CAMPO DUMBIQUE PARA INYECTAR Y PRODUCIR …repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5207/1/52332_1.pdf · perforar 2 pozos para producir sólo uno de ellos, Petroamazonas ha buscado

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

“DISEÑO DE COMPLETACIÓN DUAL PARALELA EN EL

CAMPO DUMBIQUE PARA INYECTAR Y PRODUCIR

PETRÓLEO CON DOS ARENISCAS, UNA DE

PRODUCCIÓN Y OTRA DE INYECCIÓN, EN POZOS

VERTICALES Y DESVIADOS, EN LOS CAMPOS DE

PETROAMAZONAS”

TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN

PETRÓLEOS

AUTOR:

ROBERTO CARLO CASTRO ERAZO

DIRECTOR DE TESIS:

ING. ROGER PEÑAHERRERA

Quito, Enero de 2013

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2013

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo ROBERTO CARLO CASTRO ERAZO, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para

ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

_________________________

ROBERTO CARLO CASTRO ERAZO

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “DISEÑO DE

COMPLETACIÓN DUAL PARALELA EN EL CAMPO DUMBIQUE PARA

INYECTAR Y PRODUCIR PETRÓLEO CON DOS ARENISCAS, UNA DE

PRODUCCIÓN Y OTRA DE INYECCIÓN, EN POZOS VERTICALES Y

DESVIADOS, EN LOS CAMPOS DE PETROAMAZONAS”, que, para

aspirar al título de Ingeniera en Petróleos fue desarrollado por ROBERTO

CASTRO, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la

Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de

Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

___________________

ING. ROGER PEÑAHERRERA

DIRECTOR DEL TRABAJO

Ing. MSc.

Jorge Viteri M.

DECANO FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

Presente.-

CARTA DEL DIRECTOR De mi consideración:

Por medio del presente, me permito informarle que se ha concluido con la

correspondiente elaboración de la tesis de grado sobre, “Diseño de

completación dual paralela en el campo Dumbique para inyectar y

producir petróleo con dos areniscas, una de producción y otra de

inyección, en pozos verticales y desviados, en los campos de

Petroamazonas”, a cargo del señor Roberto Castro Erazo y bajo la

dirección del suscrito, previo a la obtención del título de INGENIERO EN

PETRÓLEOS, certifico que el trabajo realizado es de su autoría y por

tanto solicito se digne ordenar su calificación y el trámite pertinente para

su graduación.

Atentamente,

Ing. Roger Peñaherrera

DIRECTOR DE TESIS

DEDICATORIA

A las personas que cada día han sido la inspiración para seguir adelante en

mi carrera profesional, mi esposa y mis hijos que alimentan mi vida y son el

motivo para continuar aportando con mis conocimientos.

A mi Padre y Madre por inculcar en mí los valores, tales como honradez,

lealtad y tenacidad, que han sido los pilares para seguir siendo un hombre

de bien y progreso.

A todo ellos muchas gracias, por haber confiado en mí.

AGRADECIMIENTO

Al finalizar el presente proyecto, no puedo pasar por alto quienes hicieron

posible la elaboración y culminación del mismo.

A Dios por brindarme la vida, la salud y las fuerzas para estudiar, haciendo

posible que termine mi carrera profesional.

A mi esposa e hijos que son el soporte emocional y me apoyan en todos los

proyectos emprendidos.

A mis Padres y hermanos por ser los ejes y las guías que siempre estuvieron

apoyándome durante mis estudios.

A mi Abuelita Rosarito que fue un ejemplo de espiritualidad y amor hacia su

nieto.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial, a su Rector y a todos sus

profesores que con su don de enseñanza, formaron un profesional que

aportará al desarrollo del país.

Al Ing. Peñaherrera director de este proyecto, que más que un profesor fue

un amigo que compartió su tiempo y experiencias, estimuló la elaboración de

este proyecto.

Mil Gracias

Roberto Carlo Castro Erazo

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

RESUMEN ix

ABSTRACT x

1.-INTRODUCCIÓN 1

1.1. OBJETIVO GENERAL 1

1.2.-OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2

1.3.-JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO 2

1.4.-METODOLOGÍA 3

1.4.1 Diseño de investigación 3

1.4.2 Métodos de investigación 3

1.4.3 Método Deductivo. 3

1.4.4 Método de Muestreo. 4

2.- MARCO TEÓRICO 5

2.1.- Parámetros Petrofísicos Dumbique -1 6

2.1.1 Reservorio M-1 6

2.1.2 Reservorio M-2 7

2.1.3 Reservorio UU 7

2.1.4 Reservorio LU 8

2.1.5 Reservorio T 8

2.1.6 Mapa de Isoíndices de hidrocarburos 9

2.2.- AISLAMIENTO DE ZONAS DE INTERÉS. 18

2.2.1 EMPACADURA DE AISLAMIENTO 18

2.2.2 TIPOS DE EMPACADURAS. 21

2.3.- BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 24

2.4.- TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN 27

2.5.- CONSTRUCCIÓN DE POZOS. 27

2.6.- PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO 30

ii

2.7.- RE-INYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN. 31

2.8.- COMPLETACIONES DE POZOS. 31

2.9.-CABEZAL DUAL PARALELO. 33

2.9.1.- DESCRIPCIÓN. 33

2.9.2 - CARACTERÍSTICAS GENERALES. 34

2.10.- COMPLETACIÓN DUAL MIXTA PARA INYECCIÓN-

PRODUCCIÓN 35

2.10.1 OBJETIVOS 36

2.10.2 PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN ENSAMBLAJE

ELECTROSUMERGIBLE 36

2.10.3 DISEÑO DE EQUIPO ELECTROSUMERGIBLE 38

2.10.3.1 INFORMACIÓN DE LA ARENA U SUPERIOR 39

2.10.3.2 INFORMACIÓN DE POZO DUMBIQUE 01 40

2.10.3.3 CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE EQUIPO BES ARENA

U SUPERIOR 41

2.10.4 ANÁLISIS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN DE LA ARENA U

SUPERIOR 43

2.11 TÉCNICA DE OPERACIÓN PARA COMPLETACIÓN DUAL

PARALELA 55

2.11.1 OBJETIVO 55

2.11.2 SEGURIDAD 56

2.11.3.- EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL 57

2.11.4 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE ENSAMBLAJE 58

2.11.5 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN DE ENSAMBLE 58

2.11.6 SECCIÓN INTERMEDIA 60

2.11.7 SECCIONES DE FLUJO 61

2.11.8 ENSAMBLAJE DE AISLAMIENTO 61

2.11.9 PROCEDIMIENTOS DE INSTALACIÓN. 62

2.11.9.1 Procedimiento General. 62

2.11.10 EQUIPO ESPECIAL DE MANIPULEO. 63

2.11.10.1 Empaquetadura permanente y equipo b.e.s 66

iii

2.11.11 VALORES DE TORQUE PARA TUBERÍA 67

2.11.12 DIAGRAMA GENERAL PARA COMPLETACIÓN DUAL 68

2.11.12 CORRIDA DE COMPLETACIÓN DUAL Y ARMADO DEL

EQUIPO BES / PUMP SUPPORT y BY-PASS TUBING 69

2.11.13 CORRIDA DE TUBERÍAS PARALELAS 2 7/8” EUE 73

2.11.14 ESPACIAMIENTO DE SARTAS Y ARMADO DE CABEZAL

DUAL PARALELO 75

2.12 PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN DE PENETRADORES 77

2.12.1 PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN 77

2.12.2 ACOPLE CON EMPAQUETADURA 78

3. OPERACIÓN DEL EQUIPO DE MANEJO 79

3.1 DESCRIPCIÓN DE HERRAMIENTAS 80

3.2.- ASPECTOS OPERACIONALES CLAVES 80

3.3 PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO 81

3.4 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN 81

3.4.1 ARMADO -RIG UP- 81

3.4.2 OPERACIÓN 82

3.4.3 DESARMADO - RIG DOWN 83

3.5 SEGURIDAD INDUSTRIAL EN EL MANEJO DE TUBERÍA DUAL 85

4. CRITERIO TÉCNICO ECONÓMICO 87

4.1 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL ESTUDIO 87

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 90

5.1 CONCLUSIONES 90

5.2 RECOMENDACIONES 91

BIBLIOGRAFÍA 93

ANEXOS 93

iv

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1: RESERVORIO MI .................................................................................. 11

FIGURA 2: RESERVORIO U SUPERIOR .................................................................... 13

FIGURA 3: RESERVORIO U INFERIOR ..................................................................... 15

FIGURA 4: RESERVORIO T ................................................................................... 17

FIGURA 5: ANCLAS HIDRÁULICAS .......................................................................... 21

FIGURA 6: POZO PROGRAMADO ............................................................................ 29

FIGURA 7: CABEZAL DUAL PARALELO .................................................................... 33

FIGURA 8: CABEZAL DUAL PARALELO .................................................................... 35

FIGURA 9: INFORMACIÓN DE LA ARENA U SUPERIOR ............................................... 39

FIGURA 10: INFORMACIÓN DE POZO DUMBIQUE 01 ................................................. 40

FIGURA 11: CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE EQUIPO BES ARENA U SUPERIOR ....... 42

FIGURA 12: COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN DURANTE EL PERIODO DE FLUJO Y EL

BUILD UP .................................................................................................. 46

FIGURA 13: AJUSTE DE LA DERIVADA .................................................................... 47

FIGURA 14: CURVA SEMI-LOGARÍTMICA ................................................................. 48

FIGURA 15: CURVA DE PRESIÓN VS. CAUDAL ........................................................ 50

FIGURA 16: IDENTIFICACIÓN DE FLUIDO Y CRUDO APLICANDO EL MÉTODO

COMPUESTO ............................................................................................. 53

FIGURA 17: FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA (SN2600 – 59STG/100HP 1205V ...... 54

FIGURA 18: EMPAQUETADURA DE SELLO. .............................................................. 62

v

FIGURA 19: DIAGRAMA GENERAL PARA COMPLETACIÓN DUAL ................................. 68

FIGURA 20: DIAGRAMA DE ORIENTACIÓN DE CLAMPS ............................................. 71

FIGURA 21: OPERACIÓN DEL EQUIPO DE MANEJO ................................................... 79

FIGURA 22: ELEVADOR DE TUBERÍA DUAL ............................................................. 84

FIGURA 23: ELEVADOR DUAL ............................................................................... 85

vi

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1: ISOÍNDICES ............................................................................................ 9

TABLA 2: PARÁMETROS PETROFÍSICOS ................................................................ 10

TABLA 3: TIPO DE ELEMENTOS SELLANTES ........................................................... 19

TABLA 4: PRUEBAS DE PRODUCCIÓN .................................................................... 45

TABLA 5: RESULTADOS DEL AJUSTE DE CURVA DERIVADA Y SEMILOGARÍTMICA ............. 49

TABLA 6: ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD .................................................................... 51

TABLA 7: PROPIEDADES DEL FLUIDO EXISTENTES AL AÑO 2012 .............................. 52

TABLA 8: DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE ENSAMBLAJE ............................................ 58

TABLA 9: EQUIPO ESPECIAL DE MANEJO. PARTE 1 ................................................. 63

TABLA 10: EQUIPO ESPECIAL DE MANEJO. PARTE 2 ............................................... 64

TABLA 11: EQUIPO ESPECIAL DE MANEJO. PARTE 3 ............................................... 65

TABLA 12: VALORES DE TORQUE PARA TUBERÍA .................................................... 67

TABLA 13: COSTOS DE PERFORACIÓN DE UN POZO CON UNA COMPLETACIÓN DUAL

PARALELA. ............................................................................................... 88

TABLA 14: COSTOS DE PERFORACIÓN DE UN NUEVO POZO INYECTOR .................... 89

vii

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1: RESUMEN DE SIMULACIÓN PARA POZO DUMBIQUE 001. ........................... 94

ANEXO 2: DIAGRAMA DE CABEZAL DE SUPERFICIE ................................................. 95

ANEXO 3: HERRAMIENTAS DE MANEJO DE TUBERÍA. .............................................. 96

ANEXO 4: HERRAMIENTAS DE MANEJO DE TUBERÍA. .............................................. 97

ANEXO 5: FOTOS CABEZAL DE SUPERFICIE ........................................................... 98

viii

NOMENCLATURA

BES Bomba electrosumergible

SLB Schlumberger

CDP Completación dual paralela

BSW Fracción Básica de Sedimento y agua

BOP Preventor de reventones

ART Levantamiento artificial

BHP Presión de fondo

BHA Ensamblaje de fondo

CDC Completación dual paralela.

GOR Relación Gas Petróleo

MD Profundidad medida

TVD Profundidad total vertical

SL Unidad de cable

WL Unidad de cable eléctrico

KOP Profundidad donde empieza la desviación

TOL Tope de liner

TOC Tope de cemento

SW Software

S/N Número serial

TBG Tubería de producción

POH Sacar del fondo del pozo

RIH Corriendo dentro del pozo

BHT Temperatura de fondo

ix

RESUMEN

En la industria petrolera ha sido un avance tecnológico realizar la Instalación

de una Completación Dual, el Sistema Dual produce una arena productora y

puede inyectar agua de formación en otra arena en el mismo pozo usando

una Bomba Eléctrica Sumergible para la producción de petróleo y una

bomba de desplazamiento positivo en superficie para la inyección de fluido.

Debido a la lejanía respecto de otras facilidades de producción y dado que

es un campo que aún no ha sido caracterizado completamente, se requiere

realizar la mínima inversión previo a su desarrollo de ser el caso, por lo que

no es conveniente construir una línea de flujo definitiva para transportar el

fluido producido. Tampoco es práctico construir instalaciones de superficie

puesto que si el campo prueba no tener potencial o rentabilidad a largo

plazo, esta inversión no sería recuperada en su totalidad.

Por lo anteriormente expuesto, se piensa trabajar con instalaciones de

superficie provisionales rentadas, las mismas que luego de separar el crudo

del agua, permitirán enviar el crudo hacia San Roque y posteriormente hacia

Shushufindi por medio del oleoducto proveniente de las facilidades de Edén

Yuturi, y el agua será inyectada en el pozo perforado para el efecto. Una vez

que el campo pruebe su rentabilidad, de ser el caso, se podrán implementar

soluciones definitivas.

Dado que el costo de explotación del campo se vuelve muy alto al tener que

perforar 2 pozos para producir sólo uno de ellos, Petroamazonas ha buscado

nuevas alternativas para manejar el agua producida y a la vez incrementar la

recuperación de la inversión en caso de darse las condiciones de los

reservorios. Por esta razón, aplicando la experiencia previa de

Petroamazonas con las completaciones dobles para producir 2 arenas

simultánea e independientemente, se ha considerado la posibilidad de

colocar una Completación doble que pueda producir de una zona e inyectar

el agua producida por los pozos en la arena inferior siempre y cuando el

pozo pruebe tener potencial de producción.

x

ABSTRACT

In the oil industry has been a technological breakthrough install a dual

completion, the Dual System produces sand and formation water can be

injected into another arena in the same well using an electrical submersible

pump for oil production and a pump positive displacement surface for fluid

injection.

Because the distance over other production facilities and since it is a field

that has not yet been fully characterized, it requires a high investment

perform prior to development of the case, so that it is desirable to construct a

flow line ultimately to transport fluid produced. Nor is it practical to construct

surface facilities as if the field does not have potential test or long-term

profitability, this investment would not be recovered in full.

From the foregoing, it is intended to work with interim surface facilities

leased, the same oil after separating the water, will send the oil to San Roque

and subsequently to Shushufindi via pipeline from Eden Yuturi facilities, and

water will be injected into the well bore to the effect. Once the field proven

performance, if applicable, definitive solutions can be implemented.

