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G R O U P

82

DERECHO DE AUTOR

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

presente trabajo, con las nicas limitaciones que establece la legislacin

vigente en materia de derecho de autor.

En la ciudad Caracas, a los 13 das del mes de septiembre del ao 2002.

__________________________

Eduardo Jos Robaina Blavia

G R O U P

81

APROBACIN Considero que el trabajo final titulado:

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

Elaborado por el ciudadano

EDUARDO JOSE ROBAINA BLAVIA Para otorgar el ttulo de

INGENIERO MECNICO

rene los requisitos exigidos por la Escuela de Ingeniera Mecnica de la

Universidad Metropolitana, y tiene mritos suficientes como para ser

sometido a la presentacin y evaluacin exhaustiva por parte del jurado

examinador que se designe.

En la ciudad de Caracas, a los 13 das del mes de Septiembre del ao 2002

Tutor Industrial Tutor Acadmico

Ing. Manuel PanDvila Ing. Jos Marino

G R O U P

III

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

G R O U P

IV

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

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

la paciencia que tuvieron durante estos ltimos 5 aos. De la misma forma

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

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

me he propuesto.

Muchas gracias a todos

G R O U P

V

NDICE RESUMEN ................................................................................................... I

NDICE DE TABLAS....................................................................................... 1

NDICE DE FIGURAS..................................................................................... 2

INTRODUCCIN............................................................................................ 4

CAPTULO 1 Dacin...................................................................................... 6

CAPTULO 2 INFORMACIN DEL TALADRO.............................................. 9

CAPTULO 3 SECUENCIA DE COMPLETACIN ...................................... 12

3.1 Movilizacin......................................................................................... 12

3.2 Instalacin ........................................................................................... 12

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

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

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

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

3.7 Proceso de filtracin............................................................................ 16

3.8 Fluidos de completacin...................................................................... 18

3.9 Tipos de fluidos de completacin ........................................................ 18

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

3.10.1. Caoneo TCP (tubing combey perforating caones

transportados por tubera) ..................................................................... 19

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

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

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

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

3.10.2 Caoneo a travs de guaya (wireline) ........................................ 24

3.10.4 Evaluacin (Suabeo) .................................................................. 26

CAPTULO 4 Control de Arena..................................................................... 28

4.1 Porqu se produce arena.................................................................... 28

G R O U P

VI

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

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

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

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

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

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

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

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

4.10 Tubera de Produccin ...................................................................... 36

4.10.1 Diseo ........................................................................................ 37

4.10.2 Clculo........................................................................................ 37

CAPTULO 5 Levantamiento Artificial ........................................................... 42

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

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

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

5.1.3 Bomba Mecnica (Rotoflex).......................................................... 43

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

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

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

5.2.1 Introduccin .................................................................................. 44

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

5.2.3 Vlvulas de inyeccin de presin.................................................. 46

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

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

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

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

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

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

G R O U P

VII

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

BIBLIOGRAFA............................................................................................. 78

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

G R O U P

1

NDICE DE TABLAS tabla 1 Tabla de especificacin de los caones............................................ 21

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

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

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

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

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

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

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

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

tabla 10 Sarta de completacin .................................................................... 67

tabla 11 Sarta de completacin .................................................................... 74

G R O U P

2

NDICE DE FIGURAS Figura 1 Mapa del campo Dacin ................................................................... 8

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

Figura 3 Cabria y tuberas .............................................................................. 9

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

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

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

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

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

Figura 9 Herramienta recuperada de un pozo despus de una limpieza

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

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

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

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

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

Figura 14 Diagrama de filtracin................................................................... 17

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

Figura 16 Caones ....................................................................................... 20

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

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

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

Figura 20 Diagrama Caoneo Big hole......................................................... 25

Figura 21 Diagrama caoneo deep penetration............................................ 25

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

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

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

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

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

G R O U P

3

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

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

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

Figura 30 Vlvula interna .............................................................................. 46

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

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

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

Figura 34 Sarta de completacin .................................................................. 72

G R O U P

I

RESUMEN MEJORAMIENTO Y CONTROL DE LOS COSTOS DEL PROCESO DE

COMPLETACIN EN LOS POZOS DEL CAMPO DACIN. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA: Dacin es un campo que comenz su explotacin a principio de los aos 50.

Actualmente es operado por la empresa transnacional ENI/Lasmo de

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

apertura petrolera.

El campo Dacin posee ms de 500 pozos productores y produce un

promedio de 55.000 barriles diarios de crudo con una gravedad API

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

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

perforados cada ao. Este plan de desarrollo continuar hasta el ao 2005.

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

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

"completacin".

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

pasos ms importantes para garantizar la produccin esperada en cada

prospecto.

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

para que contine su produccin en otros prospectos remanentes a este

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

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

explotacin a sido mantenida por un perodo largo de tiempo como en el

caso del campo Dacin

El correcto diseo y ejecucin de los procesos de completacin y

reacondicionamiento son indispensables para el xito econmico de este

G R O U P

II

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

pieza fundamental para lograr este objetivo.

