en el hoyo con la tubera.


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1.6 ALCANCE

1.6.1 Alcance temtico

rea de investigacin: Perforacin Petrolera

Tema especfico: Coiled Tubing

1.6.2 Alcance geogrfico

Pas: Bolivia

Departamento: Santa Cruz

Provincia: Andrs Ibez

Bloque: Grigot

Campo: La PeaUbicacin: Latitud: S 20 2535.890

Longitud: W 635414.000

Formacin objetivo: San Telmo

FIGURA 1.1Localizacin Geogrfica del Campo La Pea, lugar de medicin

Fuente: Google Earth


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1.6.3 Alcance temporal

El tiempo que abarca el trabajo de estudio de implementacin del mtodo de

perforacin con Coiled Tubing se efectuar durante el primer semestre de la gestin

2013.

1.6.4 Alcance institucional

La aplicacin de la investigacin ser de utilidad para la empresa Pluspetrol Bolivia

Corporation S.A, empresa responsable del Bloque Grigot. As mismo ser de

utilidad para los estudiantes de la Escuela Militar de Ingeniera que estn prximos a

cursar el Quinto Semestre de la carrera, como una gua para la elaboracin de su

posible proyecto de grado.


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CAPITULO 2. MARCO TERICO


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2 FUNDAMENTACIN TERICA

2.1 CONTENIDO TEMTICO

CUADRO 2.1 Contenido Temtico

OBJETIVOSESPECFICOS

ACCIONESFUNDAMENTO

TERICO

Adquirir el diseo de

perforacin del pozo

LP-6 para su anlisis

previo.

Evaluacin del estado actualen el que se encuentra elpozo.

Actualizacin de los

volmenes remanentes.

Reservorio I

Proponer la

profundizacin del

pozo LP-6 del

reservorio San Telmo

al reservorio

Escarpment.

Obtencin de datos sobre laspropiedades petrofsicas yqumicas del reservorio SanTelmo.

Obtencin de datos sobre laspropiedades petrofsicas y

qumicas del reservorioEscarpment

Determinacin de lascaractersticas del CoiledTubing.

Perforacin I Geologa del Petrleo Coiled Tubing

Realizar un estudioeconmico para laprofundizacin delpozo LP-6

Estructuracin de costos del

sistema a implementar. Obtencin del anlisis

econmico.

Evaluacin y

Formulacin deproyectos

Elaboracin: Propia


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2.2 DESARROLLO DE LA FUNDAMENTACIN TERICA

2.2.1. Reservorio I

Un Reservorio petrolero es una formacin de roca sedimentaria porosa y permeablecubierta por una capa de roca impermeable a travs de la cual no pueden pasar

lquidos o gases. Originalmente los poros se llenaron con agua, pero el petrleo y el

gas, formados en una fuente rocosa contigua, gradualmente se filtraron en ellas

entrampndose contra la capa de roca impermeable. La forma del reservorio debe

permitir la acumulacin del petrleo (o gas), y la capa de roca impermeable es

esencial para imposibilitar su migracin. Debido a las fuerzas capilares una parte del

agua, originalmente en los poros, no pudo ser desplazada por el hidrocarburo. Esta

agua inmovilizada se denomina agua intersticial. El volumen de todos los poros en

una roca reservorio (porosidad) generalmente se expresa como un porcentaje del

volumen total de roca. Cuanto mayor es la porosidad efectiva, mayor es la cantidad

almacenada de petrleo.

2.2.2 Descripcin del rea en estudio

El campo La Pea, ubicado aproximadamente a 30km al SSE de la ciudad de SantaCruz de la Sierra, fue descubierto en Septiembre de 1965. Se encuentra dentro del

rea de explotacin del Bloque Grigot, cerca al lmite de deformacin influenciada

por la tectnica del sub-andino.

El campo se encuentra en periodo de desarrollo y explotacin.