Since the cost of operating the field becomes too high to have to drill two

wells to produce only one of them, Petroamazonas has sought new ways to

manage water produced while increasing the return on investment if the

conditions given reservoirs. Therefore, applying Petroamazonas previous

experience with dual completions to produce two arenas simultaneously and

independently, we have considered the possibility of placing a double

Completion of an area can produce and inject the water produced by the

wells in the lower sand long as the well proven having production potential.

INTRODUCCIÓN

1

1.-INTRODUCCIÓN

Las completaciones duales dentro de la industria hidrocarburifera se han

desarrollado algunos tipos de completaciones duales, la completación dual

paralela con el diseño de cabezales paralelos, equipo de fondo y equipo de

superficie puede producir petróleo de una arenisca productora de petróleo e

inyectar fluido a otra arenisca al mismo tiempo.

El presente trabajo va enfocado a determinar que las completaciones duales

paralelas son los diseños actuales más adecuados y económicos para

producir de una zona e inyectar fluido en otra zona al mismo tiempo, de esta

manera poder optimizar la producción de los pozos y de existir algún

problema tomar las decisiones técnicas adecuadas para dar solución al

problema de manera rápida y eficiente de esta manera se salvaguarda la

integridad y la producción de los pozos.

Se ha considerado la posibilidad de colocar una Completación doble que

pueda producir de una zona e inyectar el agua producida por los pozos en la

arena inferior siempre y cuando el pozo pruebe tener potencial de

producción.

Los sistemas duales paralelos han sido instalados en el Ecuador esto

servirá como base para poder realizar las primeras instalaciones de

completaciones duales para producción de petróleo e inyección de agua.

1.1. OBJETIVO GENERAL

La completación dual paralela tiene como objetivo producir de una arenisca

y al mismo tiempo inyectar agua de producción a otra arenisca, usando una

sola instalación menos costosa y reduciendo los tiempos de instalación, con

un solo punto de sello entre las areniscas.

2

1.2.-OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Utilizar un mismo pozo para la inyección y producción en un

campo considerado de difícil acceso

Producción de petróleo de una arena en un campo considerado

marginal y de difícil acceso.

Reducir el costo de materiales de instalación de las

completaciones duales usando menos material en el pozo.

Reducir el tiempo de instalación de las completaciones duales

usando tuberías y una empaquetadura.

1.3.-JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO

El Pozo Dumbique 01, tiene dos arenas la “U” superior y la arena “T”, el

objetivo es que la arena “U” superior para producción de petróleo y la arena

inferior para inyección de agua. PETROAMAZONAS requería completar este

pozo usando una completación Dual, que permitiera producir con bombeo

electrosumergible e inyectar al mismo tiempo.

La completación debía ser muy sencilla de instalar, recuperar y con un costo

razonable.

Basado en la necesidad del PAM EP y las herramientas de completación

disponibles en el mercado, diseño una Sarta Dual paralela muy sencilla,

Con pocos componentes, que permitiera alcanzar el objetivo planteado.

La solución fue ofrecer una Completación Dual Paralela, con un MRP-

PACKER PERMANENTE de 9-5/8” + un Packer de 9-5/8” x 6.00”. Como se

3

aprecia en la figura, esta sarta de completación no tiene muchos

componentes, lo cual la hace muy confiable, sencilla de instalar y recuperar

a futuro.

Los equipos electrosumergibles van instalados a diferentes profundidades y

separados por una empaquetadura que previene el cruce de producciones

de las areniscas.

El cabezal dual paralelo tiene un costo menor al cabezal dual concéntrico y

permite realizar operaciones sin torre como son tratamientos para limpieza

de las bombas, instalación de equipos para medir presiones encima del

equipo electro sumergible y todo tipo de operaciones de bombeo de fluidos.

El sistema brinda un solo sello por lo que es muy fácil y práctico identificar el

problema de mezclas de fluidos, con esto mejora el anterior sistema, ya que

tenía muchos puntos donde podía existir fugas.

1.4.-METODOLOGÍA

1.4.1 DISEÑO DE INVESTIGACIÓN

El presente diseño de investigación será basado en experiencias

anteriores para correlacionar la situación actual y lo que se puede

mejorar según la investigación que se propone en el objetivo general.

1.4.2 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN

El presente documento se realizará basándose en estudios

bibliográficos, investigativos y de campo mediante los siguientes

métodos.

1.4.3 MÉTODO DEDUCTIVO.

Se toma como punto de partida los conocimientos relacionados a métodos

de instalaciones de completaciones duales paralelas con producción de dos

arenas, continuaremos con la aplicación de este método para inyección y

4

producción como una conclusión acerca de las ventajas obtenidas por usar

este sistema en el pozo.

1.4.4 MÉTODO DE MUESTREO.

Para la implementación y comprobación de la factibilidad del uso de los

completaciones duales paralelas, se instalará una completación en una

plataforma de producción en Edén y se realizará un muestreo de diferentes

pozos y diferentes areniscas productoras y se realizó calibraciones con

muestras de agua y crudo, del gas se envió a laboratorio para que mediante

cromatografía obtener si no existe comunicación entre las areniscas.

Adicional en laboratorio se realizó los análisis de agua y crudo que se

detallarán después en la tesis, que se utilizan para PVT. Una vez que el

equipo está instalado y en funcionamiento, se procedió a ingresarlo al

sistema de producción en el cual se pudo comprobar que los datos de

producción por arenisca y las presiones de fondo de pozo son totalmente

independientes, los datos eléctricos tomados en superficie también

concuerdan con lo que muestra las presiones de fondo.

CAPÍTULO II

5

2.- MARCO TEÓRICO

La completación doble tiene como propósito inicial inyectar el agua

producida en la formación inferior, para lo cual se colocará una

Completación de Fondo con un Packer permanente que asegurará su

asentamiento efectivo durante todo el tiempo de trabajo, esta completación

tendrá una sección pulida en donde una vez asentado el packer, se

conectará la cola de la sarta de inyección con los sellos.

La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los

pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño

operativo, productivo y desarrollo de un Campo. La eficiencia y la seguridad

del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la

correcta y estratégica disposición de todos los parámetros que lo conforman,

de esta manera podría hablarse de la productividad del pozo en función de la

completación, que incluye un análisis de sus condiciones mecánicas y la

rentabilidad económica que justifique su existencia.

La completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios

que, aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la

obtención de hidrocarburos. La Ingeniería Petrofísica, Ingeniería de

Yacimientos y de las ciencias de producción y construcción de pozos; han

venido realizando, en los últimos años, un trabajo en equipo permitiendo una

interacción de las ramas que conforman el desarrollo de la industria del

petróleo.







completación, que incluye un análisis de sus condiciones Optimiza costos

logrando que un pozo inyector pague su propia inversión.

6

Se tiene en un mismo pozo producción e inyección, con esto el agua

producida por el pozo e inclusive de pozos aledaños puede ser inyectada

simultáneamente permitiendo retardar o evitar la construcción de líneas de

flujo hasta la estación de producción más cercana.

El diseño del sistema es robusto para soportar las condiciones de trabajo.

Este tipo de Completación permitiría inyección de agua no sólo para

disponer de ella como desecho, sino también para sostener y mejorar las

presiones de yacimientos productores repletados.

2.1.- PARÁMETROS PETROFÍSICOS DUMBIQUE -1

2.1.1 RESERVORIO M-1

Esta arenisca cuarzosa se presenta transparente, translúcida, friable, de

grano muy fino a fino y clasificación regular, redondeado, matriz argilácea y

cemento calcáreo, sin porosidad visible, no consolidada.

El ambiente de depósito es de tipo deltaico en la base, tilda a marino somero

en el tope, determinado mediante la descripción de núcleos analizados en el

campo Edén Yuturi (EY F-35, EY D-10, EY A-43), considerado por ser el

más cercano, en el cual se define una secuencia sedimentaria

correspondiente a una barra depositada sobre un antiguo canal el cual fue

rellenado con material costero a marino somero. El desarrollo de arenas

lateralmente probablemente no buena como se puede observar en la

sísmica, debido al tipo de depósitos y la cercanía a la fuente del depósito; se

encuentra saturada de hidrocarburo pesado, el cual fue analizado en la

prueba de producción.

El espesor en el pozo es de 76 pies MD, con un espesor saturado de 13 pies

TVD, porosidad de 27%, permeabilidad de 4.82 darcies, saturación de agua

de 28%. Se determinó un límite inferior de arena (LIA) en 7,809’ MD; - 6,610’

TVDSS.

7

2.1.2 RESERVORIO M-2

Consiste de arenisca gris clara, translúcida, transparente, friable, grano fino

a ocasionalmente granos gruesos de cuarzo, de angular a redondeado,

clasificación regular a mala, matriz arcillosa y cemento calcáreo, sin

porosidad visible, con inclusiones de glauconita.

El espesor en el pozo es de 113 pies. No se tiene un gran desarrollo de

arenas lateralmente, esto afecta a la porosidad y permeabilidad, convirtiendo

al Reservorio en una zona de poco interés comercial.

2.1.3 RESERVORIO “U” SUPERIOR

Son areniscas cuarzosas transparentes, translúcidas, friable a suelta, grano

fino a muy fino, redondeado, clasificación regular, matriz arcillosa, no hay

cemento visible, con inclusiones de glauconita.

La sedimentación se dio en un ambiente tidal, con base a la correlación de

núcleos de los pozos EY F-35 y EY D-10; se puede establecer que en la

base se encuentran areniscas con cemento calcáreo, seguido por la

depositación de una barra tidal y mudflat al tope, lo que nos indica una

secuencia de ambiente transicional a marino somero, por la secuencia de

canales tidales y en el tope sedimentos finos.

El espesor en el pozo es de 53 pies, con un espesor saturado de 37 pies

TVD, porosidad de 19%, permeabilidad de 1.11 darcies y saturación de agua

19%. El contacto agua/petróleo (CAP) fue determinado en 8,402’MD; -

7,201’ TVDSS.

8

2.1.4 RESERVORIO “U” INFERIOR

Arenisca cuarzosa de grano fino a medio, de redondeada a angular, matriz

arcillosa y según el control litológico podría encontrarse al tope cemento

ligeramente calcáreo.

El ambiente de depósito es en la base deltaica (canales fluviales) y

progresivamente a tidal por la presencia de los canales superpuestos tidales

y ocasionalmente barras tidales.


TVD, porosidad de 20%, permeabilidad 1.14 darcies y saturación de agua de


7273`TVDSS.

2.1.5 RESERVORIO T

Arenisca cuarzosa de grano fino a medio, transparente, translúcida, friable,

de sub-redondeado a sub-angular, matriz arcillosa, cemento silíceo a

ligeramente calcáreo al tope, con trazas de glauconita al tope.

El ambiente de depositación es deltaico a tidal, en las arenas se presenta

estratificación cruzada, planar, oblicua, presencia de ondulitas y estructuras

tipo Fleiser.

El espesor promedio en el pozo es de 192 pies, con un espesor saturado de

19 pies TVD, porosidad 18%, permeabilidad promedio de 0.35 darcies y

saturación de agua 34%. El contacto agua/petróleo (CAP) fue determinado

en 8,746’MD; -7545` TVDSS.

9

2.1.6 MAPA DE ISOÍNDICES DE HIDROCARBUROS

Para cada reservorio se elaboró mapas de isoíndices de hidrocarburos, en

base de mapas estructurales, de espesores netos de pago, de porosidad y

saturación de petróleo (So).

Tabla 1: Isoíndices

Reservorio Espesor Porosidad So

(pies) (%) (%)

M-1 13 27 72

UU 37 19 81

LU 25 20 86

T 19 18 66

Fuente: PETROAMAZONAS

Elaborado por: Roberto Castro

Fecha: Marzo del 2012

PARÁMETROS DE CORTE UTILIZADOS

SW = 60%

VCL = 40%

POR = 10%

10

Tabla de Parámetros Petrofísicos

Tabla 2: Parámetros Petrofísicos




Pozo

Reservorio

Tope Base Ht K CAP Por Sw

MD/TVD MD/TVD (pies) (md)

MD

(pies) (%) (%)

Dumbique-

1

M-1

7,733 7,809 76 4,820 27 28

7,273 7,349 76

U superior

8,361 8,414 53 1,118 8,402 19 19

7,899 7,952 53

U inferior

8,448 8,564 116 1,196 8,474 20 14

7,986 8,102 116

T

8,665 8,857 192 356 8,746 18 34

8,203 8,395 192

11

RESERVORIO M-1

Figura 1: Reservorio MI




12

Descripción de figura # 01

Reservorio M-1

Esta arenisca cuarzosa se presenta transparente, translúcida, friable, de

grano muy fino a fino y clasificación regular, redondeado, matriz argilácea y

cemento calcáreo, sin porosidad visible, no consolidada.

El espesor en el pozo es de 76 pies MD, con un espesor saturado de 13 pies

TVD, porosidad de 27%, permeabilidad de 4.82 darcies, saturación de agua

de 28%. Se determinó un límite inferior de arena (LIA) en 7,809’ MD; - 6,610’

TVDSS

13

RESERVORIO “U” SUPERIOR

Figura 2: Reservorio “U” superior




14

Descripción reservorio “U” superior

Son areniscas cuarzosas transparentes, translúcidas, friable a suelta, grano

fino a muy fino, redondeado, clasificación regular, matriz arcillosa, no hay

cemento visible, con inclusiones de glauconita.


TVD, porosidad de 19%, permeabilidad de 1.11 darcies y saturación de agua


7,201’ TVDSS.

15

RESERVORIO “U” INFERIOR

Figura 3: Reservorio u inferior




16

Descripción reservorio “U” inferior

Arenisca cuarzosa de grano fino a medio, de redondeada a angular, matriz

arcillosa y según el control litológico podría encontrarse al tope cemento

ligeramente calcáreo.


TVD, porosidad de 20%, permeabilidad 1.14 darcies y saturación de agua de


7273`TVDSS.

17

RESERVORIO “T”

Figura 4: Reservorio “T”




18

Descripción Reservorio “T” Arenisca cuarzosa de grano fino a medio, transparente, translúcida, friable, de sub-redondeado a sub-angular, matriz arcillosa, cemento silíceo a ligeramente calcáreo al tope, con trazas de glaucomita al tope. El espesor promedio en el pozo es de 192 pies, con un espesor saturado de 19 pies TVD, porosidad 18%, permeabilidad promedio de 0.35 darcies y saturación de agua 34%. El contacto agua/petróleo (CAP) fue determinado en 8,746’MD; -7545` TVDSS.

2.2.- AISLAMIENTO DE ZONAS DE INTERÉS.

2.2.1 EMPACADURA DE AISLAMIENTO

Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la

tubería de producción y el revestimiento de producción, a fin de evitar el

movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio

anular, hacia arriba. Estas empacaduras son utilizadas bajo las siguientes

condiciones:

a. Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo

condiciones de alta producción o presiones de inyección.

b. Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos

corrosivos.

c. Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones

múltiples.

d. En instalaciones de levantamiento artificial por gas.

e. Para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el

empleo de un fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la

tubería eductora y el revestimiento de producción.

Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseñada,

dos cosas deben suceder: primero un cono debe ser empujado hacia las

cuñas a fin de que ellas se peguen a la pared del revestidor y segundo el

http://www.monografias.com/trabajos15/kinesiologia-biomecanica/kinesiologia-biomecanica.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/gase/gase.shtml

http://www.monografias.com/trabajos36/teoria-empleo/teoria-empleo.shtml

19

elemento de empaque (gomas) debe ser comprimido y efectuar un sello

contra la pared del revestidor. Sus componentes básicos son:

a. Elementos sellantes: Estos elementos son normalmente construidos de

un producto de goma de nitrilo y se usan en aplicaciones tales como:

instalaciones térmicas, pozos cretácicos y pozos productores de gas

seco. Se ha comprobado que los sellos de goma de nitrilo son

superiores cuando se utilizan en rangos de temperaturas normales a

medias. Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se

comprime de manera tal que forma un sello contra la pared de la

tubería de revestimiento. Durante esta compresión, el elemento de

goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la

tubería. Esta expansión junto con la maleabilidad del mencionado

elemento ayudan a que estos vuelvan a su forma original al ser

eliminada la compresión sobre la empacadura. Algunas empacaduras

incluyen resortes de acero retráctiles moldeados dentro del elemento

sellante para resistir la expansión y ayudar en la retracción cuando se

desasiente la empacadura. Existen cuatro tipos de elementos sellantes

que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano, duro y

especiales. (I, II, III y IV, respectivamente).

Tabla 3: Tipo de Elementos Sellantes

Fuente: Schlumberger



20

b. Cuñas: Las cuñas existen en una gran variedad de formas. Es deseable

que posean un área superficial adecuada para mantener la empacadura

en posición, bajo los diferenciales de presión previstos a través de esta.

Las cuñas deben ser reemplazadas si ya se han utilizado una vez en el

pozo.

c. Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo más

simple de asentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en

"J" y pasador de cizallamiento que requiere solamente una ligera

rotación de la tubería de producción al nivel de la empacadura para el

asentamiento y puede, generalmente, ser desasentada por un simple

levantamiento sobre la empacadura. Este procedimiento es aplicable a

las empacaduras recuperables.

d. Dispositivos de fricción: Los elementos de fricción son una parte

esencial de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en

algunos casos para recuperarlas. Pueden ser flejes, en resortes o

bloque de fricción, y si están diseñados apropiadamente, cada uno de

estos proporciona la fuerza necesaria para asentar la empacadura.

e. Anclas hidráulicas: Las anclas hidráulicas o sostenedores hidráulicos

proporcionan un método confiable para prevenir el movimiento que

tiende a producirse al presentarse una fuerza en la dirección opuesta

de las cuñas principales. Por ejemplo, una empacadura de cuñas

simples que se asiente con peso puede moverse hacia arriba en el

hoyo, cuando se lleva a cabo una acidificación o fractura, sin embargo,

este movimiento se puede evitar mediante el uso de sostenedores

hidráulicos o de una ancla hidráulica.

21

Figura 5: Anclas hidráulicas

Fuente: Completaciones y Reacondicionamientos de pozos Walter Quiroga



2.2.2 TIPOS DE EMPACADURAS.

Los diferentes tipos de empacaduras pueden ser agrupados en clases

principales; luego se pueden subdividir de acuerdo a métodos de

asentamientos, dirección de la presión a través de la empacadura y número

de orificios a través de la empacadura. De esta forma se tienen:

Recuperables, Permanentes, Permanentes – Recuperables.

Existen alrededor de 10 fabricantes de empacaduras, sin embargo, en la

industria petrolera nacional las más utilizadas son de las marcas, Baker,

Otis, Camco, en diámetros de 4 ½, 5½, 7 y 9 5/8 pulgadas.

Empacaduras Recuperables.

Son aquellas que se bajan con la tubería de producción o tubería de

perforación y se pueden asentar: por compresión, mecánicamente e

hidráulicamente. Después de asentadas pueden ser desasentadas y

recuperadas con la misma tubería. Las empacaduras recuperables son parte

22

integral de la sarta de producción, por lo tanto, al sacar la tubería es

necesario sacar la empacadura.

Las empacaduras recuperables se pueden clasificar tomando en cuenta la

dirección del diferencial de presión en:

a. Empacaduras recuperables de compresión: Una empacadura de

compresión se asienta aplicando el peso de la tubería de producción

sobre la empacadura y se recupera tensionando. Por estas razones, no

se desasienta aplicando una fuerza hacia abajo, bien aplicando peso de

la tubería de producción (compresión) o bien aplicando presión por el

espacio anular sobre la empacadura. Sus características particulares

las hacen apropiadas para resistir diferenciales de presión hacia abajo.

Son principalmente utilizadas en pozos verticales, relativamente

someros y de baja presión. Pueden soportar presiones diferenciales

desde abajo si se les incorpora un anclaje hidráulico de fondo dentro

del ensamblaje de la empacadura.

Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior

Fig. 1-5. Empacaduras de Compresión.

b. Empacaduras recuperables de tensión: Estas empacaduras se asientan

rotando la tubería de producción ¼ de vuelta a la izquierda y luego

tensionando. Para recuperarla, se deja caer peso de la tubería de

manera tal de compensar la tensión y luego se rota la tubería a la

derecha ¼ de vuelta, de manera que las cuñas vuelvan a su posición

original. Se usan en pozos someros y donde se anticipen presiones

diferenciales moderadas desde abajo. Las presiones desde abajo solo

sirven para incrementar la fuerza de asentamiento sobre la

empacadura. Son usadas preferiblemente en pozos de inyección de

agua y en pozos someros, donde el peso de la tubería de producción

no es suficiente para comprimir el elemento sellante de una

empacadura de asentamiento por peso o empacadura a compresión.

23

Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior

Fig. 1-6. Empacaduras de Tensión.

c. Empacaduras recuperables de compresión – tensión: Estas

empacaduras se asientan por rotación de la tubería más peso o con

rotación solamente. No se desasientan por presiones aplicadas en

cualquier dirección, por lo tanto pueden soportar un diferencial de

presión desde arriba o desde abajo. Para recuperarlas, solamente se

requiere rotación de la tubería de producción hacia la derecha. Cuando

se usan en pozos de bombeo mecánico se dejan en tensión y actúan

como anclas de tubería. Cuando se utilizan en pozos de inyección de

agua permiten mantener la tubería de producción en peso neutro, lo

que elimina la posibilidad de que se desasienten debido a la elongación

de la tubería o por contracción de la misma. Su mayor desventaja se

debe a que como deben ser liberadas por rotación de la tubería, si hay

asentamiento de partículas sólidas sobre el tope de la empacadura se

hace imposible realizar cualquier trabajo de rotación, sin embargo, eso

se soluciona usando un fluido libre de partículas sólidas como fluido de

empacadura.

d. Empacaduras recuperables sencillas y duales de asentamiento

hidráulico: El asentamiento de las empacaduras sencillas se realiza

cuando existe un diferencial de presión entre la tubería de producción y

la tubería de revestimiento. La principal ventaja de las empacaduras

recuperables con asentamiento hidráulico, es que la tubería eductora

puede ser corrida en el pozo y el cabezal de producción instalado antes

del asentamiento de la empacadura. Estas empacaduras son

particularmente apropiadas en pozos altamente desviados donde la

manipulación de la tubería de producción puede presentar dificultades.

Las empacaduras duales se utilizan en completaciones múltiples

cuando se requiere producir una o más arenas.

24

Empacaduras Permanentes.

Estas se pueden correr con la tubería de producción o se pueden colocar

con equipos de guaya fina. En este último caso, se toman como referencia

los cuellos registrados en el perfil de cementación para obtener un

asentamiento preciso. En caso de formaciones con temperatura de fondo

alta (400ºF-450ºF), el método más seguro de asentamiento consiste en

utilizar un asentador hidráulico bajado junto con la tubería de producción.

Una vez asentada la empacadura, se desasienta el asentador hidráulico y se

saca la tubería junto con la tubería de producción. Las empacaduras

permanentes se pueden considerar como una parte integrante de la tubería

de revestimiento, ya que la tubería de producción se puede sacar y dejar la

empacadura permanente asentada en el revestidor. Usualmente para

destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se denomina

empacadura perforable.

2.3.- BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

A manera de información y por considerarse como otro sistema de

recuperación de hidrocarburos importante se explicará lo que es el bombeo

electro centrífugo.

El bombeo electro centrifugo sumergido ha probado ser un sistema artificial

de producción eficiente y económico. En la actualidad ha cobrado mayor

importancia debido a la variedad de casos industriales en los que es

ampliamente aceptado.

En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas artificiales de

producción tiene ventajas y desventajas, debido a que por diversas razones

no siempre puede resultar el mejor.

25

Es decir, un pozo candidato a producir artificialmente con bombeo electro

centrífugo sumergido, debe reunir características que no afecten su

funcionamiento como las altas relaciones gas-aceite, las altas temperaturas,

la presencia de arena en los fluidos producidos y medio ambiente de

operación agresivo, que son factores con influencias indeseables sobre la

eficiencia del aparejo.

Entre las características únicas del sistema están su capacidad de producir

volúmenes considerables de fluido desde grandes profundidades, bajo una

amplia variedad de condiciones del pozo y particularmente se distingue por

que, su unidad de impulso o motor está directamente acoplada con la bomba

en el fondo del pozo.

El aparejo de bombeo eléctrico trabaja sobre un amplio rango de

profundidades y gastos.

Su aplicación es particularmente exitosa cuando las condiciones son

propicias para producir altos volúmenes de líquidos con bajas relaciones

gas-aceite. El sistema opera sin empacador.

Sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el extremo inferior de la

tubería de producción, generalmente por arriba de la zona de disparos.

Anteriormente, para el diseño del aparejo de bombeo eléctrico se

consideraba como único requisito, que la bomba debía colocarse por abajo

del nivel dinámico del fluido en el pozo, de tal manera que estuviera

garantizada la alimentación continua de líquidos en la succión de la bomba,

previendo posibles variaciones en las condiciones del pozo. Además, se

suponía la existencia del flujo de una sola fase líquida en la tubería de

producción, determinando las pérdidas de presión por la fricción.

26

Estas suposiciones, aún hoy son válidas para pozos productores de agua o

para aquellos con altas relaciones agua-aceite y volúmenes despreciables

de gas.

Más adelante, el procedimiento de diseño evolucionó con la operación de

métodos para determinar caídas de presión en tuberías verticales con flujo

multifásico; entonces, también se utilizaron correlaciones para el cálculo de

propiedades PVT de los fluidos. Lo anterior permitió efectuar la selección del

equipo de bombeo con mejor aproximación, para pozos en los que existe

una cantidad importante de gas que se produce con los líquidos. En estos

casos se tomaron en cuenta los efectos del gas que se libera en la tubería

de producción conforme se reduce la presión, durante el viaje ascendente de

los hidrocarburos hacia la superficie, de manera que, determinar la variación

de la densidad de la mezcla a presiones inferiores a la de burbujeo, condujo

a diseños en los que las dimensiones del motor y de la bomba fueron hasta

50% menores, respecto a las obtenidas con las suposiciones mencionadas

anteriormente.

En la actualidad el diseño ha mejorado, incorporando en los cálculos la

consideración de que el volumen y propiedades físicas de la mezcla, varían

constantemente en el interior de la bomba; lo cual se traduce en reducciones

importantes de su capacidad volumétrica, desde la presión de succión hasta

la de descarga. Consecuentemente las dimensiones del motor y de la bomba

son aún menores, para lograr una operación más eficiente del sistema, para

obtener en la superficie el gasto de líquidos deseado, manteniendo la

presión necesaria en la cabeza del pozo.

http://www.monografias.com/trabajos14/problemadelagua/problemadelagua.shtml

27

2.4.- TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN

La tubería de producción se utiliza para aislar zonas productivas y contener

presiones de formación. Tiene que estar diseñada para soportar presiones

de inyección provistas, por ejemplo, por una estimulación por fractura,

producción asistida por Gas Lift, e incluso para cementación, que en este

tipo de tuberías suele ser muy crítica. En caso de falla del tubing, es la

cámara de contención de los fluidos del reservorio las medidas de las

tuberías de producción van desde 2 3/8” hasta 5 ½” en nuestro país.

Se utiliza también en las completaciones duales paralelas y paralelas que

tienen como objetivo transportar los fluidos desde el reservorio hasta la

superficie en forma independiente por cada sarta.

2.5.- CONSTRUCCIÓN DE POZOS.

La construcción de pozos previo a la producción de petróleo es muy

importante, ya que se debe planificar el tipo de completación de producción

se instalará, en el caso de una completación dual el tipo de pozo ideal es

con una terminación con casing de 9 5/8”o con un liner de 7”, la única

manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación

geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es

mediante la perforación de un hueco o pozo.

En Ecuador la profundidad de un pozo puede estar normalmente entre

2.000 y 13.000 pies, dependiendo de la región y de la profundidad a la cual

se encuentre la estructura geológica o formación seleccionada con

posibilidades de contener petróleo.

El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se

denomina "pozo exploratorio" y en el lenguaje petrolero se clasifica "A-3".

28

De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se

van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el

equipo de perforación más indicado.

El tiempo de perforación de un pozo dependerá de la profundidad

programada y las condiciones geológicas del subsuelo. En promedio se

estima entre dos a seis meses.

La perforación se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño del pozo

en la parte superior es ancho y en las partes inferiores cada vez más

angosto. Esto le da consistencia y evita derrumbes, para lo cual se van

utilizando brocas y tubería de menor tamaño en cada sección. Así, por

ejemplo, un pozo que en superficie tiene un diámetro de 26 pulgadas, en el

fondo puede tener apenas 8,5 Pulgadas.

El material que saca sirve para tomar muestras y saber qué capa rocosa se

está atravesando y si hay indicios de hidrocarburos.

Durante la perforación también se toman registros eléctricos que ayudan a

conocer los tipos de formación y las características físicas de las rocas, tales

como densidad, porosidad, contenidos de agua, de petróleo y de gas natural.

Laboratorio para obtener un mayor conocimiento de las capas que se están

perforando.

Para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro problema

propio de la perforación, se pegan a las paredes del hueco, por etapas,

tubos de revestimiento con un cemento especial que se inyecta a través de

la misma tubería y se desplaza en ascenso por el espacio anular, donde se

solidifica.

29

La perforación debe llegar y atravesar las formaciones donde se supone se

encuentra el petróleo. El último tramo de la tubería de revestimiento se llama

"liner de producción" y se fija con cemento al fondo del pozo.

Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido)

desde la superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y

facilitará posteriormente la extracción del petróleo en la etapa de producción.

Figura 6: Pozo programado

Fuente: Completaciones y Reacondicionamientos de pozos Walter Quiroga



30

2.6.- PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de

producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en

funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las

perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la

profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca

reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o

no satisfactorios.

Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos

impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la

presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de

ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el

pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la

extracción se procede a la utilización de métodos de bombeo artificiales. Los

yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber:

a. Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el

gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la

disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%.

b. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado

sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa

genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación

de un campo con capa de gas es del 40/50%.

c. Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente

para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del

agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento

con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.

31

El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía

es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se

realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad",

compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a

voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro

dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.

2.7.- RE-INYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN.

El término de re-inyección lo definimos como la inyección de agua de

desecho al subsuelo en proyectos de protección ambiental. El propósito es

confinar a las aguas en estratos o zonas que no sean productores o

rentables, para lo cual, se debe ubicar y reacondicionar él o los pozos, que

también como requisito debe estar cerrado.

Se han hecho varios estudios para efectuar la re-inyección adecuada de la

totalidad de las aguas de formación producidas en el campo, de manera que

minimicen los impactos ambientales, se preserve el entorno, la integridad

física de la Población, Fauna y Flora de la Amazonía.