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

realiza en el campo Dacin y generar los procedimientos para la realizacin

de stas y as mejorar y controlar los costos que se generan.

Objetivos especficos: - Diseo del programa de completacin y preparacin.

- Diseo de la tubera de produccin.

- Diseo del sistema de control de arena.

- Diseo del sistema de levantamiento artificial por gas.

- Clculo de los factores de seguridad.

- Control de los costos.

G R O U P

4

INTRODUCCIN

Actualmente el mundo est experimentando cambios a nivel ambiental,

tecnolgico y econmico. La necesidad de crear procesos ms eficientes y

artculos de mejor calidad est siempre presente a nivel empresarial. Esto se

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

necesidad de combustible para poder suministrar energa elctrica, est

siempre presente.

Estas necesidades son actualmente suministradas en su mayora por la

industria del petrleo. El proceso de completacin de un pozo productor es

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

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

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

en el tiempo.

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

vida til del pozo. Una vez finalizado el trabajo de completacin, el pozo

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

para luego ser separado y utilizado como materia prima para diferentes

productos.

Mediante este trabajo investigativo, explicaremos detalladamente el proceso

de completacin de un pozo de petrleo. Cuales son los factores que se

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

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

diseo y el porque del uso de las herramientas.

G R O U P

5

El aspecto econmico en estos trabajos de completacin son bastante altos

ya que se busca realizar el trabajo de la manera ms ptima para asegurar la

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

que hace eficiente el desarrollo del campo explotado.

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

productor se presenta el programa detallado de todo un proceso de

completacin original del pozo caso estudio Lg-396.

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

suficientemente amplio para poder desempearme como asistente del

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

se llevaban a cabo, realizar diferentes clculos como: los volmenes de la

tubera y del revestidor, clculo del nmero de tuberas que se necesitan

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

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

facturas que entraban y salan de la localizacin. Como podrn ver en solo

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

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

campo Dacin.

Despus de haber realizado el trabajo se deben analizar los aspectos

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

errores y se optimicen los gastos operativos.

G R O U P

6

CAPTULO 1 Dacin

El campo Dacin comenz su explotacin a principios de los aos cincuenta

(50).y est localizado en el corazn de vastas planicies, conocidas como

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

de Caracas y forma parte de la prolfica Formacin Oficina en Cuenca de

Oriental Venezolano (ver figura 1).

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

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

aos cuarenta y ms tarde desarrollada por la compaa Mne Grande Oil

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

mil millones de barriles de POES (petrleo original en sitio) slo se haba

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

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

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

con los 40.000 b/d de aquellos das de gloria hacia fines de la dcada del 50.

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

cifras de produccin muy por debajo, el rea luca lista como para ser

reactivada. Un contrato a 20 aos tendra que adecuar las instalaciones y

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

petrleo seguiran siendo propiedad de la compaa estatal petrolera,

Petrleos de Venezuela (PDVSA). Si bien la compaa productora recibira

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

decisiones estratgicas claves quedan sujetas a aprobacin de PDVSA.

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

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

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

G R O U P

7

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

vislumbrar.

Convencidos de que contaban con la frmula ganadora, la compaa

respald su visin con la capacidad monetaria: cuatrocientos cincuenta y tres

millones de dlares, y una pequea cifra adicional.

Los objetivos principales eran la construccin de nuevas facilidades para el

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

perforacin de 60 pozos nuevos al ao . Actualmente Dacin cuenta con

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

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

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

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

G R O U P

Figura 1 Mapa del campo Dacin

8

9

G R O U P

CAPTULO 2 INFORMACIN DEL TALADRO

Actualmente en el campo Dacin, contamos con 4 taladros de completacin,

uno de ellos representado por la contratista Pride Internatinal

Pride International representa una de las compaas de taladros ms

importantes a nivel mundial. Esta compaa tiene a disposicin taladros para

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

taladros de completacin. Ofreciendo servicio y mantenimiento a sus

instalaciones en lugares como: Golfo de Mxico, Amrica Latina, el Oeste de

Africa, Oriente Medio y Sur este de Asia.

En dacin se utiliza para realizar los trabajos de completacin el siguiente

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

Nombre del taladro: Pride 204

Modelo: LTO 550 D.D

Constructora: Cooper MFG

Potencia del taladro: 550 Hp

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

Fuerza mxima: 110 a 250 mil libras a la tensin 50 a 113 mil Kg

Altura de la gra: 104 pies (31,69 m)

Localizacin: Campo Dacin, El Tigre

Pas: Venezuela Figura 2 Taladro Pride 204 Figura 3 Cabria y tuberas

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

igual que tanques de almacenamiento.

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

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

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

Figura 4 Sistema de bombeo Pride 204

Figura 5 Diagrama de bomba

Encontramos un primer tanque con capacidad mxima de 100 barriles

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

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

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

10

G R O U P

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

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

localizacn). Adems se cuenta con 3 tanques auxiliares de 500 barriles

cada uno en caso de que sean requeridos.