2.2.2.1 Estratigrafa de la zona

Los reservorios pertenecientes a las Formaciones Chorro y Tarija del Carbonfero

medio-inferior, solamente fueron atravesados por los primeros 4 pozos perforados

en el campo (LP-1, LP-2, LP-3, LP-4) los mismos que estn ubicados en la

parte SW de la estructura. Las pruebas de produccin efectuadas en algunos de


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estos pozos, probaron la presencia de gas y condensado en niveles considerados

lenticulares y nunca puestos en produccin.

Los reservorios ms importantes pertenecen a los niveles ms someros del

Carbonfero es decir a las Formaciones San Telmo y Escarpment y son conocidos

como Arenisca La Pea y Arenisca Bolvar, ambos productores de petrleo negrode 44-45API.

2.2.2.2 Descripcin de los Reservorios Productores

Formacin San Telmo

La formacin San Telmo est constituida por sedimentitas de edad Carbonfera

correspondientes al Grupo Mandiyuti. Caracterizada por presentar hacia el tope un

paquete peltico formado por limolitas y arcillitas, de color marrn rojizo para luego

continuar con areniscas de color gris blanquecina, amarillento con grano fino escaso

medio, subangular a subredondeado regular a buena seleccin, bastante friables, por

ello se recuperan como grano suelto de cuarzo hialino, intercalan delgados niveles

pelticos, recuperados como arcillitas, de color marrn rojizo y oscuro, blandas,

plsticas e hidratable. Hacia el contacto con la Arenisca La Pea, aproximadamente

como de 11m se observan Diamictitas de coloracin marrn rojiza oscura, coninclusiones de cuarzo de grano fino a grueso subredondeados. La deteccin de gas

en el nivel arenoso se presenta con un valor constante de 100 UGT.

Arenisca La Pea

Este reservorio est constituido por areniscas de color gris blanquecina, amarillento

son de grano fino a medio, subangular a subredondeado, localmente moderada

reaccin calcrea, regular a buena seleccin, bastante friables, por ello se recuperan

como grano suelto de cuarzo hialino, intercalan delgados niveles pelticos,

recuperados como arcillitas, de color marrn rojizo y oscuro, blandas, plsticas

hidratable. Se atravesaron 60m, la deteccin de gas se ha presentado en cantidades

considerables de hasta 3500 UGT (unidades de gas total).


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Formacin Escarpment

Corresponden a esta formacin las areniscas del reservorio conocido como Bolvar,

cuya descripcin se detalla a continuacin:

Arenisca Bolvar

Este reservorio est caracterizado por presentar areniscas de color gris blanquecino

amarillento, son de grano fino a medio, subangular o subredondeado, localmente

moderada reaccin calcrea, regular a buena seleccin, bastante friables, por ello se

recuperan como grano suelto de cuarzo hialino, intercalan delgados niveles pelticos,

recuperados como arcillitas, de color marrn rojizo y oscuro, blandas, plsticas

hidratable. Se atravesaron 73m, la deteccin de gas en este tramo se present enpicos, de hasta 1500 unidades de gas total.

FIGURA 2.1 Campo La Pea Mapa Estructural Tope Reservorio La Pea

Fuente: YPFB Andina 2013


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FIGURA 2.2 Columna Estratigrfica del Campo La Pea

Fuente: YPFB Andina 2013


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2.2.3 Perforacin I

El proceso de perforacin consiste en conectar el ensamblaje de fondo (BHA) a la

mecha con el propsito de penetrar las diferentes formaciones, aplicando factores

mecnicos ptimos (peso y rotacin) para obtener la mejor tasa de penetracin.

En el proceso es conveniente analizar las mechas, los criterios de seleccin, el

mecanismo de corte, los factores mecnicos, la evaluacin y la longitud de barras.

2.2.4 Geologa del Petrleo

Es una rama de la Geologa general, que se ocupa de la aplicacin en la bsquedade hidrocarburos. Estudia el origen, mecnica de migracin, almacenamiento y

preservacin de los hidrocarburos.

El petrleo y gas son compuestos hidrocarburferos conformados por carbn e

hidrgeno en sus tres estados: Gaseoso (Gas), lquido (petrleo) y slidos

(alquitranes); que son formados mayormente a partir de materia prima orgnica,

debido a la accin de bacterias y por efectos de presin y temperatura (maduracinde materia orgnica e ingreso a la ventana de generacin de hidrocarburos).