En Petroamazonas y Petroproducción hay dos clases de sistemas para la

inyección de agua de formación que son, el Sistema Abierto y Sistema

Cerrado, pero debido a que ocurren determinados problemas con el agua

que al entrar en contacto con el oxígeno del aire este altera las condiciones

iniciales del agua producida, en la actualidad, la compañía utiliza el sistema

cerrado con varios accesorios.

2.8.- COMPLETACIONES DE POZOS.

La completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios

que, aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la

obtención de hidrocarburos. La Ingeniería Petrofísica, Ingeniería de

32

Yacimientos y de las ciencias de producción y construcción de pozos; han

venido realizando, en los últimos años, un trabajo en equipo permitiendo una

interacción de las ramas que conforman la ingeniería de petróleo.







completación, que incluye un análisis de sus condiciones mecánicas y la

rentabilidad económica que justifique su existencia.

Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se

realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para

dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la

formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas. Los

trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería

lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o el cañoneo del

revestidor y, finalmente, la instalación de la tubería de producción.

33

2.8.1-CABEZAL DUAL PARALELO.

Figura 7: Cabezal dual paralelo

Fuente: Black Gold Services



2.8.1.1- DESCRIPCIÓN.

El cabezal dual paralelo adaptado para las completaciones dual paralelas,

fue diseñado para producir de dos arenas al mismo tiempo bajo

especificaciones API norma 5CT, equipados con 2 válvulas master y dos

válvulas wing, y dos válvulas swab, la presión de trabajo de estos cabezales

es de máximo 3000 psi, con salidas independientes por cada línea de

producción mismos que se conectan al manifold de producción.

34

2.X.X - CARACTERÍSTICAS GENERALES.

Los cabezales duales paralelos constan de una sección “A” convencional 13

5/8” x 3000 psi, una sección “B” de 9 5/8” por 3000 psi y una sección “C” que

consta de una taza que contiene dos orificios para enroscar dos colgadores

de tubería de un diámetro de 2 7/8”, también tiene dos cavidades para la

colocación de dos penetradores para el paso del cable eléctrico, para la

aplicación de una completación mixta productora inyectora se requiere

colocar un tapón en una cavidad de penetrador.

En la parte superior del tubing Bonnet tenemos 2 secciones separadas caca

una con una válvula de 2-9/16” que vendría a ser las válvulas master del

cabezal, a continuación tenemos un bloque bridado llamado el bloque cruz

donde se conectan las conexiones de las válvulas master , a los costados

dos válvulas de 2 9/16” que cumplen la función de válvulas wing y en la parte

superior del bloque cruz una brida dual para las válvulas swab,

acontinuacióin se ilustra una fotografía de un cabezal dual paralelo

35

Figura 8: Cabezal dual paralelo



Fecha: Enero 31 del 2007

2.10.- COMPLETACIÓN DUAL MIXTA PARA INYECCIÓN-

PRODUCCIÓN

Esta completación doble tiene como propósito inicial inyectar el agua

producida en la formación inferior, para lo cual se colocará una

Completación de Fondo con un Packer permanente que asegurará su



36

conectará la cola de la sarta de inyección con los sellos y al mismo tiempo

producir de la arena superior con una bomba electrosumergible.

El Cabezal utilizado será un cabezal diseñado para completación doble

productora que soporta 3000 psi nominales.

2.10.1 OBJETIVOS

Inyectar fluido y producir petróleo al mismo tiempo desde un mismo pozo

utilizando una completación dual paralela en el campo dumbique.

Realizar la mínima inversión previa a su desarrollo de ser el caso, por lo

que no es conveniente construir una línea de flujo definitiva para

transportar el fluido producido ya que no es factible construir

instalaciones de superficie puesto que si el campo prueba no tener

potencial o rentabilidad a largo plazo, esta inversión no sería recuperada

en su totalidad.

Optimizar los equipos de superficie ya que dado que el costo de

explotación del campo se vuelve muy alto al tener que perforar 2 pozos

para producir sólo uno de ellos, Petroamazonas ha buscado nuevas

alternativas para manejar el agua producida y a la vez incrementar la

recuperación de la inversión en caso de darse las condiciones de los

reservorios.

2.10.2 PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN ENSAMBLAJE

ELECTROSUMERGIBLE

Una vez asentada en el fondo la completación inferior, se iniciará bajando la

sarta de inyección en cuya punta se colocará el localizador con 12 pies de

FULL sellos, el cual ingresará en la sección pulida de la completación bajada

previamente, asegurando de esta manera el aislamiento de las zonas

superior e inferior.

37

Sobre el localizador, la sarta de inyección tendrá un centralizador que

ayudarán al posicionamiento del localizador. A continuación y calculando la

altura de la cara de la formación superior, se colocarán Blast Joints que es

tubería de mayor espesor que soportará el efecto abrasivo del fluido que

ingresa desde la formación superior al pozo, el cual choca con la sarta

colocada en frente suyo.

Todo lo anterior se encuentra dentro del liner de 7” con el cual se ha

planificado completar el pozo en las zonas de interés. Sobre el liner de 7”,

en el casing de 9-5/8” se colocará lo siguiente:

Desde las blast joints la sarta llega hasta el pump support con tubería de 3-

1/2” con el objeto de reducir las pérdidas por fricción debido al diámetro

interno de la tubería. El pump support es una herramienta que sostiene la

base del equipo electrosumergible que extraerá el fluido producido por la

arena superior y conecta al Tubing by-pass de 2-7/8” con la tubería de 3-1/2”

que lleva el fluido a inyectar.

Desde el Pump support hasta superficie se constituye la sección paralela de

la completación en la cual, por un lado se encuentra la sarta de inyección de

2-7/8” y paralela a la misma se encuentra la sarta de producción de 2-7/8”

con el equipo BES.

La sarta de 2-7/8” de inyección tiene una camisa que permitirá el control del

pozo en caso de requerirse una intervención.

Las dos sartas productora / inyectora se encontrarán fijas entre sí con

protectores-centralizadores cada 1000 pies que evitarán que se envuelvan

entre sí incrementando las tensiones y por ende el riesgo de falla.

Debajo del Equipo Electro-sumergible en la base del sensor se instalara una

Junta de expansión la cual ira conectada al Pump Support, esta evitara que

38

las fuerzas debidas al estiramiento de la tubería productora y a la

contracción de la tubería inyectora, afecten al Equipo BES, ya que este no

puede trabajar en condiciones de compresión.

2.10.3 DISEÑO DE EQUIPO ELECTROSUMERGIBLE

Con el objetivo de diseñar una equipo electrosumergible para el pozo

Dumbique 1 se tomaron en cuenta la información de la arena “U” superior a

una rata de producción de alrededor de 1500 barriles por día de fluido con

una proyección a 12 meses de hasta 2500 barriles por día de fluido, la

presión de reservorio es de 3200 psi.

39

2.10.3.1 INFORMACIÓN DE LA ARENA U SUPERIOR

CAMPO: EDEN YUTURI POZO : DMB-001 ZONA: "U-Sup"

Instalación No.: Completación

Motivo del Trabajo: Pruebas Iniciales

Trabajo a realizar:

Caudal de Flujo requerido: 3000 stb/d @ 5 %WC Tasa DNH: NA bopd

Ultima prueba realizada: N/A stb/d @ N/A %WC Mínimo Pwf: 1500 psig

Caracteristicas del Fluido a Producir (Scale, Arena, Corrosivo): Tendencia corrosiva

Diseño realizado por: Fecha:

Diseño aprobado por: Fecha:

Bajar completación dual paralela productor-inyector

Dead Oil Viscosity Beggs and Robinson Oil FVF Standing Gas Z Factor Standing

Saturated Oil Viscosity Beggs and Robinson Solution GOR / Pb Standing

Vert Flow Correl Hagedorn & Brown Horiz Flow Correl Beggs & Brill Revised

Source BJA Source BJA Swap Angle 45

Pb 560 psig Tb 198 ºF FVF rb/stb

GOR 116 scf/stb Grav Gas. 0,96 SG(air) Grav Water. 1,00 SG(water)

Densidad del Aceite: 32,1 API Viscosity 4,8 cp @ 205 ºF

Fuente de Datos: LOWIS, Análisis PVT

Top MD Bottom MD OD ID Weight

ft ft inches inches lb/ft

Casing 0 9030 9 5/8" 8,681 47 Wellhead Temp 170 ºF

Liner Reservoir Temp 205 ºF

Tubing 0 7665,28 2 7/8" 2,441 6,4

Tubing Input Voltage 460 Volt

MD (ft) TVD (ft) Max DLS 2,15 @' Depth 1759,7 ft (MD)

Profundidad Bomba: 7665,28 7205,9 DLS @ Prof de la Bomba 0,43 deg/100ft

Tope de Perfs: 8366 7904,3 Desviación @ Prof de la Bomba 7,2 deg

PBTD 8973,16 8510,83 Máxima desviación - "Running " 28,7 deg

Indice de Productividad 2,00 STB/Psig Indice de Productividad 4,00 STB/Psig

Presión de Yacimiento: 3200 Psig Presión de Yacimiento: 3100 Psig

Tasa de Flujo deseado: 1500 BFPD Tasa de Flujo deseado: 2500 BFPD

Presión de Fondo Fluy. 2450 Psig Presión de Fondo Fluy. 2475 Psig

Frecuencia de Oper.: 43,0 Hz Frecuencia de Oper.: 57,7 Hz

Corte de Agua (WC): 1 % Corte de Agua (WC): 50 %

Tasa de petroleo 1485 BOPD Tasa de petroleo 1250 BOPD

Presión en Well Head: 200 Psig Presión en Well Head: 200 Psig

Presión en CSG: 10 Psig Presión en CSG: 50 Psig

Tasa permitida DNH: n/a BOPD Tasa permitida DNH: n/a BOPD

REQUERIMIENTOS PARA TRATAMIENTO QUIMICO:

CORROSION moderado EMULSION SCALE moderado

Bajar completación dual paralela para producir de dos zonas.

CORRELACIONES A UTILIZAR EN DESIGNPro

CARACTERISTICAS DEL FLUIDO (PVT)

Punzonar los intervalos de la arena U-Superior.

INFORMACION DEL POZO

OBJETIVO DEL WORKOVER (Incluir equipo adicional Y-Tool, Clamps, IC)

CONDICIONES ACTUALES (caso base) PROYECCION A UN (1) AÑO

CRITERIOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE

Figura 9: Información de la arena U superior




40

2.10.3.2 INFORMACIÓN DE POZO DUMBIQUE 01

CAMPO: EDEN YUTURI POZO: DMB-001 Inst. Nro. Completación

ZONA PRODUCTORA: "U-Sup" Anterior Run Life:

Diseño realizado por: Fecha:

Diseño aprobado por: Fecha:

Tope de Perforaciones (Datum) 8366 Ft - MD Tope de perforaciones TVD: 7904 Ft - TVD

Profundida de la Bomba: 7665,28 Ft - MD Profundidad de la bomba TVD: 7205,94 Ft - TVD

Modelo "Inflow" Indice de Productividad: 2,00 STB/Psig

Presión en Well Head: 200 Psig Gravedad específica del Aceite: 32,1 API

Temperatura en Well Head: 170 ºF Gravedad específica del Agua 1,00 SG(water)

Temperatura de Fondo: 205 ºF Corte de Agua (WC): 1%

Presión de Yacimiento: 3200 Psig GOR 116 scf/stb

Presión de Burbuja: 560 psig Gravedad específia del Gas: 0,96 SG(air)

GOR SCF/STB

Indice de Productividad STB/Psig

Corte de Agua %

Tasa de Flujo deseada STB

Profundidad de la Bomba Ft

Tasa de flujo en Operación 1501,5 2503,2 STB

Tasa de Flujo total al INTAKE 1671,1 2679,5 STB/d

Tasa de Líquido al Intake 1669,9 2678,5 bbl/d

Tasa de Gas dentro de la Bomba 1,2 1,0 bbl/d

Fracción de Volumen de Gas a la entrada 0,1 0,0 %

Gas dentro de la Bomba 0,1 0,1 %

Eficiencia de Separación 0,0 0,0 %

Cabeza Dinámica Total (TDH) 1441,8 2116,3 ft

Nivel de Fluido sobre la Bomba (FLAP) 6495,3 6103,3 ft

Presión a la Entrada (PIP) 2107,2 2207,1 psig

Presión de Descarga 2607,4 3017,5 psig

Presión de Fondo Fluyendo (Pwf) 2350,0 2475,0 psig

FRECUENCIA DE OPERACION 43,0 57,7 Hz

BOMBA - Modelo & Tipo RADIAL FLOW

Serie de la Bomba Pulg

Configuración de la Bomba Compression

Número de etapas stg

Descripción y tipo del motor

Datos de Placa del motor (NamePlate)

Velocidad de operación del Motor 2513,6 3372,9 RPM

Amperaje del Motor 16,9 27,0 Amps

Voltaje del motor 1509,8 2025,9 Volts

Carga total de Operación 30,2 84,9 hp

FACTOR DE CARGA 39 82 %

Eficiencia 86,3 89,7 %

Slip aplicado SI SI

Velocidad del fluido 0,5 0,85 ft / s

TEMPERATURA DEL MOTOR 279 273 F

Voltaje de Superficie 1545 2084 Volt

KVA Requerido 45 97 KVA

KVA

KVA

Cabeza de Descarga (BOHD)

Cabeza de Descarga Phoenix

Bomba Upper

Intake

Protector upper

Protector lower

Motor Upper

Adaptador

Sensor

Cable

Aditional Completions Items

BOMBA La bomba puede manejar los volumenes de producción esperados dentro de su rango óptimo de operación.

PROTECTOR Configuración de protectores standard para pozos desviados.

MOTOR

SENSOR Sensor Phoenix Tipo 1 para monitoreo continuo de las condiciones de operación.

CABLE AWG 1 con 1 capilar para tratamiento químico en fondo.

EQUIPO DE SUPERFICIE VSD & SUT igual o mayor a 600 KVA.

Carga de operación del motor dentro del 39% y 82%

Discharge Pressure Sub 540 - 3 1/2" Redalloy

Phoenix XT - Tipo 1

Serie 562, Redalloy (motor 562 @ Phoenix 400)

SN2600, Serie 538, 59 stg, CR, CT, ES2, INC, RLOY

Serie 540, ARZ, INC, Redalloy

Serie 540, LSBPB, INC, ES, HL, RLOY

Serie 540, BPBSL, INC, HL, RLOY

DOMINATOR, Serie 562, WC F053, 108 HP, 2,106 V, 30.6 A, INC, ALL STEEL, RA, UT, RLOY

SUT Instalado

DESCRIPCION EQUIPO DE SUPERFICIE

B

O

M

B

A

D

E

S

C

.