Figura 6 Tanques de ensayo

11

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12

CAPTULO 3 SECUENCIA DE COMPLETACIN

3.1 Movilizacin Cuando el taladro debe mudar al siguiente pozo para realizar una reparacin,

un reacondicionamiento o una completacin original. Al momento de la

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

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

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

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

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

convoy y se efecta slo de da por seguridad.

3.2 Instalacin Cuando se entra a una nueva localizacin a la hora de instalar todos los

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

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

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

de un reventn para minimizar la afectacin vientos abajo. El fcil acceso de

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

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

G R O U P

3.3 Preventor de Reventones BOP

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

se coloca en superficie al momento de realizar una completacin

reacondicionamiento. La funcin de este arreglo de vlvulas es evitar que

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

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

3.4 Seguridad

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

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

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

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

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

desempea y en situaciones de alarma debe saber exactamente su funcin y

lugar de reunin.

Cualquier accidente una mala operacin debe ser reportada al personal de

ingeniera y operaciones (IWT) en San Tom.

13

G R O U P

14

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

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

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

bar), de no ser as, al pozo se le inyectar fluido de formacin ( agua al 2 %

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

una completacin original. La primera operacin que se debe efectuar es

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

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

planificado (ver punto 3.6).

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

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

posteriormente realizar las operaciones estipuladas en el programa de

reacondicionamiento

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

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

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

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

revestidor con mecha (el tamao de la mecha depender del dimetro del

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

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

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

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

G R O U P

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

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

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

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

caoneo, etc.

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

en se tenga que cementar intervalos caoneados. Despus de este trabajo

de cementacin, gran parte del rea donde fue inyectado el cemento deja

restos que impedira el trabajo y el paso de cualquier herramienta. Despus

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

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

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

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

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

ptimas condiciones para trabajar. El proceso de limpieza es sumamente

importante para garantizar la produccin optima del pozo. La insuficiente

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

factores una de las principales causas de una baja productividad.

15

G R O U P

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

3.7 Proceso de filtracin

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

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

utilizamos un sistema de filtracin llamado: filtro prensa ( ver figura 12). El

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

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

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

una longitud de un metro y medio, el agua circula a travs de estos pneles

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

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

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

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

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

las siguientes especificaciones: por cada 500 galones de agua corresponden

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

16

G R O U P

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

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

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

fluido de trabajo debe ser filtrado previamente para que est libre de slidos

ya que estos al entrar en la f n causa los espacios

i lares de esta

ntergranu Figura 12 Filtro prensa

Tanque

Entra agua sucia + de 120 NTU

Agua limpia a 20 NTU

Figura 14 Dormaci

Fig

Bomba

iagrama de filtrac

17n dalos enura 13 Sistema de bombeo

Filtro prensa

in

G R O U P

3.8 Fluidos de completacin

Cuando se esta diseando los fluidos de completacin, existen ciertas

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

compatibilidad con el yacimientos que se quiere completar. Para asegurarse

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

composicin qumica del crudo y el agua de formacin). Esto ayudar a

escoger la salmuera ms adecuada para la completacin del pozo.

El fluido de completacin acta como un regulador de presin. La presin

hidrosttica del fluido debe ser mayor que la presin del yacimiento para

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

Phyd(salmuera)Pyacimiento

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

Phyd = 0.052 (T.V.D)x densidad = 0.052x5500x8.4= 2402.4 Lbs/in2 (psi) (fact de (pies tot) (Lbs/gal)

conversin)

3.9 Tipos de fluidos de completacin Fluido Densidad (lbs/gal) (gr/cc) Diesel 7,1 libras por galn 0,8508 gr/cc.

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

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

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

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19

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

El fluido de completacin usado en el campo Dacin es la salmuera al 2 %

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

inhibe que las arcillas en la formacin absorban lquido.

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

nunca ha sido caoneado y las presiones de la formacin no han sido

alteradas. Se efecta bajo balance, la presin en el pozo es menor (P= 200 Lb/in2 13,78 bar) a la presin de la formacin, esto simplifica un poco el

trabajo ya que a la hora de realizar el caoneo el fluido se desplazar de la

zona de ms presin a la de menos presin, permitiendo de esta manera que

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

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

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

puede realizar en horarios nocturnos por medidas de seguridad pre-

establecidas. Desventaja que retarda el tiempo operacional del taladro y

aumenta los costos operativos.

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

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

accionar los caones a la profundidad deseada. En este momento el

G R O U P

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

este no fluya descontroladamente .

Figura 15 Empacadura Figura 16 Caones

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

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

accionar los caones que perforarn el revestidor.

Solamente en la cabeza de disparo. Detonacin accidental muy difcil porque no hay explosivos

primarios en los caones.

2. Espaciador de seguridad

Un espaciador de 3 metros mnimo por encima de las cargas asegurando que estas estarn por debajo de la mesa rotaria al

momento de conectar la cabeza de disparo.

Disparo de arriba hacia abajo. La cabeza de disparo siempre se conecta de ltimo.