2.2.5 Sistema Coiled Tubing

La tubera enrollada (Coiled Tubing, por sus siglas en ingls), se define como

cualquier producto tubular fabricado de manera continua en longitudes que requieren

que sea enrollado en un carretel durante el proceso de fabricacin. La tubera seendereza antes de introducirla en el pozo y se enrolla nuevamente en el carretel al

sacarla. Los dimetros generalmente varan entre 0,75 y 4,0 pulgadas, y se

comercializan en carreteles sencillos, en longitudes que exceden los 30000 pies de

aceros que han soportado fuerzas desde 55000 psi hasta 120000psi.


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2.2.5.1 Elementos claves en la unidad de Coiled Tubing

La unidad de CT enrollada est formada por un conjunto completo de equipos

necesarios para llevar a cabo actividades estndar en el campo, en operaciones con

tubera continua.

La unidad consiste de cuatro elementos bsicos:

Carretel: para el almacenamiento y transporte de la CT.

Cabezal de inyeccin: para suministrar en superficie la fuerza necesaria para

introducir y retirar la CT

Cabina de control: desde la cual el operador del equipo monitorea y controlas la

CT.

El conjunto de potencia: para generar la potencia hidrulica y neumtica requerida

para operar la unidad de CT.

2.2.5.2 Ventajas del Coiled Tubing

Mientras la ventaja inicial del desarrollo de la tubera continua enrollada era poder

trabajar en pozos de produccin activos, la rapidez y la economa se han convertido

en el principal beneficio en la utilizacin de la tubera enrollada, as como los

espacios reducidos y tiempos de operacin ms cortos en las operaciones de

perforacin y reparaciones.

Algunas de las ventajas clave asociadas con la utilizacin de la tecnologa CT son las

siguientes:

Seguridad y efectividad para intervenir en pozos activos.

Rapidez en la movilizacin y montaje de los equipos.

Posibilidad de mantener el pozo circulando mientras se introduce y extrae la

tubera.


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Disminucin de los tiempos de viaje, lo que significa una menor prdida de

produccin.

Reduccin en el nmero de operarios requeridos

Los costos pueden ser significativamente reducidos.

2.2.5.3 Utilizacin de CT en el campo

El uso de la CT contina en crecimiento ms all de su empleo en la tpica limpieza y

la estimulacin con cido. Este crecimiento puede atribuirse a una multitud de

factores, incluyendo los avances en la tecnologa y materiales de la CT, as como al

nfasis cada vez mayor en pozos con secciones horizontales o altamente desviadas.

La relacin de los usos de la CT (que aparece a continuacin) se suministra como un

desafo al pensamiento para crear operaciones adicionales, en las cuales la CT

pueda ser benfica para los futuros trabajos de campo:

2.2.5.4 Utilizaciones avanzadas

Perforacin con tubera enrollada (CTD)

Fracturamiento

Operaciones submarinas Pozos profundos

Oleoductos, gasoductos, lneas de flujo

2.2.5.5 Utilizaciones rutinarias

Descarga de pozos

Limpieza

Acidificaciones o estimulaciones

Sarta de velocidad

Operaciones de pesca

Desplazamiento de herramientas

Registro de pozos (en tiempo real o con memorias)


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Asentamiento o recuperacin de tapones

2.2.5.6 Desempeo del Coiled Tubing

Debido a la naturaleza de los servicios con tubera flexible, se dan situaciones que

contribuyen a la reduccin de su vida til. El factor predominante es la fatiga debido a

los ciclos repetidos de flexin.

Una revisin de la relacin entre la tensin y la deformacin del acero HSLA

contribuir a definir la reaccin de la tubera flexible durante un servicio normal. La

Figura 2.3 muestra una curva tpica de tensin y deformacin del acero de alta

resistencia y baja aleacin. La tensin del material se puede observar en el eje Y y la

deformacin en el eje X. a medida que se aplica tensin, se observa unadeformacin. La ley de Hooke establece que la tensin es equivalente a la

deformacin multiplicada por el mdulo de elasticidad del material.