SN2600

538 (OD = 5.38")

CR CT ES 2 HSS RLOY

59

600

59 Stg SN2600 - 108 HP (2,106 V - 30.6 A)

VARIABLES

PROYECCION A UN AÑO

D

E

S

C

R

I

P

C

I

O

N

G

E

N

E

R

A

L

B

E

S

600 VSD Instalado

M

O

T

O

R

DOMINATOR, Serie 562, INC, ALL STEEL, RA, UT, RLOY

V

S

D

&

S

U

T

BODH serie 540 - 3 1/2" NV - Redalloy

1

1500,0

7.665

PETROAMAZONAS - EPF

CASO BASE

116

2,00

Productivity Index

INFORMACION DEL POZO

DESCRIPCION GENERAL DEL SISTEMA SELECCIONADO

116

RESUMEN CRITERIO DE SELECCION DEL EQUIPO BES

C

O

N

D

I

C

I

O

N

E

S

D

E

O

P

E

R

A

C

I

O

N

B

O

M

B

A

2500,0

4,00

50

7.665

Redalead, AWG 1 SOL, Galv, con 1 Capilar

EQUIPO UPPER DE COMPLETACION DUAL PARALELA

108 HP - 2,106 V - 30.6 A

Figura 10: Información de pozo Dumbique 01

Fuente: Petroamazonas



41

2.10.3.3 CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE EQUIPO BES ARENA U

SUPERIOR

Las curvas de performance del equipo electrosumergible nos muestran un

comportamiento ideal con una bomba diseñada con 59 etapas tipo SN 2600

cuyo rango ideal de producción de fluido es levemente superior a la curva

media ideal a una frecuencia de 43 Hz producirá un promedio de fluido de

1500 BFPD, mientras en el gráfico de la producción haciendo una

proyección a un año podemos ver que la producción de fluido se ha

incrementado hasta 2600 BFPD a 57.7 Hz de frecuencia si bien está debajo

de la media ideal no se sobrepasa los límites down thrust ni tampoco up

thrust, en la proyección a un año se calcula un incremento en el corte de

agua de 1 % al 50 %.

42

Lider EPF Alliance Manager

PETROAMAZONAS SCHLULMBERGER

COMENTARIOS ADICIONALES:

CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - PROYECCIÓN A 1 AÑO

Condiciones Iniciales para el Diseño:

IP = 4.0 Bbl/psi, W.C. = 50%, API = 32.1, Q = 2,500 BFPD

CURVA DE COMPORTAMIENTO DEL MOTOR SELECCIONADO

Carga de Operación promedio del Motor:

Caso Base = 39%

Proyección @ 1 año = 82%

CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - CASO BASE

Condiciones Iniciales para el Diseño:

IP = 2.0 Bbl/psi, W.C. = 1%, API = 32.1, Q = 1,500 BFPD

Figura 11: Curvas de comportamiento de equipo bes arena u superior

Fuente: Petroamazonas.


Fecha: ene 2011

43

En la figura 11, podemos observar la curva de comportamiento del diseño de

las bombas electrosumergibles diseñado al inicio del arranque y a

condiciones a un año más tarde.

La primera grafica muestra el comportamiento de la bomba REDA 538 SN

2600, El punto rojo está ubicado a una frecuencia de 43 Hz que es la

frecuencia base teniendo un rendimiento muy cerca del ideal con 1610

BFPD que alcanzará en altura 1400 ft, las otras curvas representan ratas y

frecuencias mínimas y máximas en un gráfico que en el eje de la arista Y

muestra la altura de fluido alcanzado en pies versus el eje de la arista X

muestra la rata de flujo en barriles por día.

En la segunda gráfica se muestra la curva del comportamiento del motor

REDA 562 F053 Dominator 108.0 HP 2106.7 voltios 30.6 amperios a 60 Hz

podemos interpretar la curva de color rojo como el factor de poder del motor

con la eficiencia que la línea entrecortada de color magenta el punto donde

se corta en la parte inferior es la carga de operación correspondiente al 39 %

en el caso base o sea cuando la Bomba trabaja a 43 Hz de frecuencia;

también muestra la carga del motor cuando la bomba trabaja a 57.7 Hz de

frecuencia siguiendo la curva de factor de poder y la eficiencia del motor en

la parte superior corresponde al 82 % de carga de operación cuya

proyección fue después de un año de producción.

La tercera grafica muestra el comportamiento de la bomba REDA 538 SN

2600 con proyección a un año, el punto rojo está ubicado a una frecuencia

de 57.7 Hz que es la frecuencia proyectada teniendo un rendimiento que no

sobrepasa los límites down thrust ni tampoco up thrust, con 2600 BFPD que

alcanzará en altura cerca de 2100 ft, las otras curvas representan ratas y

frecuencias mínimas y máximas en un gráfico que en el eje de la arista y

muestra la altura de fluido alcanzado en pies versus el eje de la arista X

muestra la rata de flujo en barriles por día.

La cuarta grafica es tomada del catálogo de rendimiento de las bombas que

fueron utilizadas para el diseño propuesto que indica el comportamiento de

44

una etapa de la bomba REDA 2600 SN 2600 a 3500 RPM cuyo diseño

corresponde a la cantidad de flujo inicial y proyectado a un año representado

por la franja de color amarillo.

2.10.4 ANÁLISIS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN DE LA ARENA U SUPERIOR

El pozo Dumbique-1 es direccional y con completación de prueba para U

Superior y T, tiene una sección perforada en U Superior de 10 pies.

Los intervalos perforados inicialmente en U Superior son:

8,448'- 8,458' (10') @ 5 DPP

La completación del pozo en la arena U Superior consta de una bomba

eléctrica DN 1750, 81 STG, S400, S/N 2FN0B00698 con sensor de presión y

temperatura (Anexo 1).

Pruebas de producción: El registro de pruebas de producción realizado al

pozo se detalla a continuación

45

Tabla 4: Pruebas de producción

Petroamazonas.


Fecha: ene 2011

46

El espesor de reservorio U Superior para el pozo es de 116 pies, tiene una

zona de pago de 25 pies (de los cuales se disparó los 10 pies) con una

porosidad promedio de 20 % y saturación de agua de 24%.

PRUEBA BUILD UP (Restauración de presión):

Los parámetros que se analizaron para la prueba de build up son los

siguientes:

- Gradiente petróleo ( 41.3 °API @ 180 °F) = 0,35 psi/ ft

- Distancia TVD sensor- Yacim. (5,885’ – 7,227’) = 255 ft

- ∆ Presión sensor – Yacim. = 90 psi

La figura muestra el comportamiento de la presión durante el período de

flujo y el build up.



Fecha: Enero del 2011

Figura 12: Comportamiento de la presión durante el período de flujo y el

Build up

Período de flujo

Período de cierre

43 Hz

47

Se realizó una prueba build up en período de flujo estable a una rata de 750

stb/d a una frecuencia de 43 Hz se y una presión de fondo fluyente entre

2.978 – 2.955 (psia) con una recuperación de presión hasta 3.160 psia, se

mantuvo estabilizado, posteriormente se tuvo un periodo de cierre de 24

horas aproximadamente, tiempo durante el cual se monitoreó en tiempo real

los datos de presión generados por el sensor, para posteriormente proceder

con su evaluación.

MODELO DE LA RESPUESTA DE PRESIÓN: El análisis de la derivada para el período de restauración muestra que el

pozo se ajusta a un modelo de yacimiento con un cambio lateral de facies o

una falla, además la bomba causa una restricción al flujo que en la prueba

se lo interpreta como daño de formación

Ajuste de la Derivada:

Figura 13: Ajuste de la derivada




48

En la derivada en un inicio el periodo de almacenamiento (m=45) no se

encuentra bien definido, esto puede ser debido probablemente al que el

cierre no se realizó en fondo si no en superficie; seguido por un periodo corto

de flujo radial (m=0), pasando finalmente a una definición de efecto de limite

por el levantamiento de la curva derivada se puede interpretar como un

yacimiento con una área de drenaje cerrada (fallas paralelas, sistema

cerrado).

Por la unión entre la curva de Presión y la derivada en el periodo inicial una

vez completado el almacenamiento se pueden inferir valores altos de C y S

(almacenamiento daño respectivamente), en lo que respecta a la separación

entre presión y la derivada en el periodo de flujo radial infiere un valor de K

(Permeabilidad moderadamente buena).

Curva Semi-logarítmica:

Figura 14: Curva semi-logarítmica




49

RESULTADOS DEL AJUSTE DE CURVA DERIVADA Y

SEMILOGARÍTMICA:

Tabla 5: Resultados del ajuste de curva derivada y semilogarítmica

Selected Model

Model Option Standard Model

Well Vertical – Limited Entry

Reservoir Homogeneous

Boundary One Fault

Main Model Parameters

Tmatch 0.215 [hr]-1

Pmatch .11 [psia]-1

C 17.3 bbl/psi

Total Skin 18

k.h, total 1270 md.ft

k, average 506 md

Pi 3175 psia




La presión de reservorio corregida al tope de las perforaciones es de 3.265

psi (P + ∆P = 3175 + 90). La permeabilidad efectiva al petróleo es alrededor

de 500 md.

CÁLCULO DEL IPR:

El índice de productividad calculado utilizando las pruebas reportadas del

pozo y las variaciones de presión y caudal es de 2,69 bfpd/psi. De la

interpretación del cierre del pozo se determinó la presión inicial de 3.265 psi

que es la profundidad de referencia a la mitad de las perforaciones del pozo.

50

Con los datos obtenidos de las pruebas de presión y producción se realizó el

siguiente gráfico:

CURVA PRESION vs. CAUDAL

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Q(BFPD)

P(P

SI)

Tasa Prueba con

restriccion

820 bfpd, 820 bopdTasa Solicitada sin

restriccion

1600 bfpd, 2667 bopd

Pb=680 psi

Figura 15: Curva de presión Vs. Caudal




La presión del yacimiento U Superior en el área de influencia del pozo es de

3260 psi, tomada de la interpretación del cierre del pozo durante la prueba

de presión, el índice de productividad es de 2.69 bfpd/psi

La bomba estaba creando una caída de presión 289 PSI, la prueba de

restauración de presión lo ve como un Daño en la formación

Basados en este estudio se estima que el potencial del pozo es de 1600

BOPD a flujo Natural.

51

ANÁLISIS NODAL. El índice de productividad fue calculado con el programa Petroleum Experts.

Tabla 6: Índice de productividad

Fuente: Programa Petroleum Experts.



Las propiedades fueron calculadas aplicando el Método de Standing y Beal

et al, en el siguiente cuadro se pueden observar las propiedades de fluido

existentes al año 2012, calculadas para objeto del estudio.

52

Tabla 7: Propiedades del fluido existentes al año 2012




Las presiones de fondo fluyente y las pruebas de producción permitieron

definir el índice de productividad de la Arena Napo U Superior del pozo

Dumbique 001 para identificar su aporte de fluido y crudo aplicando el

Método Compuesto. Se estima para la arenisca Napo U Superior un índice

de productividad de 1.76 BFPD/psi, un caudal máximo de fluido esperado es

de 5360 BFPD, 1071 BPPD y 80% BSW.

53

Figura 16: Identificación de fluido y crudo aplicando el método compuesto




Con el equipo electrosumergible recomendado el sistema producirá 2119

BFPD, 423BPPD y 1696BWPD a 60 Hz de operación en condiciones

óptimas de funcionamiento de la bomba (SN2600 – 59stg/100HP 1205V

48A).

54

Figura 17: Funcionamiento de la bomba (SN2600 – 59stg/100HP 1205V




55

2.11 TÉCNICA DE OPERACIÓN PARA COMPLETACIÓN DUAL

PARALELA

A continuación se describe la técnica de operación para completación dual

paralela.

2.11.1 OBJETIVO

Instalar con seguridad, eficiencia y calidad el Sistema Dual que producirá de

una zona (arenas productoras) e inyectará en la arena inferior en el mismo

pozo usando una Bomba Eléctrica Sumergible (BES) y un equipo de

aislamiento en la parte inferior, bajo este se encuentra instalado un

ensamble Tailpipe el cual tiene un Localizador con unidades de sello y pata

de mula, las cuales penetraran en el Seal Bore Packer (ID pulido) que estará

situado entre las dos zonas de interés, con esta configuración de Packer

POD aíslan las zonas productoras una de otra. El flujo de fluido de la zona

inferior se canaliza a través del Tailpipe y llega hasta el equipo ESP inferior,

de ahí será levantada hasta superficie con.

Un equipo BES Superior instalado sobre el Pump Support será instalado

arriba del POD, para producir la zona superior. Las producciones llegan a

superficie a través de las tuberías paralelas, es decir en ningún momento

llegan a encontrarse una con la otra. Con esto se consigue que las dos

zonas sean independientes, o simultáneamente producidas, ya que la

producción de cada zona llega a superficie a través de tuberías separadas,

por lo tanto pueden ser medidas independientemente en superficie.

56

2.11.2 SEGURIDAD

Para el Control Del Pozo:

Un mínimo de dos barreras independientes y debidamente probadas

deberán ser instaladas en el pozo, durante todo el trabajo (Supervisado y

revisado por un Representante del cliente)

Estas barreras deberán ser mantenidas durante toda la duración del

trabajo.

Si se usan lubricadores durante la intervención de Wire-line o Slick-line,

estos deberán ser suficientemente largos para contener sus herramientas

arriba de los BOP´s del Workover.

Cualquier incidente o accidente deberá ser reportado inmediatamente de

acuerdo con el plan de emergencias de la locación, y siguiendo las

políticas de Seguridad del Cliente.

El equipo de control del pozo debe ser probado a la presión de trabajo, y

recordado en una carta la cual será adicionada el reporte final del

proyecto.

Certificados y Cartas de Pruebas de presión de todos los equipos y

herramientas usadas en la completación deben ser pedidas por el cliente

y deberán ser almacenadas para posteriores Archivos de calidad.

Un Check List /EMT deberá ser pedido a todas las empresas contratistas,

para verificar, los procedimientos e inventarios, medidas de herramientas,

back up para los equipos críticos (si aplica), planes de contingencia de

acuerdo al servicio que se provea.

Una reunión preoperacional y de seguridad debe ser realizada antes de

cada operación, con todo el personal involucrado en el trabajo.

Si el pozo muestra salida de gas o empieza a fluir, cerrar de inmediato el

pozo, Cerrar BOP, Instalar Master Valve en el tubing (si Aplica), Reportar

WHP presión de cabeza de pozo), y proceder a matar el pozo usando

salmuera más pesada que la anterior. Reportar a Quito-SLB Office y de

inmediato al cliente.

57

2.11.3.- EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL

El equipo de protección personal (PPE –Personal Protection Equipment)

está diseñado para proteger a los empleados en el lugar de trabajo de

lesiones o enfermedades serias que puedan resultar del contacto con

peligros químicos, radiológicos, físicos, eléctricos, mecánicos u otros.

Además de caretas, gafas de seguridad, cascos y zapatos de seguridad, el

PPE incluye una variedad de dispositivos y ropa tales como gafas

protectoras, overoles, guantes, chalecos, tapones para oídos y equipo

respiratorio.

Las normas principales de PPE de OSHA se encuentran en Title 29 of the

Code of Federal

Regulations (CFR) (Título 29 del Código de Reglamentos Federales), Parte

1910, subpárrafo 1, y en reglamentos equivalentes en los estados que

cuentan con planes estatales aprobados por OSHA. No obstante, puede

encontrar los requisitos de PPE en otros textos como en las Normas de la

Industria General. Por ejemplo, 29 CFR 1910.156, la Norma de Brigadas de

bomberos, establece requisitos para el equipo de bomberos. Además, 29

CFR 1926.95 cubre la industria de la construcción. Los requisitos generales

de PPE de OSHA exigen que los empleadores lleven a cabo una evaluación

de los riesgos en sus lugares de trabajo para identificar los riesgos que

existen y que requieren el uso de PPE, para que brinden el PPE adecuado a

los trabajadores y que exijan que estos mismos hagan uso del equipo

además de mantenerlo en condiciones sanitarias y fiables. El uso de PPE

suele ser esencial, pero es generalmente la última alternativa luego de los

controles de ingeniería, de las prácticas laborales y de los controles

administrativos. Los controles de ingeniería implican la modificación física de

una máquina o del ambiente de trabajo. Los controles administrativos

implican modificar cómo y cuándo los empleados realizan sus tareas, tales

como los horarios de trabajo y la rotación de empleados con el fin de reducir

la exposición. Las prácticas laborales implican la capacitación de los

58

trabajadores en la forma de realizar tareas que reducen los peligros de

exposición en el lugar de trabajo.