20

G R O U P

21

Personal no expuestos a caones armados durante la introduccin o recuperacin de la tubera.

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

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

formacin ser lo suficientemente alto para que el fluido llegue a

superficie sin tener que suabear pon largos perodos de tiempo.

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

de presin, el fluido de formacin se desplazar hacia el revestidor

limpiando los desperdicios de los caones.

3- Esta en capacidad de perforar distintos intervalos en un

mismo viaje.

4- Reduce los costos de estimulacin.

5- Tiene muy buen rendimiento en pozos altamente desviados.

6- La perforacin y evaluacin se puede realizar en un solo viaje.

3.10.4 Especificaciones tabla 1 Tabla de especificacin de los caones

Tamao del can

Densidad del tiro

Angulo del disparo

7" 12 SPF 60o

6" 12 SPF 45o

5" 12 SPF 30o

4 1/2" 12 SPF 60o

4" 9 SPF 40o

4" 4 SPF 90o

3 3/4" 12 SPF 60o

3 3/4" 12 SPF 45o

G R O U P

22

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

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

formacin hacia el pozo

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

la perforacin)

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

Despejando TVD de la formula

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

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

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

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

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

G R O U P

Sarta Descripcion DE DI(in) (in)

Cabezal

Tubera de 3 1/2" rosca EUE 4.50 2.99

Marca radioactiva 4.50 2.99

8 juntas 3 1/2" rosca EUE 4.50 2.99

Marca radioactiva 4.50 2.99

8 juntas 3 1/2" rosca EUE 4.50 2.99

Union para diferentes roscas 4.50 2.99

Empacadura 7.00 2.44

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

CTR (Controlled Tension Release) 4.62 2.33

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

Flow Sub 3.98 2.25

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

Cabeza de disparo 3.68 -

Espaciador de seguridad 4.50 -

Caon 13 cargas 12 TPP 4621 PP 4.50 -

Punta con union 4.50 -

DIAGRAMA TCP

23Figura 17 Diagrama de ensamblaje TCP

G R O U P

3.10.2 Caoneo a travs de guaya (wireline) Se realiza tanto en completaciones originales como en trabajos de

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

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

de un cable elctrico y no por tubera, diferencia que ahorra una gran

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

La forma de accionar estos caones es a travs de frecuencias elctricas.

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

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

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

goma el fluido de la formacin hacia super cie. Este trabajo toma unas 8 a

10 horas y solamente se puede realizar

seguridad.

Figura 18 Unidad de Wireline 24 s

fia la luz del da por motivos de

Herramienta de registro

Figura 19 Diagrama de registros

G R O U P

Diagrama de caoneo de hoyo grande (Big hole)

6,7

0,75

0,45

Figura 20 Diagrama Caoneo Big hole

Diagrama de caoneo de alta penetracin (deep penetracin)

Figura 21

0,34

0,45 D2

iagrama caone

8,625

o deep penetration

G R O U P

26

Caoneo Big Hole: se efecta cuando se tiene planteado realizar un empaque con grana, el disparo no penetra tanto en la formacin pero crea u

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

filtro que se quiere.

Caoneo Deep Penetration: como se observa en el diagrama (fig 21) la penetracin es mucho mayor pero de dimetro mucho menor. Este es tipo de

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

3.10.4 Evaluacin (Suabeo) Antes de realizar el caoneo el pozo es llenado con fluido de completacin

para poder crear una presin hidrosttica lo suficientemente alta para

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

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

hidrocarburo de la formacin y evaluarlo. Esta operacin tiene una duracin

mxima de 10 horas dependiendo de la presin de formacin y del nivel de

fluido que se alcance.

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

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

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

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

fig 22 23)

G R O U P

Goma de suabeo

Lubricador

Formacin

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

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

mayor porcentaje de crudo. Si este presenta alto contenido de arena (.05% arena en Lbs), se procede a la utilizacin de los sistemas de control de

arena.

Vol tubera Cap/pies x profundidad = # de bbls

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

Profundidad: la profundidad hasta donde se encuentre la tubera.

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

27

G R O U P

28

CAPTULO 4 Control de Arena

Es un mtodo que se emplea en pozos de petrleo que producen arena de

formacin; es decir; existen formaciones que producen hidrocarburos con

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

bombeo y a al momento de su separacin en la estacin. A continuacin se

explicar el porqu, las causas, consecuencias y como evitar el arenamiento

de un pozo.

4.1 Porqu se produce arena El movimiento de los fluidos a travs de las rocas arenosas producen

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

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

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

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

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

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

de arena.

4.2 Consecuencias en la produccin de arena

La produccin de arena en pozos de gas o petrleo causan una serie de

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

Los problemas ms comunes por la produccin de arena son:

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

revestidor, en la tubera, en separadores o en lneas de flujo.

G R O U P

29

2- Debido a la produccin de arena las presiones de la formacin pueden

hacer que colapse el revestidor.

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

la presencia de arena.

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

que estas deben de llevar antes de ser desechadas.