FIGURA 2.3 Diagrama de Tensin y deformacin del acero del Coiled Tubing

Fuente: Petrolnews


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Esta relacin est representada por la lnea O-A en la figura 2.3. El mdulo de

elasticidad define la pendiente y la tensin en el punto A es conocido como el lmite

de proporcionalidad. Directamente sobre el lmite de proporcionalidad se encuentra el

punto B, que se describe como el lmite elstico. Si la tensin en el acero se

mantiene por debajo del lmite elstico, la deformacin ser elstica y desaparecer

cuando se retire la fuerza que la provoca.

A medida que se vayan aplicando cargas, la tensin en el plstica y el material

comienza a estirarse. El API (siglas en ingls que significan Instituto Americano del

Petrleo) adopt un valor estndar de compensacin de deformacin de 0.2% para

ubicar el umbral de fluencia plstica en la curva de tensin y deformacin y

determinar el lmite elstico de los aceros aleados de manera lgica. Aqu est

representado por la lnea punteada B-X 0.2%. La inclinacin de la lnea P-

O\1tambin se define por el mdulo de la elasticidad del material e intersecta al eje

X de deformacin plstica como resultado de una situacin de deformacin. Si se

aade tensin, se llega al punto C, que es la carga lmite de rotura del material.

Cuando se alcanza el punto C, el material sufrir fractura.

2.2.5.6.1 Crecimiento del dimetro

Una consecuencia desafortunada del ciclo de flexin de la tubera flexible con

presin interna es la condicin conocida como crecimiento diametral. La figura 2.4

ilustra un crecimiento diametral en contraposicin con ciclos de flexin a presin para

un CT de 1.25 de dimetro externo. En resumen, como el CT va atravesando ciclos

de flexin con presiones internas superiores al 15% de la presin mnima de fluencia

interna, el dimetro externo del tubo aumenta permanentemente. Este efecto globo

provoca que las paredes del tubo se reduzcan levemente y a medida que la presin

interna aumenta, el efecto globo se torna cada vez ms severo.


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FIGURA 2.4 Crecimiento diametral en contraposicin con ciclos de flexin a

presin del Coiled Tubing

Fuente: Petrolnews

En servicios de alta presin, el grado de crecimiento diametral de la estructura del

tubo desempea un rol importante al determinar cundo debe retirarse de servicio

una sarta de tubera flexible. Debido a las restricciones ajustadas de diseo de las

tolerancias de equipo de presin de superficie, el CT no puede atravesar nuevos

bujes desmontables cuando el crecimiento supera las 0.05 de su dimetro externo.

Para el ejemplo de tubera flexible de 1.25, la tolerancia de crecimiento diametral es

de 1.30 de dimetro externo, limitando su servicio a una fraccin de la duracin en

servicio proyectada.

2.2.5.6.2 Limitaciones de colapso

En servicios convencionales con CT, las cargas de traccin se aplican en la forma de

peso y arrastre de tubo cuando se lo extrae del pozo. En todas las tuberas, la

resistencia al colapso disminuye cuando el tubo est expuesto a cargas de traccin

mayores. Sin embargo, se desarrolla una condicin mecnica secundaria en el

servicio convencional de tubera flexible que afecta drsticamente la resistencia al

colapso.


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Los nuevos CT son casi unos 100% redondos hasta ser enrollados en los carretes de

servicio o almacenamiento. Debido al radio de flexin reducido del carrete, el tubo

adquiere una forma levemente oval (98% a 99% redonda) cuando se enrolla por

primera vez. La disminucin de la redondez se conoce como grado de ovalidad, el

cual se obtiene mediante la divisin de la diferencia mxima de las mediciones del

dimetro externo del tubo (tomadas en la circunferencia) sobre el dimetro

determinado del tubo. La ovalidad generalmente se presenta como un cambio

porcentual en la redondez del tubo.

Como la tubera est continuamente enrollndose y desenrollndose del carrete y

pasando sobre el cuello cisne, la ovalidad del tubo puede aumentar entre un 1% y un

5%. Varios estudios sugieren que a medida que la redondez del CT disminuye, la

resistencia al colapso baja drsticamente.