2.11.4 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE ENSAMBLAJE

En la siguiente tabla consta la descripción del equipo de ensamblaje.

Tabla 8: Descripción del Equipo de Ensamblaje

Línea DESCRIPCION SCHLUMBERGER Cantidad

1 UNIVERSAL BYPASS CLAMP, (Incluye Cable Clips) 5

2TUBING, BY PASS, SET, 2-7/8" , 8.6 PPF, VAM FJL, BOX X PIN, TO SUIT SPACED ESP

LENGTH ASSY1

3 PUMP SUPPORT SUB ASSY 2-7/8 8.6 FJL X 3-1/2 1

5 NIPPLE, 3-1/2"EUE BOX x PIN, 9.3#, L-80, 2.125"R Profile 2

6 BLAST JOINT, 3 -1/2" BOX X PIN EUE 20 FT LENGTH 3

4 SAFETY SHEAR SUB 3 1/2" EUE BOX X PIN 1

7 PUP JOINT, 3-1/2"EUE BOX x PIN, 9.3#, L-80 3

8 4-1/2" Cannon Clamp Especiales x 20 ft (Para Proteger Cable sobre Blast joints) 2

9 NIPPLE, 2-7/8"EUE BOX x PIN, 6.5#, L-80, 1.81"R Profile 1

10 Off-Set Union (Para Centralizar la Bomba) 1

11Packer Multiport 7", 26-29 #, 2-7/8" 6.5lbs/ft EUE Box, 2-7/8" 6.5lbs/ft EUE Pin

(Propiedad de PAM)0

12 Crossover, 3-1/2" 9.3lbs/ft EUE Box, 3-1/2" 9.2 lbs/ft NV Pin 1

13 Crossover, 3-1/2" 9.2lbs/ft NV Box, 3-1/2" 9.3 lbs/ft EUE Pin 1

14 Crossover, 3-1/2" 9.3lbs/ft EUE Box, 2-7/8" 6.5lbs/ft EUE Pin 1

15 Crossover, 2-7/8" 6.5lbs/ft EUE Box x 3-1/2" 9.3lbs/ft EUE Pin 1

16Crossover, 2-7/8" 6.5 lbs/ft EUE Box, 2-7/8" 8.4 lbs/ft FJL Pin

(Se usa este ITEM por X-Over 2-7/8" 8.6# NV Box x 2-7/8" 8.6# FJL Pin)1

17Crossover, 2-7/8" 6.5 lbs/ft EUE Box, 2-7/8" 8.4 lbs/ft FJL Pin

(Se usa este ITEM por X-Over 2-7/8" 8.6# NV Box x 3-1/2" EUE Pin)1




2.11.5 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN DE ENSAMBLE

El Sistema Dual produce dos zonas (arenas productoras) en el mismo pozo

usando dos Bombas Eléctricas Sumergibles (BES). El equipo BES inferior es

instalado dentro de una cápsula (POD) de 7”, bajo este se encuentra

59

instalado un ensamble Tailpipe el cual tiene un Localizador con unidades de

sello y pata de mula, las cuales penetraran en el Seal Bore Packer (ID

pulido) que estará situado entre las dos zonas de interés, con esta

configuración de Packer y cápsula POD aíslan las zonas productoras una de

otra. El flujo de fluido de la zona inferior se canaliza a través del Tailpipe y

llega hasta la cápsula de 7” POD, de ahí será levantada hasta superficie con

la ayuda del equipo BES Inferior. Un equipo BES Superior instalado sobre el

Pump Support será instalado arriba del POD, para producir la zona superior.

Las producciones llegan a superficie a través de las tuberías paralelas, es

decir en ningún momento llegan a encontrarse una con la otra. Con esto se

consigue que las dos zonas sean independientes, o simultáneamente

producidas, ya que la producción de cada zona llega a superficie a través de

tuberías separadas, por lo tanto pueden ser medidas independientemente en

superficie.

Espaciamiento de la Completacion

Las siguientes consideraciones han sido tomadas en cuenta para determinar

la profundidad planeada de los componentes de la completación.

Packer Seal Bore

El Packer Seal Bore será asentado entre las dos zonas productoras a una

distancia adecuada bajo la última perforación de la arena superior para

permitir la instalación del Ensamble talipipe (Localizador con Sellos) y blast

joints.

Blast Joints

Los blast joints serán instaladas de tal manera que estas queden en frente

de las perforaciones de la arena Superior el objetivo de las Blast Joints será

resistir la erosión causada por el flujo a alta velocidad de petróleo que sale

de la zona productora superior, Estas deberán tener un overlap suficiente de

por lo menos 10 pies arriba y debajo de las perforaciones de esta zona.

60

Junta de Seguridad inferior (Lower Shear Sub)

La junta de seguridad inferior será instalada arriba de las blast joints. Esta

Junta de Seguridad es instalada para trabajos de workover futuros. En caso

de que el tail pipe quede atrapado por arenamiento o acumulación de

escala.

2.11.6 SECCIÓN INTERMEDIA

El ensamble de tubería entre el Equipo BES y la sección de tubería de 2

7/8”, deberá ser capaz de compensar la posible excentricidad de la

completación causada por el perfil de los ensambles. La longitud total de

esta sección de tubería, deberá ser al menos 120 pies. Tubos cortos

adicionales deberán ser incluidos en el Ensamble de Tubería Intermedio, de

tal manera que se puedan instalar los protectores de cable BES sin

problemas. El perfil del Crossover New Vam x EUE (cuando estos son

torqueados con las juntas de tubería) deberán permitir que un Protector

pueda ser fácilmente instalado sobre este. Si no es posible instalar un

protector de cable sobre el crossover, un pup joint deberá ser unido a la

tubería para instalar el protector de cable en este.

Ensamble de Soporte de Bomba y By-pass tubing; Este ensamble sirve

como base para armar el Equipo Bes Superior, Además de permitir el paso

de la producción que viene de la bomba Inferior a través de by-pass tubing

heavy dutty de 2-7/8” 8.6# Vam FJL. El cual soportara el peso de la sarta

durante el Rig up, RIH y posterior Pulling.

El Equipo Bes Superior será armado sobre el Pump Support Assembly, y

paralelo al By-pass tubing. Para mantenerlos juntos durante el armado, RIH

y posterior Pulling, se usan by-pass clams, las cuales además sirven para

sujetar el cable de poder de las bombas y las líneas de inyección de

químico.

61

2.11.7 SECCIONES DE FLUJO

Las tuberías paralelas empiezan desde la descarga del Equipo Bes (Short

String), y desde el By-pass tubing (Long String). Estas serán corridas con

equipos especiales de manipuleo especialmente diseñados para correr

tuberías paralelas de Weatherford.

La idea será ir corriendo las dos tuberías paralelas al mismo tiempo,

manteniendo un overlap entre el long y short string. E instalado protectores

cannon en cada cuello de cada sarta.

Además de estos cannon clamps se usan unos protectores centralizadores

integrales cada 100 pies, para juntas las tuberías paralelas y evitar que

sufran un efecto de torsión durante la bajada lo cual podría llegar a dañar el

cable de las bombas.

2.11.8 ENSAMBLAJE DE AISLAMIENTO

El ensamblaje de aislamiento consta de un packer llamado multiport para 7”

y 9 5/8” casing, mismo que tiene como objetivo aislar las arenas de

producción y al mismo tiempo conectar a través del packer el equipo

electrosumergible inferior con el ensamblaje intermedio y el conector de

cable eléctrico.

Armar el ensamble de Completacion Inferior (Lower Completion) Ensamble

7” Seal Bore Retrievable Packer con el apropiado Wire Line Adapter kit y

Taponera CPST de Schlumberger Wireline. Correr en el pozo el ensamble a

una velocidad que no supere los 100 pie/min. Correlacionar la profundidad

con registro Gama Ray y CCL-CBL, asentar Packer a la profundidad

recomendada, la mitad de las gomas. POOH Taponera CPST, no tocar al

Packer con el Wire Line Adapter Kit.

Cuando las herramientas estén es superficie, inspeccionar cuidadosamente

la taponera y el Wire line adapter kit para asegurarse de que todas las partes

62

fueron sacadas del pozo y que el punto débil del WL/AK fue correctamente

roto.

A continuación la figura 18 presenta la empaquetadura de sello.

Figura 18: Empaquetadura de sello.



Fecha: Noviembre del 2012

2.11.9 PROCEDIMIENTOS DE INSTALACIÓN.

A continuación se describen los procedimientos de instalación.

2.11.9.1 Procedimiento General.

Este procedimiento de Completación considera que el pozo está listo para

ser completado. Es decir, que ya se realizaron los trabajos de WELL

Preparation han finalizado, tales como, Well Cleaning, Disparos de las Zonas

de interés, calibración del casing de 9-5/8” y 7”, etc.

63

Para esta Completacion. Se van a tener en cuenta los siguientes

requerimientos:

Profundidad recomendada para el asentamiento del Packer Hidráulico

Multiport, Será +/- 70 a 100 pies sobre y bajo las arenas productoras. Se

puede Correlacionar la profundidad usando Wire-Line Logging CCL y Gama

Ray; espaciamiento del Pump Support, dependiendo del Diseño BES; el

Pump Support es recomendable dejarlo a +/- 100 pies sobre el tope del

Liner.

2.11.10 EQUIPO ESPECIAL DE MANIPULEO.

En la tabla 9 consta el equipo especial de manejo.

Tabla 9: Equipo especial de manejo. Parte 1 Descripción QTY

Req.

Supplier

ESP Worktable (Dual Stove Pipe - 25 Tons) 1 SLB

Completions

POD Work table 1 SLB

Completions

2-7/8” Safety Clamp (30 Tons) (with Slips) 1 SLB

Completions

2-7/8” 8.6# Vam FJL Lifting Nubbins 2 SLB

Completions

7” POD Lifting /Pressure Test Sub 1 SLB

Completions

ENERPAC Hydraulic Pump (8,000 PSI WP) 1 SLB

Completions

¼” Swagelock Connections with 10K pressure line 1 SLB

Completions

2-7/8” 8.6lbs/ft Bypass Tubing Pressure Test Sub 1 SLB

Completions

Spare Bypass Tubing Joints (Back Up) Various SLB

64

Completions

Safety Lifting Clamps for ESP Equipments Various SLB-AL

Torque Wrench, 5 – 80 ftlbs range, c/w 3/8” hex head 1 SLB-AL

Torque Wrench, 200 ftlbs, c/w 1-1/2” socket 1 SLB-AL

MLE Clamps (Protectolizer) Various SLB-AL

Miscellaneous (Fittings, Bands 1-1/4”, Cable Guard, ESP

caps, ESP Bolts y nuts)

Various SLB-AL

Dual 2-7/8” Neumatic Slips (Dual Spider) 1 Weatherford

Dual Elevator 2-7/8” with Slips (200 Ton. Minimum) 1 Weatherford

Descripción:

La tabla 09 indica las herramientas requeridas en la mesa del talado de

reacondicionamiento para armar los equipos electrosumergibles en cada

sarta de producción de 2 7/8” y el equipo para asegurar el cable contra la

tubería de producción y demás accesorios como son los elevadores duales

para soportar el los equipos electrosumergibles y bombas para pruebas de

presión.

Tabla 10: Equipo especial de manejo. Parte 2

Descripción QTY

Req.

Supplier

Control Panel for Spider and Dual Elevator 1 Weatherford

Hydraulic Tong 5.5 1 Weatherford

Hydraulic Tong HK 1 Weatherford

Parallel Tubing Separator 1 Weatherford

Lifting Belts- +/-30 ft length (To pick up 2-7/8” Parallel

Tubing Joints from the cat walk)

Various Weatherford

2-7/8” Slips, Dog Collar, Elevators and Pick-up Elevators 1 Weatherford

3-1/2” Slips, Dog Collar, Elevators and Pick-up Elevators 1 Weatherford

7” Slips, Dog Collar, Elevators and Pick-up Elevators 1 Weatherford

Torque-Meter with PC Controller 1 Weatherford

Miscellaneous, Hand Tools, Hoses, Spare Slips, wrenchs 1 Weatherford

BOP stack 11” x 3000 1 Workover Comp

65

BOP test plug 1 Workover Comp

Mud Pumps System, 3000 PSI Working Pressure 1

System

Workover Comp

Choke Maninfold, Mud Lines, and Valves, 3000 Psi

Working Pressure

1

System

Workover Comp

Pull Tension Capacity 250,000 lbs (Proved) … Workover Comp

Winch (Minimum 2 EA) 5 Ton. Lifting Capacity Each. 2 Workover Comp

Lifting Belts (Various Measures) “in good conditions” Various Workover Comp

La tabla 10 indica el equipo requerido para la corrida de las tuberías de 2

7/8” en paralelo como son llaves hidráulicas dobles, elevadores en paralelo

cuñas duales, medidor de torque y también describimos las partes básicas

requeridas en la mesa del taladro de reacondicionamiento.

Tabla 11: Equipo especial de manejo. Parte 3 Descripción QTY

Req.

Supplier

Surface BIW Penetrators 2 FMC – Black

Gold

BPV type H to suit 2-7/8” Tubing Hanger profile 2 FMC – Black

Gold

XMT Dual Parallel (with all Accessories) 1

System

FMC – Black

Gold

Telescopic Swivel (For Space Out) 1 FMC – Black

Gold

XMT Pressure Test Kit (Fittings, Enerpac Pump) 1 FMC – Black

Gold

XMT Installation Kit (Wrenchs, Bolts, Nuts) 1 FMC – Black

Gold

En la Tabla 11 detallamos los elementos requeridos para la instalación de

los penetradores duales y las herramientas para la instalación del cabezal

dual paralelo incluido la válvula de seguridad BPV (Back pressure valve)

66

2.11.10.1 Empaquetadura permanente y equipo b.e.s

La completación de Fondo con un Packer permentente que asegurará su



conectará la cola de la sarta de inyección con los sellos.

Una vez asentada en el fondo la completación inferior, se iniciará bajando la

sarta de inyección en cuya punta se colocará el localizador con 12 pies de

FULL sellos, el cual ingresará en la sección pulida de la completación bajada

previamente, asegurando de esta manera el aislamiento de las zonas

superior e inferior.

Sobre el localizador, la sarta de inyección tendrá un centralizador que

ayudarán al posicionamiento del localizador. A continuación y calculando la

altura de la cara de la formación superior, se colocarán Blast Joints que es

tubería de mayor espesor que soportará el efecto abrasivo del fluido que

ingresa desde la formación superior al pozo, el cual choca con la sarta

colocada en frente suyo.

Todo lo anterior se encuentra dentro del liner de 7” con el cual se ha

planificado completar el pozo en las zonas de interés. Sobre el liner de 7”,

en el casing de 9-5/8” se colocará lo siguiente:

Desde las blast joints la sarta llega hasta el pump support con tubería de 3-

1/2” con el objeto de reducir las pérdidas por fricción debido al diámetro

interno de la tubería. El pump support es una herramienta que sostiene la

base del equipo electrosumergible que extraerá el fluido producido por la

arena superior y conecta al Tubing by-pass de 2-7/8” con la tubería de 3-1/2”

que lleva el fluido a inyectar.

Desde el Pump support hasta superficie se constituye la sección paralela de

la completación en la cual, por un lado se encuentra la sarta de inyección de

67

2-7/8” y paralela a la misma se encuentra la sarta de producción de 2-7/8”

con el equipo BES.