4.3 Mtodos para el control de arena El aumento de la rata de produccin a aumentado la necesidad de buscar

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

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

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

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

las formaciones arenosas productoras de hidrocarburos.

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

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

fuerza que arrastra la arena.

2- El empaque con grava es el mtodo clsico y simple para el control de

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

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

grava, se estn utilizando fluidos viscosos que permiten una alta

concentracin de grava en las rejillas, dando como resultado mayor

eficiencia en el trabajo.

G R O U P

30

4.4 Seleccionar de las rejillas.

El tamao de la ranura, es determinado por el tamao de la grava. El estndar para este campo es de 0.012 pulgadas (Esta abertura entre

rejillas evita que la arena de la formacin pase a travs de las rejillas

al igual que los granos de la grava).

Dimetro de las rejillas. Debe de existir una diferencia de una pulgada entre el dimetro externo de las rejillas con el dimetro interno del

revestidor (si la diferencia entre los dimetros es muy pequea, traer

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

grande, existir exceso de volumen que la grava no cubrir)..

El material de las rejillas. Esto va a depender de: la presin y temperatura del fondo del hoyo y tipo de fluido de produccin ( en

dacin de trabaja con presiones de 2500 psi y temperaturas de 190F)

4.5 Herramientas

Para poder realizar las diferentes operaciones durante el empaque con

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

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

QUANTUN. Dicha herramienta tiene tres posiciones diferentes de acuerdo a

la operacin que de est realizando: Circulacin (directa o en reversa),

forzamiento con recirculacin y forzamiento. La primera posicin se utiliza

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

por tubera y saliendo por el revestidor (circulacin directa) o entrando por el

revestidor y saliendo por la tubera (circulacin en reversa). La segunda

posicin se utiliza para circular en directa el fluido mientras se est

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

G R O U P

fluido tiene problemas para entrar en la formacin. Y la tercera posicin se

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

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

posiciones es tensionando la tubera.

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

superior del ensamblaje. La manera de asentarla es a travs de presin y al

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

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

los tubos lavadores.

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

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

petrleo y no permitir que pase la arena (la cantidad de rejillas es

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

Figura 24 Rejillas de 0.012"

tienen una abertura de 0.012 entre ellas.

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

dimetros.

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

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

ensamblaje.

31

G R O U P

32

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

es encajar dentro de la empacadura de fondo.

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

otro.

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

de fondo.

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

desean completar.

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

empacar las zonas inferiores.

Tubera de aislamiento: es de menor dimetro, va por dentro de ensamblaje

y su funcin es dar selectividad a las diferentes zonas completadas a travs

de camisas que se abren o cierran.

4.6 Fluidos de empaque

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

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

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

daos en la formacin.

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

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

concentracin del polmero, se aade llamado cortador o Braker. El cual

acta a altas temperaturas y su funcin es romper la cadena de este

polmero y evitar que dae la formacin.

G R O U P

4.7 Propante Grava

Econoprop 20/40 ceramic: granos de cermica con un nmero que

representa el rango en los dimetros del tamao de la grava. Con un

dimetro medio aproximado de 0.025 pulgadas. Esta grava es la ms usada

en el campo Dacin por sus buenos resultados desde su implementacin.

GRAVA 20/40 FORMACION

REVESTIDOREspesor 0.453

CEMENTO

0.012

REJILLAS

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

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

de acuerdo a la operacin que se est realizando. Despus de haber armado

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

33

G R O U P

cido a travs de la tubera para limpiarla, luego se circula en directo y

reverso hasta sacar todo el cido del pozo. Despus de esta operacin se

bombea gel a travs de la tubera hacia la formacin a una rata mxima de 8 barriles por minuto. Este gel es bombeado al pozo antes de la grava para

que facilite la inyeccin de esta. Seguidamente se procede a bombear la grava a travs de la tubera a una rata de 8 barriles por minuto hasta

alcanzar la presin de cierre de 3500 psi 241.3 bar. Calculados los

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

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

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

en la primera posicin y se reversa todo lo que este en la tubera hasta

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

34

G R O U P

BombaGrava

Mezclador

Tanque de retorno

Diagrama de Empaque con grava

Pozo GEL

Camin TCV

Figura 28 Diagrama del bombeo del empaque con grava

4.9 Sistema IsoAllPack La configuracin tpica del ensamblaje IsoAllPack que se usa en el campo

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

completar sencillo selectivo un pozo con control de arena de manera

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

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

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

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

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

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

35

G R O U P

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

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

formacin. Un alto resultado en la prueba de inyeccin puede tener dos

connotaciones:

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

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

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

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

los tneles perforados de la formacin, provocando daos que pueden

ser irreversibles.

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

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

de tomar la decisin de inyectar cido a la el cual abrir la formacin.