Material puede llegar a superar el lmite elstico y pasar el punto B, que es el umbral

de fluencia plstica. El umbral de fluencia plstica es la tensin que corresponde al

inicio de la deformacin

FIGURA 2.5 Predicciones de presin de colapso para varios grados de CT con

2% de ovalidad

Fuente: Petrolnews


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2.2.6 HIPTESIS

Se realiz con xito la perforacin con Coiled Tubing en el pozo LP-6.

2.2.7 Anlisis de las variables

Variable independiente: LP-6

Variable dependiente: Coiled Tubing

2.2.8 Operacionalizacin de Variables

CUADRO 2.2 Operacionalizacin de Variables

VARIABLE DIMENSIN INDICADOR INSTRUMENTOS

Variableindependiente:

LP-6

Variable especfica al

realizar la perforacin, la

cual determina las

condiciones de trabajo

para implementar el

mtodo de perforacin

con CT.

Presin deFondo

PresinHidrosttica

Prdida dePresin

Ensayos en laboratorioPVT para petrleo

Ensayos PVT enlaboratorio para gas

Barmetro

Variabledependiente:

Coiled Tubing

Instrumento con el cual

se realiza la perforacin

para obtener una

produccin de

hidrocarburos en menortiempo y menor costo.

Barriles depetrleo crudo

por da

Clculo de volumen atravs de los datos depresin obtenidos en

laboratorio

Elaboracin: Propia


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CAPTULO 3. MARCO PRCTICO


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3.1 Proceso de Perforacin

En cuanto a la fase de planificacin de la perforacin de un pozo, se toma en cuenta

todos los factores inherentes en su diseo, el tipo y peso del lodo con el que se va a

perforar, el grado de los revestidores, formaciones a atravesar, diseo de la lechada

y puntos de asentamiento de los revestidores, entre otros.

A continuacin se describen las variables fundamentales a la hora de disear un

pozo:

3.1.1 Presin de Fondo

Se obtiene de los datos del pozo a travs de la empresa YPFB Andina.

3.1.2 Presin Hidrosttica

Se refiere a la presin ejercida por la columna de fluido en el anular.

Donde:

: Presin Hidrosttica: Densidad del fluido utilizado: Profundidad del pozoReemplazando datos:

3.1.3 Prdida de Presin

La siguiente ecuacin describe las prdidas de presin en el camino del flujo


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Donde:

: Prdida de presin: Presin de Coiled Tubing: Presin del BHA: Presin anularSegn el comportamiento del fluido y el tipo de fluido que se encuentre en cada

seccin, se realizan los clculos convenientes.

3.1.3.1 Presin en el Coiled Tubing

Para esta operacin, el fluido que va a atravesar el Coiled Tubing es gas, se utiliza elmodelo reolgico adecuado para este fluido.

El gas se considera un fluido newtoniano, entonces para calcular la prdida de

presin en el Coiled Tubing se debe calcular primero el nmero de Reynolds para

saber qu tipo de flujo se tiene:

Donde:

: Nmero de ReynoldsV: velocidad media

D: dimetro de Coiled Tubing

: Densidad del gas

: Viscosidad del gasReemplazando datos:


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Este valor indica que el flujo es altamente turbulento porque el rango para un flujo

turbulento es >2100.Una vez calculado el se calcula el factor de friccin, para fluidos en tuberasrectas, el cual es:

Donde el coeficiente a es:

Donde el exponente b es:

El ndice de comportamiento de flujo, n, es igual a 1 para fluidos newtonianos,

entonces:

El factor de friccin es:


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Luego de calcular el factor de friccin se pasa a calcular la prdida de presin por

friccin para los gases:

(

)

Donde m es el flujo msico del gas, X el factor de comprensibilidad, R es la

constante de los gases.