La sarta de 2-7/8” de inyección tiene una camisa que permitirá el control del

pozo en caso de requerirse una intervención.

Las dos sartas productora / inyectora se encontrarán fijas entre sí con

protectores-centralizadores cada 1000 pies que evitarán que se envuelvan

entre sí incrementando las tensiones y por ende el riesgo de falla.

Debajo del Equipo Electro-sumergible en la base del sensor se instalará una

Junta de Expansión la cual ira conectada al Pump Support, esta evitara que

las fuerzas debidas al estiramiento de la tubería productora y a la

contracción de la tubería inyectora, afecten al Equipo BES, ya que este no

puede trabajar en condiciones de compresión.

2.11.11 VALORES DE TORQUE PARA TUBERÍA

En la continuación de la tabla 12 constan los valores de torque para tubería.

Tabla 12: Valores de Torque para tubería

Connection Minimum, ft lbs Optimum, ft lbs Maximum, ft lbs

2-7/8”, 6.5lb/ft, EUE 1730 2300 2880

2-7/8”, 8.6lbs/ft, Vam FJL, L-80 1170 1300 1430

3-1/2”, 9.3lb/ft, EUE 2400 3200 4000



68

2.11.12 DIAGRAMA GENERAL PARA COMPLETACIÓN DUAL

En la figura que se encuentra a continuación se presenta la completación

dual.

Figura 19: Diagrama General para completación dual



Fecha: Diciembre del 2012

69

2.11.12 PROCEDIMIENTO DE CORRIDA DE COMPLETACIÓN DUAL Y

ARMADO DEL EQUIPO BES / PUMP SUPPORT Y BY-PASS TUBING

Levantar y Conectar al Packer permanente el Ensamble de Junta de

Seguridad con No-go Nipple 2.125”R (Con Standing Valve 2.125

Instalada)

Levantar y conectar uno a Uno los Blast Joint (3 EA)

Instale Protectores Cannon Especiales de 20 pies sobre los Blast

Joints (Para Proteger el Cable que va a quedar frente a las

Perforaciones Superiores)

Levantar y conectar una Junta de tubería 2-7/8” EUE. Realice una

prueba de presión contra el Standing Valve 2.125”R @ 2500 PSI por

10 minutos, Si la prueba es satisfactoria proseguir con el siguiente

punto, caso contrario, hay que confirmar que el standing valve está en

buen estado o que no hay una junta dañada.

El Pin de la siguiente Junta de tubería 2-7/8” EUE instale un Pip Tag

Radioactivo (Para Correlacionar Profundidad del PACKER

PERMANENTE (Si UB-15 Considera que hace falta)

Continuar Corriendo +/- 360 pies (12 Juntas de tubería 2-7/8” EUE)

en el pozo, instalando Protectores de cable Cannon en cada coupling.

Asegure la sarta con cuña y collarín de seguridad.

Realizar prueba de presión cada Contra el Standing Valve 2.125” @

2000 Psi por 10 Minutos. Si la prueba es satisfactoria, continuar con el

armado de la Completacion, Caso contrario hay que buscar el punto

de fuga.

Nota: El cable de potencia de la BES inferior debe ser protegido

adecuadamente al frente de las perforaciones superiores para evitar el

choque directo del flujo de la arena “SUPERIOR” sobre el cable de

potencia.

Durante el ensamble del BES superior/Sistema dual de Flujo, el peso de la

sarta deberá siempre ser soportado por la tubería Bypass. La cual será

mantenida en el elevador del taladro. La línea del winche será usada para

70

levantar y conectar las partes del equipo BES. Sin embargo se debe tener

mucho cuidado cuando se esté bajando el ensamble y nunca dejar que la

línea del whinche soporte el peso de la sarta.

Levantar y conectar el Pump Support Sub Expansion Joint 2-3/8” EUE

Pin Up Assembly a la sarta, Baje dentro del pozo lentamente, Asegure

con Cuña de 2-7/8” por debajo del Pump Support.

Uno a uno, Levantar y Conectar el By-Pass Tubing, hasta tener la

capacidad máxima de levantamiento de la torre o la longitud que

necesitemos para cubrir la longitud total del equipo BES Superior.

Siempre Use los lifting Sub para By-pass Tubing SLB (para que el

Elevador 2-7/8” del taladro tenga de donde sujetarse), y asegure el

by-pass con el Safety Clamp SLB mientras se conectan las juntas de

by-pass tubing.

Armar las líneas de la bomba del taladro y conectar Crossover 3 ½”

EUE Box up x 2 7/8” FLJ Pin down a la tubería de bypass 2 7/8 FJL, y

realizar una prueba de presión @ 2000 psi por 15 minutos.

Si la prueba es exitosa, retire las líneas de presión, desconecte el X-

Over 3-1/2” EUE Box x 2-7/8” FJL Pin, e instale el Lifting Sub SLB de

2-7/8” FJL.

Levantar el By-pass Tubing Assembly conectado a la sarta, hasta

tener el pump support con Expansion Joint 2-3/8” EUE Pin Up, sobre

la mesa rotaria.

Calibrar la Expansion Joint de tal manera que esta tenga 12” de

stroke hacia arriba y hacia abajo. Instale Shear Screws dependiendo

del peso aproximado que tendrá el Equipo ESP Superior.

Instale La mesa de trabajo Heavy Duty, Stove pipe Work Table SLB.

Para iniciar el armado del equipo BES Superior.

La tubería bypass es Flush Joint, Por tal razón debe estar sujeta

siempre con la Safety Clamp (SLB), la cual está diseñada para este

tipo de tubería y puede soportar hasta 25 Ton, sin problemas.

Levantar el motor con el Multisensor previamente unidos.

71

Nota: Cuando se instale el Clamp de elevación del motor, observe la

línea previamente marcada para la orientación del Pothead. Instale el

clamp de tal manera que cuando el Motor está al lado de la tubería

bypass, los pernos del clamp se aliñen a 90° de la tubería.

Asegurarse que la marca de alineación del pothead este en la

posición correcta en relación a la tubería bypass.

Referir al COE094-D008 – Diagrama de orientación de Clamps de

elevación para ESP:

A continuación la figura 20 presenta la orientación de los clamps.

Figura 20: Diagrama de Orientación de Clamps




Maniobre el motor y el multisensor sobre la Expansion Joint 2-3/8”

EUE Pin Up (que está sobre el pump support sub) conecte la misma

con la base del multisensor.

Levantar y retirar la cuña. Asegure el Cable del Equipo BES inferior

en el Clip del Pump Support.

72

Lentamente RIH el multisensor. Conecte la línea de descarga de

presión de ¼” a el multisensor y realice una prueba de presión a 3000

PSI por 15 minutos.

Instalar el Bypass clamp en el cuello inferior del motor y ajuste a 55 ft-

lb de torque. Asegurar el cable del BES inferior en un cable clip y la

línea de descarga de presión de ¼” del multisensor en el otro Cable

clip. Ajuste ambos clips a 25 pie-lb.

RIH el ensamble (dando servicio al motor según procedimientos de

ATL). En el Flange del motor, instale el Clamp de seguridad en la

ranura de la tubería bypass y ajuste a 200 pie-lb de torque.

Retirar el Clamp de elevación del motor.

Levantar el motor superior y conecte con el motor inferior y repita el

mismo procedimiento con los clamps u bypass tubing.

Proceder en forma similar con los protectores y las bombas,

recordando que en este paso se deberá realizar pruebas eléctricas a

los motores y se deberá dar servicio a estos según procedimientos de

ATL. Además siempre teniendo cuidado de la instalación del Clamp

de seguridad y aplicando los torques establecidos.

Colocar la punta de la línea de inyección de químico Superior de 3/8”,

debajo del Bypass clamp. Asegurar el MLE Superior, línea de

descarga de presión de ¼” y la línea de inyección de químico de 3/8”

en el clip del cable. Ajustar el clip a 25 pie-lb de torque.

Retirar el clamp de seguridad. Instalar el Clamp de la tubería bypass

en el cuello inferior de la bomba (arriba del intake) y ajustar a 55 ft-lb

de torque. Asegurar el cable del Equipos BES inferior con el clip del

cable. Asegurar el MLE Superior, línea de inyección de químico de

3/8” Superior y línea de descarga de presión de ¼” en el otro clip. El

torque de ajuste de los clips es de 25 pie-lb.

RIH el ensamble hasta el flange de la bomba. Instalar el Clamp de

seguridad en la ranura de la tubería de bypass y ajustar a 200 ft-lb de

torque.

73

Desenganchar el elevador. Levantar la siguiente junta de tubería

bypass con el elevador. Y conectar al ensamble.

Retirar el clamp de elevación de la bomba. Levantar la bomba

intermedia y conectar con la bomba inferior. Proceder de la misma

manera que se hizo con la bomba inferior para instalar los clamps y

clips para asegurar la línea de inyección de químico de 3/8” y la línea

de descarga de presión de ¼’, además del cable de poder del Equipo

BES inferior. Usando los mismos torque de ajuste.

Nota: Cuando RIH cuide que el whinche no soporte el peso de la

sarta, sino que esta línea baje sin tensión, de tal manera que todo el

peso de la sarta este soportado por el elevador del taladro.

Levantar la Bomba Superior. Conectar con la bomba anterior. Retirar

el Clamp de seguridad y levantar el Clamp de la bomba.

Instalar el bypass clamp en el cuello inferior de la bomba superior y

ajustar a 55 pie-lb. Asegurar el cable del Equipo BES inferior en un

clip. Asegurar el MLE superior, línea de inyección de químico superior

de 3/8” y la línea de descarga de presión de ¼” en el otro clip. El

torque de ajuste de los clips es de 25 pie-lb.

RIH el ensamble hasta el Flange Top de la bomba superior. Instalar el

Clamp de seguridad en la ranura de la tubería de bypass. Conectar el

Sub de descarga de presión con el flange de la bomba.

Nota: La tubería de bypass debe ir +/- 3 pies arriba de la descarga del

Equipo BES. Si es necesario, Conecte más By-Pass Tubing antes de

instalar la última Bomba y Descarga.

2.11.13 CORRIDA DE TUBERÍAS PARALELAS 2 7/8” EUE

La corrida de la tubería en paralelo viene luego de que el Armado del

Equipo BES Superior haya concluido. Y el By-pass tubing tenga +/- 3 ft

sobre la descarga.

74

1. Asegurar la Sarta con el Safety Clamp SLB sobre el Stove Pipe SLB

heavy Duty.

2. En el long String (Lower ESP) Sobre el By-pass Tubing Conecte el Sub-

ensamble de Sliding Sleeve, el cual debe contener:

Pup Joint 2-7/8” EUE x 6 pies

Sliding Sleeve 2-7/8” EUE x 2.31” profile.

X-Over 2-7/8” 6.4# EUE Box x 2-7/8” 8.6# FJL Pin.

3. Mantenga el Elevador del Taladro en el Pup Joint del Sub-ensamble

Arriba Descrito.

4. Levantando con el Winche, en el Short String (Upper ESP) Conecte el

Sub-ensamble de No-go 2.25”R Con la Descarga el cual debe contener:

Pup Joint 2-7/8” EUE x 12 ft

No-go Nipple 2-7/8” EUE x 2.25” R

Descarga ESP 2-7/8” EUE Box

5. Baje el elevador lentamente y asiente con cuña Doble Spider la

Completacion en la mesa Rotaria.

6. Con el Elevador Doble, levante Dos Juntas 2-7/8” EUE, Conecte primero

la junta que va en la sarta corta, y luego la junta de la sarta larga.

(Personal de Weatherford estará encargado de la corrida de las tuberías

y ellos darán las indicaciones para la subida de tubería y conexiones.)

Nota: Asegúrese que el Elevador doble, Aguante el peso de la

Completacion, en el lado del Long String, (Lower ESP), de tal manera que el

Short String (Upper ESP), no haya más tensión que el peso del tubo. Esto

para evitar dañar el equipo BES Superior, Ya que este no debe soportar el

peso de la Completación. El peso debe estar cargado por el by-pass tubing.

7. Siguiendo Procedimiento de Corrida de Tuberías paralelas, RIH la Sarta

Instalando, 2-7/8” Cannon Protectors para cada cable, en cada Tubing

String por separado.

Nota: Asegúrese que el cable no corre riesgo de quedar atrapado en la cuña

doble, antes de cerrar la misma.

8. Cada 1000 pies Instale Protectores Centralizadores (De Black Gold, para

ayudar a proteger el cable y unir las tuberías, haciéndolas más rígidas) +

75

Realice prueba de cada Tubing String @ 2000 PSI por 10 minutos + Mida

Parámetros eléctricos de los Equipos BES.

9. Continúe Corriendo las Tuberías aproximadamente 9200 pies MD.

10. Cuando la Punta de la Completacion este muy cerca del tope del Liner,

Baje las tuberías muy lentamente, de registrarse algún tipo de apoyo

(Pérdida de peso), levantar la sarta y bajar de nuevo, con la finalidad de

evitar golpear el equipo BES Inferior.

Antes de Conectar el tubing Hanger, revise la profundidad del PACKER

PERMANENTE, Correlacione la Profundidad del packer con Wire Line.

2.11.14 ESPACIAMIENTO DE SARTAS Y ARMADO DE CABEZAL DUAL

PARALELO

El espaciamiento de la tubería viene luego de que se ha comprobado

que la profundidad del PACKER PERMANENTE es la deseada.

Conecte los pup joints que se necesite, y calibre los Telescopic

Swivels (Black gold) para conectar los dos tubing strings al mismo

tiempo. Estos Telescopic Swivels, vienen conectados en el Tubing

Hanger Dual Paralelo por dos tubos cortos de 2-7/8” EUE.

Realice Ultima prueba de presión de los tubing string @ 2000 PSI. Si

la prueba es positiva continúe con el siguiente punto. Caso contrario

hay que revisar las últimas conexiones y los Telecopic Swivels, por

fugas.

Mida y Corte los Cables ESP, por debajo del tubing Hanger. Realice

empalmes de los cables a los Pig Tails de los penetradores BIW.

Conecte los Pig Tails de los Penetradores BIW a los minimandrels

que fueron previamente instalados en el Tubing hanger. (Personal de

Black Gold BIW)

Nota: Revise todos los parámetros eléctricos de los equipos BES,

antes y después de conectar los Penetradores BIW

76

Acentar el Tubing Hanger, Con Los Sellos Instalados y Recupere con

Slick line los 2 EA Standing Valves de cada Tubing String. 2.125” R

(Long String); 2.25”R (Short String). 2 Corridas de Slick line, uno en

cada Tubing. Luego instale en el Short String un BPV por seguridad.

Nota: El Tubing Hanger debe ser Asentado en el paso anterior, con

los Sellos Instalados, ya que posterior al asentamiento del PACKER

PERMANENTE las Sartas no podrán ser levantadas por ningún

motivo. (Esto Desanclaría al PACKER PERMANENTE).

Desconectar el Landing Joint del Short String, y mantenga el Landing

Joint del Long String. (IMPORTANTE: La Longitud del Landing Joint

del Long String debe ser de +/- 5 pies sobre la mesa Rotaria), debido

a que posteriormente hay que aplicar presión para asentar el

PACKER PERMANENTE.

Con Slick Line RIH Standing Valve 1.81”R, hasta el No-go de la

misma medida que está debajo del PACKER PERMANENTE.

Acentar el PACKER PERMANENTE aplicando presión en el Long

String @ +/- 2,800 PSI por 10 minutos (Hay que aplicar presión en

pasos de 500 en 500 PSI hasta la presión de asentamiento.