Figura 29 Empacadura del sist. IsoAllPack

4.10 Tubera de Produccin

36

G R O U P

4.10.1 Diseo

El diseo y clculo de la tubera de produccin son muy importantes para la

vida til del pozo. En el campo Dacin la gran mayora de los pozos tienen

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

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

tubera) est sutilmente sobredimensionada para los trabajos que

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

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

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

Datos de tuberas y revestidores Rosca

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

tabla 2 Datos de tubera y revestidor

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.5

9.3

32

36

4.10.2 Clculo

Para escoger la tubera de trabajo adecuada, se debe realizar los clculos de

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

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

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

exista.

37

G R O U P

Carga Axial: Peso de la tubera Fuerza pistn Trmica Flexin Friccin por fluidos Expansin Pandeo

Expansin/Colapso Presin

Triaxial

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

Deformacin:

5L/L 5Coeficiente de deformacin L5 Diferencial de longitud (pies pulgadas) Ley de Hook: = E E = Lmite elstico

Peso de la tubera:

Fwt= Wcos W = peso 38

G R O U P

39

= ngulo entre la vertical y la direccin del peso Fwt= W/L TVD L = longitud

Fuerza pistn

F = -pA p = presin

A = area= R2= (dext dint)2/4

Efectos Trmicos:

Ltemp = CTL C = coeficiente de expansin trmica (1/deg F) 6-7x10e-6 acero comn.

Expansin: son las cargas que siente la tubera.

Sus efectos son: compresin o expansin

Friccin: son cargas que se generan por la friccin que genera el fluido al

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

Flexin: se genera por la flexin o el pandeo de la tubera. Cuando esto ocurre un lado se encuentra en tensin y el otro en compresin.

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

tensin, y se realiza una suma de vectores. Se debe usar el valor mximo de

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

expansin no resulten en una falla de la tubera. La tubera an puede fallar

por cargas triaxiales.

G R O U P

Datos del programa de simulacin de las cargas que siente la tubera. Condiciones iniciales:

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

REL.3.2

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

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

6700 14.000 -10000

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

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

Bottom Section

02.635

3.500 2.992 9.30 6.096 6700 80000

9

INITIAL CONDITIONSTEMPERATURE Surface Bottomhole SURF. PRES. Tubing Annulus

(deg F)

tabla 3 Simulacin de cargas condiciones iniciales

0 160 (psi) 0 0

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

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

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

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

Bottom -2934 3861Packer - Tubing -10000

31606252

40

G R O U P

Condiciones finales:

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

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

tabla 4 Simulacin de cargas, condiciones finales

Pressure Test

90 180 (psi) 2500 0

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

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

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

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

TOTAL -14.08 -2.92 -10.73 5.55 -22.19

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

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

Bottom -8047 16168Packer - Tubing -28952

41

G R O U P

42

CAPTULO 5 Levantamiento Artificial

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

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

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

de sistemas de levantamiento artificial de acuerdo a las caractersticas que

presenta cada pozo.

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

Representa el mtodo de levantamiento ms usado en el Campo Dacin.

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

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

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

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

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

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

el gas

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

es muy sencillo.

5.1.2 Bomba Electro-sumergible(ESP)

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

instalacin es recomendada en pozos que produzcan por encima de 800

bopd (barriles de petrleo por da) con una baja produccin de agua.

G R O U P

43

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

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

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

en superficie).

La corriente elctrica es suplida por PDVSA en el campo Dacin.

Tiene limitaciones de temperatura entre 250 y 325 F

5.1.3 Bomba Mecnica (Rotoflex)

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

produccin con desplazamiento largo y lentos desplazamientos por minuto.

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

por un motor elctrico o a gas en superficie a travs de un eje.

Es recomendable para bombear crudo pesado, no tiene limitaciones con

temperatura.

Tiene un rendimiento pobre en plataformas marinas.

La bomba rotaflex tiene un costo de $ 175.000:

5.1.4 Jet Pump

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

profundidades sin tener limitaciones de temperatura. Los equipos que van

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

adems es sumamente fcil de instalar.

En caso de dao o mantenimiento no hace falta sacar la tubera.

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

sumamente delicados, muy costosos y necesitan un buen mantenimiento.

Este sistema es remendados en pozos de baja gravedad API.

G R O U P

44

5.1.5 Bomba de Cavitacin Progresiva: (PCP) Este sistema de levantamiento maneja volmenes medianos. Tiene

limitaciones de temperatura 200 F y profundidad de 6000 No son

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

travs de un eje como los sistemas Rotoflex. Son fcil de instalar y operar,

no tienen problemas con la presencia de arena ni pozos desviados

5.2 Principios bsicos del levantamiento artificial por gas 5.2.1 Introduccin La mayora de los pozos de petroleros completados, fluirn naturalmente por

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

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

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

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

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

hace necesario la utilizacin de algn sistema de levantamiento artificial para

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

diferentes sistemas de lavantamientos artificial ya mencionados posemos

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

alta presin que el gas aporta la energa suficiente que permita al pozo fluir.

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

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

gas a alta presin es inyectado en la columna de fluido con el propsito de

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

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

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

75.000 barriles por da o ms, pueden ser levantados en tuberas de gran

tamao.

Cuando usamos el levantamiento con gas de manera intermitente.