El flujo msico es igual a:

Donde, el caudal y la densidad son datos proporcionados por la empresa YPFB

Andina:

Entonces:

El factor de comprensibilidad es 0.81, reemplazando datos:

( )


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3.1.3.2 Prdida de Presin en el BHA

La prdida de presin en el BHA, se da en la vlvula de inyeccin de bombeo

ubicada en el ltimo tramo del Coiled Tubing, entonces para calcular la prdida de

presin en la vlvula se toma el criterio de clculo de un trpano:

Donde Vn representa la velocidad en las boquillas de la vlvula de inyeccin y se

puede calcular de la siguiente manera:

Reemplazando los datos, se obtiene:

3.1.3.3 Prdida de Presin en el espacio anular

Dato obtenido a travs de la empresa YPFB Andina.

Reemplazando los valores, la prdida de presin total en el sistema es:


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La presin de bombeo necesaria es:

La potencia hidrulica requerida se calcula de la siguiente manera

La unidad que provee poder o energa al Coiled Tubing genera 1030HP, para que la

hidrulica en el sistema sea eficiente.

3.1.4 Volumen recuperado

Ya que el volumen recuperado mediante el sistema actual debe ser igual al que serrecuperar con la implementacin de Coiled Tubing, se determin el volumen totalque debera ser recuperado durante la vida productiva del pozo desde Febrero de2013, utilizando la siguiente ecuacin:

Donde:

N= reservas remanentes del pozo (bbl)

= caudal inicial (BPD)= caudal de abandono (BPD)a= constante de declinacin


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Entonces, para las condiciones actuales del pozo LP-6, las reservas remanentes

son calculadas tomando un valor de 5 BPD para el caudal de abandono, las reservas

remanentes son:

N= 337.294 Bbl

a= 0.01094

Clculo del caudal:

Volmenes calculados

FIGURA 3.1 Historial de produccin del pozo LP-6

Elaboracin: Propia

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2020

Volumen

(Bbl)

Ao

Volumen estimado de produccin


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3.2 Programa operativo para la instalacin del sistema de Coiled Tubing

3.2.1 Seleccin de componentes superficiales y subsuperficiales adecuados

para el sistema

3.2.1.1 Seleccin de componentes superficiales

Los componentes superficiales de la unidad de Coiled Tubing, son seleccionados

para la implementacin de la tubera de dimetro externo de 1 pulgadas. Se

utilizan los siguientes componentes superficiales:

El carretel tiene un dimetro mnimo de 40 veces el dimetro externo de la tubera

de 1 pulgadas, entonces el dimetro mnimo del carretel es 60 pulgadas.

El equipo de control de pozo, consiste en una unidad de BOP con un stripper. El

equipo de control tiene una presin mxima permitida de trabajo de 5000Psi.

Se cuenta con una ventana de trabajo, para una instalacin segura y cmoda de

los componentes de la complementacin.

Un colgador de Coiled Tubing adecuado para la tubera de 1 pulgadas.

3.2.1.2 Seleccin de componentes subsuperficiales

El arreglo de fondo (BHA), o las herramientas de fondo que se bajarn con el Coiled

Tubing para la implementacin de la sarta de velocidad consiste en:

Un packer hidrulico de 7 pulgadas para aislar la caera daada.

Un niple asiento para anclar un tapn.

3.3 Descripcin del procedimiento de instalacin de la complementacin

A continuacin se describe el procedimiento de instalacin de la sarta de velocidad

de 1 pulgadas de dimetro externo, para el pozo LP-6.

3.3.1 Condiciones de Seguridad y medio ambiente

Todo el personal debe estar provisto de los elementos de proteccin de acuerdo al

procedimiento Equipo de Proteccin Personal.


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Para la disposicin de los equipos, armado, bombeo y desarmado realizar el ATS

correspondiente de acuerdo al procedimiento Anlisis de Trabajo Seguro.

Ubicar extintores en los lugares perfectamente visibles (uno en proximidad a la

boca de pozo y al menos dos cerca del equipo), como as tambin uno en cada

equipo de bombeo.

3.3.2 Proceso de instalacin detallado de la sarta de velocidad

Limpiar las parafinas de la tubera si es necesario.

Cerrar la vlvula maestra inferior y despresurizar.

Sacar el arbolito encima de la vlvula maestra inferior.