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

levantado hacia superficie como efecto pistn. Despus que el fluido

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

tubera , despus que esto sucede y la presin dentro de la tubera baja,

fluido de formacin vuelve a entrar a la tubera y se repite todo el proceso

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

decir , de 250 barriles de petrleo por da o menos.

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

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

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

3- Simplifica la completacin del pozo. Las vlvulas y mandriles no

necesitan conexin mecnica con la superficie para su funcionamiento.

Disminuyendo as tiempo del taladro al momento de alguna reparacin,

hacindolo as mas rentable.

4- Buen comportamiento en pozos que aportan arena.

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5.2.3 Vlvulas de inyeccin de presin Estas vlvulas estn diseadas de manera que la presin en el revestidor

controle su funcionamiento de estas. La presin de trabajo de estas vlvulas

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

vlvulas estn cerradas. Un beneficio que tiene este tipo de operacin es

cuando la presin de inyeccin llega a su valor mximo, una cada de presin

en el revestidor puede ser diseada para asegurar que las vlvulas

superiores estn cerradas. Aumentando la presin en el revestidor las

vlvulas se abren nuevamente.

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

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

del pozo, todos las vlvulas por encima del nivel de fluido actuarn como bi-

pass dejando abierta para inyectar gas la vlvula que est alrededor de 1000

pies 305 m por debajo del nivel de fluido.

Figura 30 Vlvula interna

46

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47

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

profundidades requeridas para realizar el levantamiento no puede ser

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

artificial para la mayora de los pozos en donde la inyeccin de gas sea

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

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

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

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

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

produccin diaria de los pozos.

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

tener que parar la produccin o sacar la tubera del pozo. Esto facilita las

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

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

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

estas vlvulas son dispositivos no muy sofisticados. Las partculas de arena

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

vlvulas operativas, el equipo de superficie es relativamente econmico,

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

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

mantenimiento, cambio de piezas y costos operativos son mucho menores

en comparacin a los de otros mtodos.

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

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

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fuentes. Otras limitaciones son los espacios reducidos en plataformas

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

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

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

48

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5.2.5 Funciones del cabezal

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

2- Mantiene la integridad tanto de la tubera de produccin como del

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

superficie; adems provee dos barreras requeridas por la ley de

hidrocarburos de Energa y Minas para todo pozo productor de

hidrocarburos.

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

de zonas, vlvula, instalacin de equipos , herramientas de registros , etc.

5.2.6 Diagrama de Cabezal

49

Figura 32 Diagrama del cabezal Figura 33 Cabezal

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CAPTULO 6 Costos 6.1 Tabla de costo estimado Vs costo real

Tabla comparativa de CostosDescripcin

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

0

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

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

aproximada de 5 das y tiene un valor de 10.250 dlares/da.

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

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

los equipos tiene un valor de 10.000 dlares (fijo segn contrato).

50

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51

3- Localizacin y acceso: antes de realizar una completacin se debe

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

10.000 dlares. Normalmente es necesario realizar trabajos de

deforestacin y movimientos de tierra y la mayora de estas localizaciones

estn en zonas sembradas.

4- Fluidos de completacin: son todos los fluidos que se usarn durante la

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

14.000).

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

momento de perforar el revestidor y registrar el trabajo.

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

operadora de la contratista Dowell Schulmberger la cual se encarga de

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

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

32.500, doble $ 33.000 y triple $ 40.000).

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

operaciones a herramientas sin necesidad de sacarlas del pozo ( precio

varia dependiendo del trabajo, alrededor de $ 4.000).

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

de montacargas y camiones para mover herramientas.

9- Arbol de Navidad: vlvulas que es necesaria una vez que la completacin

haya finalizado. Su funcin es conectar el pozo a las lneas de flujo y el

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

18.000).

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

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

camisas, empacaduras entre otros).

Empacadura QUANTUM: $ 17.765

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Localizador: $ 3.060 Junta de seguridad: $ 1.377 Unidad de sello: $ 597 Tubo liso 3-1/2: $ 35/pie Rejilla de 3-1/2 con tubos divergentes $ 237/pie Empacadura MZ: $ 11.927 Tbo ailasnte de 2-3/8 $ 29,45/pie

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

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

12- Tubera: es la cantidad de tubos que se necesitan para la completacin.

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

dlares por pie.

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

las secciones A $ 4.000):

Nota: todos estos clculos estn especificados bajo este sistema de unidade.

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

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

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

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

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

de levantamiento ser LAG.

La completacin resultante ser Empaque triple, sencillo selectivo.

CONSIDERACIONES HSES

Para el control de pozo:

Un mnimo de dos barreras de proteccin deben estar instaladas en el pozo.

Las barreras deben estar bien mantenidas durante todo el trabajo.

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

ser lo suficientemente larga para mantener las herramientas de trabajo por

encima de la BOP.

Cualquier incidente o accidente debe ser reportado de inmediato al personal

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

y guardarla bajo la poltica de Dacion HSES.

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

resultados archivarlos en la carpeta IADC de reportes.