Instalar el Coiled Tubing sobre la vlvula maestra inferior.

Colocar un sello en el Coiled Tubing. Girar los pesadores de cierre hasta la parte superior del sello. Esto previene la

presin de desplazamiento del sello cuando la vlvula maestra est abierta.

Instalar BOPS

Conectar la ventana de acceso al Coiled Tubing y a los BOPS

Bajar la tubera despacio entre los BOPS, la ventana de trabajo y el sello hasta

que la tubera alcance la vlvula maestra inferior. La tubera deber bajarse con un

tapn y un niple asiento al final de la misma para crear un sello.

Cerrar la ventana de acceso.

Energizar el stripper en la parte superior de la unidad d Coiled Tubing.

Asegurar que la vlvula maestra est abierta.

Retornar el pozo a produccin.


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FIGURA 3.2 Unidad de Tubera Flexible

Fuente: Drilling Group


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CAPTULO 4. EVALUACIN


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4.1 Evaluacin Tcnica

La siguiente evaluacin, se realiza para un tiempo de 7 aos, utilizando la suma de

volmenes que sern producidos desde Febrero de 2013 aportado por el pozo LP-6

y el precio de barril de petrleo para el mercado interno boliviano es de 27.12$us, la

depreciacin por ley para equipos de campo de la industria petrolera de 8 aos,

adems de los impuestos por ley del 50% (32% IDH + 18% Regalas).

4.1.1 Ingresos

Los ingresos del presente proyecto se obtienen a partir de la utilidad que recibe la

empresa YPFB Andina, por el incremento, de la produccin de petrleo del pozo

LP-6, es decir, por la diferencia entre la utilidad actual y la utilidad con la tcnica de

levantamiento implementada, y no as a la suma de los dos a al total. Para ello serealiza un anlisis de precios del producto en el CUADRO 4.1, donde el precio de

venta al mercado interno se descuenta las tarifas de someterse al pago de

impuestos. Luego se multiplica el costo del barril en boca de pozo por el incremento

de produccin anual y se determina la proyeccin de los ingresos para los 8 aos d

evaluacin.

CUADRO 4.1 Anlisis del Precio del Petrleo

PetrleoPrecio de venta ($us/bbl) 27,12Costo de produccin de planta ($us/bbl) -1Costo de transporte ($us/bbl) -2,48Precio en boca de pozo ($us/bbl) 23,64

Fuente: YPFB Andina. 2013


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CUADRO 4.2 Proyeccin de ingreso actual

Elaboracin: Propia

CUADRO 4.3 Proyeccin de ingresos con el Proyecto

Elaboracin: Propia

PROYECCI N DEINGRESOS ACTUAL

ao 1 ao 2 ao 3 ao 4 ao 5 ao 6 ao 7

Precio del barril en bocade pozo ($us/Bbl)

23,64

Volumen de produccinanual (bbl)

43420 38079 33395 29287 25684 15192 11685

Ingresos proyectados($us)

1026448 900188 789458 692345 607170 359139 276233

PROYECCI N DEINGRESOS CON EL

PROYECTOao 1 ao 2 ao 3 ao 4 ao 5 ao 6 ao 7

Precio del barril en bocade pozo ($us/Bbl)

23.64

Volumen de produccinanual (bbl)

71449 56800 45155 35897 28537 22686 18035

Ingresos proyectados($us)

1689054 1342752 1067464 848606 674615 536297 426347


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CUADRO 4.4 Proyeccin de ingresos con el incremento de produccin

PROYECCI NDE INGRESOSINCREMENTO

ao 1 ao 2 ao 3 ao 4 ao 5 ao 6 ao 7

Precio del barrilen boca depozo ($us/Bbl)

23,64

Volumen deproduccinanual (bbl)

28029 18721 11760 6610 2853 7493 6350

Ingresosproyectados($us)

662605,56 442564,4 278006,4 156260,4 67444,92 177134,5 150114

Elaboracin: Propia

FIGURA 4.1 Ingresos Proyectados

Elaboracin: Propia

0 500000 1000000 1500000 2000000

ao 1

ao 2

ao 3

ao 4

ao 5

ao 6

ao 7

Ingresos proyectados ($us)