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

herramienta ECHOMETER para comparar los niveles de fluido y el reporte

que la herramienta aporte mantenerlo en la carpeta del pozo.

HSES: control ambiental

Datos del Pozo Localizacin del pozo: L-ABP Nombre del pozo: LG-396 Campo: Dacin Area: San Tom, Venezuela Bloque: Leona Tipo de pozo: Direccional Coordenadas (UTM): Superficie: N 986.491,63 m E 410.184,13 m Fondo N 986.796,42 m E 409.709,58 m

TD profundidad total: 7196 ft KB MD & 6660 ft TVD PBTD: 7103 ft KBMD (FC) RKBE altura de la mesa rotaria: 659,4 ft GLE altura del terreno: 644,4 ft Prospectos e intervalos: T (6900- 6925) 2447 (0,38 psi/ft), S2 (6789- 6800)

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

Angulo Mximo: 36,57 @ 6317 ft MD Estacin: DED-03

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Costo estimado: USD 419.940 del AFE (estimado $ 462,610), se necesitan $ 101.413 suplementarios.

Tiempo Estimado 5 das Produccin estimada 600 barriles de petrleo por da.

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

Produccin: 7, 23lb/ft, N-80 @ 7.186 ft KBMD, factor volumtrico: .,03936

bbl/ft,

tolerancia ID: 6,241.

Tubera: N/A

Datos de la tubera de trabajo Tubera 3-1/2, 9,3lb/ft, N-80, Tubera EUE, factor volumtrico: 0,008706

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

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

Procedimiento de la Completacin original Preparacin del taladro 1- Movilizacin del taladro, equipos del taladro. Descargar la presin del pozo

y llenarlo de agua.

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

carga y la descarga de los equipos.

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

tubera de 3-1/2 y probarla con 300/2500 psi segn normativas de dacin.

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

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

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

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

tratada con qumico W 035 a una concentracin de 1 Gal/1000Gal hasta

obtener un retorno de 10-15 NTUs.

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

lavadores.

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

en el sitio.

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

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

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

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

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

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

10- Salir del hoyo con equipo de TCP despus de caonear la arena T.

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DESCRIPCION LONGUITUD

PROFUNDIDAD

MD

Tubera de 3-1/2 EUE, N-80, 9.3 lb/ft 6802 0 6802

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

Empacadura de doble grip7x 2-7/8 R-3 08 6803 6811

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

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

CTR (Controlador de tensin) 06 6817 6823

Tubera de 2 7/8 EUE, 6,5 lb/ft (1 junta) 31 6823 6854

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


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

4-1/2 espaciador de seguridad 08 6892 6900

Caones cargas 4-1/2 Hoyo grande 4621 @

12 SPF (TL)

25 6900 6925

4 bull nose 01 6925 6926

tabla 6 Caoneo de la arena TL

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

Para poder caonear a bajo balance (200 psi) , con un average de presin

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

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

KCL (salmuera) y tratada con qumico WO 35.

12. El nivel de fluido estar a 1271.

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

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

ajustar correlacin antes de accionar los caones.

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

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

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

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

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

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

nueva informacin.

18. La operacin de achique debe ser efectuada durante el da solamente.

19. Tomar muestras cada hora.

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

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

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

en San Tom.

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

fluido, presin, fluido recuperado, fluido recuperado acumulado, presencia de

sedimentos o arena en la produccin).

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

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

equipo de TCP.

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

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

el cuello flotador.

24. Perforar y evaluar la arena S2

25. Entrar en el hoyo con tubera de 3-1/2 y con tapn de hierro y asentarlo

a 6850, para aislar la arena T. probar tapn con 500 psi y sacar tubera del

hoyo.

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

especificaciones:

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PROFUNDIDAD

MD


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










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

4 bull nose 01 6800 6801

tabla 7 Caoneo de la arena S2

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

Para poder caonear a bajo balance (500 psi), con un average de presin del

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

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

KCL (salmuera) y tratada con qumico WO 35.


G R O U P

61



ajustar correlacin antes de accionar los caones.


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




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

nueva informacin.






en San Tom.




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62



equipo de TCP.

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

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

encuentre hasta 6850 (tope del tapn de hierro).

40. Perforar y Evaluar R4L

41. Entrar en el hoyo con tubera de 3-1/2 y con tapn de hierro y asentarlo

a 6785, para aislar la arena S2. probar tapn con 500 psi y sacar tubera del

hoyo.

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

especificaciones:

G R O U P

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PROFUNDIDAD

MD


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










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

4 bull nose 01 6780 6781

tabla 8 Caoneo de la arena R4L

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

Para poder caonear a bajo balance (500 psi), con un average de presin del

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

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

(salmuera) y tratada con qumico WO 35.


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ajustar correlacin antes de accio9nar los caones.


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




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

nueva informacin.






en San Tom.




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equipo de TCP.

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

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

del tapn 6785. Pescar tapn de hierro, sacar tubera del hoyo.

Empaque c

tj146r62b5

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