Ingresos

Perforacin con CT

Perforacin normal


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4.1.2 Inversin

La inversin para implementar el mtodo de perforacin con Coiled Tubing presenta

como principales costos el alquiler de los equipos y herramientas, contratacin de

servicios y supervisin de la operacin

CUADRO 4.5 Inversin para la implementacin del Mtodo de Perforacin

Descripcin Unidad Cant.P. Unit.($us)

Total($us)

MAQUINARIAUnidad de Coiled Tubing km 440 3,9 1694Unidad de Bombeo km 440 3,7 1606Unidad liviana km 440 1,1 462Transporte de Tanque km 880 3,7 3212

Cargo bsico Coiled Tubing(8Hrs)

C/B 1 4085 4085

Hora adicional Coiled Tubing Hrs. 12 325 3900Cargo bsico bombeador (4 Hrs) C/B 1 1950 1950Hora adicional Bombeador Hrs. 6 25 1350Cargo por hora de esperabombeador

Hrs. 10 125 1250

Cargo BOP de 10000Psi Da 2 750 1500SUB TOTAL ($us) 21009

MANO DE OBRA

Cargo por supervisor de CoiledTubing

Da 3 750 2250

Cargo por Operador de CoiledTubing

Da 3 500 1500

Cargo ayudante Coiled Tubing(dos)

Da 6 300 1800

Cargo operador del bombeador Da 3 400 1200Cargo ayudante Bombeador(dos)

Da 6 300 1800

Cargo por catering (por hombrepor da)

Da 24 45 1080

SUB TOTAL ($us) 9630SUMATORIA TOTAL ($us) 30639

Elaboracin: Propia


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CAPTULO 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES


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5.1 CONCLUSIONES

Al obtener informacin del pozo por medio de YPFB Andina, se lleg a establecer

que el mtodo de Perforacin con Coiled Tubing es viable en el pozo LP-6.

A travs del anlisis nodal realizado, se determin que el caudal de petrleo

estimado, es de 220BPD con una presin de fondo de 1500Psi aproximadamente.

Se determin que para recuperar los 220BPD, se debe bajar una tubera de Coiled

Tubing de 1.5 pulgadas de dimetro externo a una profundidad de 6400 pies, bajo

condiciones mecnicas que no ponen en riesgo la vida til de la tubera.

La instalacin del Coiled Tubing en el pozo, se la puede realizar sin necesidad de

ahogar el mismo, instalando en el fondo de la tubera un niple asiento con un

tapn para evitar que la parte interna de la tubera entre en contacto con el pozo.

5.2 RECOMENDACIONES

Tomando en cuenta el anlisis tcnico del proyecto, se recomienda la

implementacin del Mtodo de Perforacin con Coiled Tubing en el pozo LP-6.

Durante los trabajos con la tubera flexible, se recomienda trabajar con un margen

de seguridad del 50% de resistencia a las tensiones.

Realizar un monitoreo continuo de la fatiga del Coiled Tubing para asegurarse que

se tiene un porcentaje de fatiga adecuado, durante cualquier profundidad ypresiones de trabajo.


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BIBLIOGRAFA


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Libros:

AHMED, Tarek. 2001. Reservoir Enginnering Handbokk. Segunda edicin. Gulf

Profesional Publishing. Estados Unidos.

International Coiled Tubing Association ICOTA. Una introduccin a la tubera

enrollada. 2007

SAPAG, Nassir. 1991. Preparacin y evaluacin de Proyectos. Segunda edicin.

Mc-Graw-Hill. Mxico.

Documentos SPE (Society of Petroleum Engineers):

SPE (Society of Petroleum Engineers). 17071. Application of Nodal Analysis in

Appalachian Gas Well.

Pginas Web:

(www-01): Desempeo de la tubera flexible.

[http://www.petrolnews.net/noticia.php?ID=b71b5a94eb7604bea06143f3ff6973c&r

=1996]. (Consulta: 23/03/2013).

perfil de proyecto de grado2

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