Esperando 2 min. cada paso.

Para probar el PKR, se puede aplicar 500 PSI en el anular, y si

tenemos retorno en el Long String, esto nos indicara que el packer

aún no está asentado. Caso contrario, prosiga con el siguiente punto.

Con Slick Line, Recupere Standing Valve 1.81”R del no-go que está

debajo del PACKER PERMANENTE.

Instalar BPV en el Long String Tubing.

Retire BOP

Terminar el armado del XMT Dual Paralelo, con la ayuda y dirección

del técnico de FMC.

Realizar la conexión de los cables ESP en superficie y líneas de

inyección de químico.

77

Luego de que las líneas de flujo estén listas, y el XMT este armado y

probado, realice prueba de giro de los equipos BES según

Procedimientos de ATL SLB.

Realizar el arranque de los equipos BES, Personal de ALT

Schlumberger, estará encargado de esta operación, Cuando la

producción se haya estabilizado, dar por terminado las operaciones y

realizar la liberación del taladro.

2.12 PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN DE

PENETRADORES

A continuación se describe el procedimiento de instalación de penetradores.

2.12.1 PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN

Familiarizarse con los artículos individuales según lo numerado en la

hoja de datos incluida.

Los grados de energía enumerados en la hoja de datos demuestran el

grado máximo para este diseño de conectador, pero el grado del

sistema dependerá de los grados de la corriente y del voltaje del

cable.

Al manejar el adaptador y el penetrador, se debe tener cuidado para

no dañarlo; particularmente, los hilos de rosca, sellos, y las superficies

del sello. Es importante apoyar el cable, cerciorándose de que no está

doblado menos que el radio de curva mínimo, particularmente en gran

proximidad al penetrador.

El adaptador suministra 2 sistemas de sellos con el elastómero. Un

sistema de sellos se ensambla con el adaptador antes del envío.

Al introducir los anillos de reserva es recomendable tensionar el

anillo, para hacerle un ajuste apretado en el O' ring.

78

Para facilitar el ensamblaje todos los sellos del elastómero se deben

manchar ligeramente con la grasa de silicón

Los anillos tipo “O” y los anillos de reserva enumerados en la hoja de

datos se pueden substituir por su equivalente más cercano,

dependiendo de la disponibilidad.

Cuando se utiliza este tipo de llave se debe tener cuidado de la llave

inglesa de C (u otras llaves inglesas proporcionadas) se debe tomar

para asegurarse de que no dañen de las ranuras trabajadas a

máquina en los componentes.

Antes del ensamblaje, comprobar que todos los componentes para

asegurarse que las superficies estén limpias e indemnes.

2.12.2 ACOPLE CON EMPAQUETADURA

Quitar el kit del adaptador (3) de la caja de packer, completa con los

puntos 4, 5, 6, 7, 8, 9, y 12.

Limpie el hilo de rosca del API y acoplar al packer.

Aplicar la cinta de PTFE al hilo de rosca del API; típicamente 2 - 3

capas deben ser aplicadas, dependiendo del grueso de la cinta

usada. Atornille el adaptador (3) sobre el embalador y apriete el hilo

de rosca a un esfuerzo de torsión entre de 130 y 150 pie-libras,

usando la llave inglesa de C (13) proporcionada. El ajuste más lejos

de 200 pie-libras puede dar lugar al derrumbamiento del hilo de rosca

del API tipo PIN.

79

3. OPERACIÓN DEL EQUIPO DE MANEJO

El equipo de manejo de sarta doble de Weatherford es operado

neumáticamente y permite a dos sartas de tubing ser bajadas a través de la

mesa rotaria simultáneamente.

Figura 21: Operación del equipo de manejo

Fuente: Weatherford



80

3.1 DESCRIPCIÓN DE HERRAMIENTAS

1. Panel de Control.

2. Elevador Doble.

3. Spider Doble.

4. Llave Hidraulica5.5

5. Llave Hidráulica HK.

6. Separador de tuberías.

7. Llaves Manuales.

8. Cuñas e Insertos.

9. Misceláneos (mangueras, torquímetro, c. hidráulico)

3.2.- ASPECTOS OPERACIONALES CLAVES

El elevador y el cuñero dobles deben estar alineados correctamente

para poder correr el tubing adecuadamente

El cuñero para sarta doble ha suido diseñado para permitir la

incorporación de líneas de control Standard cuando se han cerrado

las cuñas.

Nunca exceda la carga de trabajo segura del elevador que se esté

usando.

Asegúrese que los pines retenedores están instalados en el cuñero

antes de cerrar las cuñas.

Inspección es visualmente para detectar daños ocurridos durante el

transporte al rig-up.

Revisar que todas las herramientas necesarias para el trabajo han

llegado a la locación y están en buenas condiciones.

Revisarlas condiciones de las mangueras de aire y de sus

conexiones.

Revisarla condición del panel de control.

Asegúrese que los insertos en las cuñas del elevador y cuñero sean

los apropiados para los tamaños de tubing a ser corridos.

81

3.3 PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO

Ensamble todo el equipo necesario.

Evite la obstrucción de vías de escape y escaleras, las mangueras

pueden ser peligros potenciales de tropiezo y pueden bloquear o

impedir el paso por las vías de escape en caso de una emergencia.

Conectar la manguera de aire de 1”al panel de control asegurándose

de instalar las correas de seguridad y los clips tipo.

Conectarlas mangueras de aire al elevador y al cuñero.

Abrir el suministro de aire.

Probar el funcionamiento correcto del elevador y el cuñero en

repetidas ocasiones (abrir y cerrar varias veces)

Remover los pines de retención y abrir el cuñero

Después de completar la prueba cerrar el cuñero e insertar el pin.

Cerrar el suministro de aire y desconectar las mangueras después de

haber purgado totalmente el sistema.

3.4 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN

A continuación se detalla el procedimiento de armado.

3.4.1 ARMADO -RIG UP-

Realizar la charla de seguridad antes de iniciar el rig up.

Ensamblar todo el equipo necesario en la mesa del taladro.

Instalar el elevador doble en los brazos del equipo de la misma forma

como se instala un side door. Asegúrese que todos los pines de

seguridad están instalados.

Conecte las mangueras de aire al elevador doble y guíelas a un punto

seguro de amarre en la estructura y luego hacia la mesa del taladro

nuevamente. Asegúrese que las mangueras no van a enredarse

cuando se mueva el bloque viajero. Conecte las mangueras al panel

de control y ubíquelas de manera que no representen un peligro

potencial de tropiezo.

82

Instalar los dos elevadores de juntas sencillas utilizando eslingas

apropiadas y asegúrese que los grilletes están correctamente

ajustados

Remover los bowl de la mesa rotaria (si están instalados).

Ubique el cuñero doble sobre la rotaria con las cuñas alineadas con

las del elevador.

Conectar las mangueras de aire desde el cuñero hasta el panel de

control y ubíquelas de manera que no representen un peligro

potencial de tropiezo.

Conectar la manguera de suministro de aire de 1”al panel de control

asegurándola con las correas y los clips tipo R

3.4.2 OPERACIÓN

Abrir el suministro de aire del panel de control.

Haga una prueba de funcionamiento del elevador y del cuñero antes

de comenzar el trabajo.

Cuando la junta que se está bajando esté a la altura deseada cierre el

cuñero para el lado de la tubería con el control del panel de control.

Con el peso de la sarta transferido al cuñero doble y suficiente

espaciamiento proceda a terquear la sarta deseada con la llave

hidráulica, remueva la llave y guíe una nueva junta de tubería hacia la

sarta corta y torquela al torque deseado.

Posicionar el elevador doble debajo de los acoples de las sartas.

Con el peso de la dos sarta soportado en el elevador, es ahora

posible abrir el cuñero para proceder a bajar las sartas.

83

Remover los pines del cuñero de ser necesario para bajar la sarta

teniendo mucho cuidado de no dañar el cable.

Bajar las sartas hasta donde sea necesario para instalar las grapas de

los cables y continúe bajando hasta la altura deseada para la

siguiente conexión.

No obstaculice la .visibilidad del perforador

Mantener el elevador y la cuña lubricados durante toda la operación.

3.4.3 DESARMADO - RIG DOWN

Cerrar el suministro de aire, purgue la línea y desconecte todas las

mangueras del elevador y del cuñero.

Levantar el cuñero y retírelo de la mesa rotaria.

Retirar las mangueras del cuñero y del elevador y el panel de control

Retirar el elevador de los brazos del top drive y bájelo de la mesa

rotaria.

A continuación la figura 22 presenta el elevador para completación dual

paralela.

84

.

Figura 22: Elevador de Tubería Dual

Fuente: Weatherford



A continuación la figura 23 presenta el elevador para completación dual

paralela instalado en el bloque viajero.

85

Figura 23: Elevador Dual

Fuente: Weatherford



3.5 SEGURIDAD INDUSTRIAL EN EL MANEJO DE TUBERÍA

DUAL

Todos los análisis de riesgos deben ser revisados y actualizados,

incluyendo los requerimientos de trabajo en altura, identificar todos los

posibles puntos de atrapamiento al trabajar con equipos de sarta

doble.

Realizar charlas de seguridad antes de comenzar el trabajo y en los

cambios de turno, las áreas seguras de trabajo deben ser acordadas

con la compañía de perforación antes de comenzar cada trabajo.

86

Si hay algún cambio en el alcance del trabajo o en las condiciones del

mismo es importante que todas las personas involucradas en la

operación se tomen un tiempo para re-evaluar la situación.

Para reducir el riesgo de lesiones al personal todo el equipo pesado

debería ser cargado y descargado utilizando canastas y grúas u otros

aparatos mecánicos.

Asegúrese que todas las mangueras sean provistas de correas de

seguridad y clips tipo -R-.

ANÁLISIS DE

RESULTADOS

87

4. CRITERIO TÉCNICO ECONÓMICO

La optimización de costos logrando que un pozo inyector pague su propia

inversión y una vez conformado los costos de los equipos que se han

mencionado en este estudio, las necesidades operativas van de la par con la

implementación de nuevas tecnologías y tomando en cuenta las locaciones

de difícil acceso como es el caso del campo Dumbique.

La importancia de tener un pozo donde las condiciones de trabajo subirán el

costo respecto de las completaciones paralelas de producción, debido a que

este pozo cumplirá doble función de un pozo productor como inyector.

4.1 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL ESTUDIO

Para realizar el análisis económico se realizaron varias alternativas con el

principal objetivo de reducir los costos al no perforar un pozo, en un mismo

pozo producción e inyección, con esto el agua producida por el pozo e

inclusive de pozos aledaños puede ser inyectada simultáneamente

permitiendo retardar o evitar la construcción de líneas de flujo hasta la

estación de producción más cercana, solamente se ha tomado en cuenta la

construcción de un nuevo pozo inyector por lo tanto el ahorro es lo que

muestra la tabla 10.

88

Tabla 13: Costos de perforación de un pozo con una completación dual paralela.

DESCRIPCION COMPANIA COSTO

H&P 950,000.00$

H&P 1,005,000.00$

SLB, HALL, BKR WTF1,650,000.00$

TENARIS 32,750.00$

TENARIS 302,600.00$

TENARIS 380,205.00$

TENARIS 42,150.00$

WEATHERFORD 37,500.00$

HALLIBURTON 102,980.00$

TUBERIA 2-7/8" $ 8,5 X FT MATERIALES 170,000.00$

TOTAL 4,845,319.80$

COSTOS DE MOVILIZACION

COSTOS DE TORRE DE

PERFORACIÓN 30 DÍAS

COSTOS SERVICIOS DE

PERFORACION 30 DÍAS

COSTO DE TUBERIA DE

REVESTIMIENTO 20 "

COSTO DE TUBERIA DE

REVESTIMIENTO 9 5/8 "

COSTO DE TUBERIA DE

REVESTIMIENTO 13 3/8" "

COSTO DE TUBERIA DE

REVESTIMIENTO 7 "

EQUIPO DE MANIPULEO

MATERIALES DE EQUIPO DE

FONDO Y SERVICIOS

CABEZAL , ESPACIADORES

TELESCOPICOS BGS 114,244.80$

PROTECTORES DE CABLE 2-

7/8" BODEGA 57,890.00$

89

Tabla 14: Costos de perforación de un nuevo Pozo Inyector

DESCRIPCION COMPANIA COSTO

H&P 950,000.00$

H&P 1,005,000.00$

SLB, HALL, BKR WTF 1,650,000.00$

TENARIS 32,750.00$

TENARIS 302,600.00$

TENARIS 380,205.00$

TENARIS 42,150.00$

WEATHERFORD 12,000.00$

SCHLUMBERGER 55,000.00$

TUBERIA DE INYECCION 7" MATERIALES 126,450.00$

TOTAL 4,645,155.00$

EQUIPO DE MANIPULEO

MATERIALES DE EQUIPO

DE FONDO Y SERVICIOS

COSTO DE TUBERIA DE

REVESTIMIENTO 9 5/8 "

COSTO DE TUBERIA DE

REVESTIMIENTO 7 "

CABEZAL

FMC 89,000.00$

COSTOS DE MOVILIZACION

COSTOS DE TORRE DE

PERFORACIÓN 30 DÍAS

COSTOS SERVICIOS DE

PERFORACION 30 DÍAS

COSTO DE TUBERIA DE

REVESTIMIENTO 20 "

COSTO DE TUBERIA DE

REVESTIMIENTO 13 3/8" "

CONCLUSIONES

Y RECOMENDACIONES

90

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

Optimiza costos logrando que un pozo inyector pague su propia

inversión.

Se tiene en un mismo pozo producción e inyección, con esto el agua

producida por el pozo e inclusive de pozos aledaños puede ser

inyectada simultáneamente permitiendo retardar o evitar la

construcción de líneas de flujo hasta la estación de producción más

cercana.

El diseño del sistema es robusto para soportar las condiciones de

trabajo.

Este tipo de Completación permitiría inyección de agua no sólo para

disponer de ella como desecho, sino también para sostener y mejorar

las presiones de yacimientos productores repletados.

Este tipo de completación dual deberá ser instalado únicamente en

pozos donde la tubería de revestimiento intermedia sea mínimo 9 5/8”

y el casing de terminación sea un liner de 7 pulgadas, o en su defecto

una tubería de revestimiento de terminación de 9 5/8”.

En caso de falla del equipo BES, y dado que no existirá otro pozo

inyector en la zona, a menos que se encuentra otra manera de

disponer del agua producida por los pozos aledaños, se tendría que

suspender la producción de toda la locación entre tanto se

reacondiciona el pozo para reparar el equipo BES de fondo

91

5.2 RECOMENDACIONES

Para evitar que el Equipo ESP sufra fuerzas de compresión, se va a

instalar una Shear Expansion Joint, debajo del Sensor del ESP y

arriba del Spear del Pump Support, pinado a 10,000 lbs-f. para que

cuando se esté inyectando por el long string y produciendo por el

short string, la Bomba no sufra compresión y se atasque. la

simulación se muestra en los anexos 3 y 4, en donde se muestra que

la mayor expansión (29.35”) se producirá con el menor caudal, en el

caso de la simulación es con 2000 bpd.

Durante la Instalación de la Completación, el Cable ESP por ninguna

razón deberá quedar entre las dos tuberías para evitar que este se

dañe por tubing stretch. (Movimiento de tuberías y durante la bajada).

Considerando las condiciones de operación del pozo en cuanto a

presiones diferenciales y temperatura, se recomienda que el equipo

de Completación de fondo soporte una presión diferencial de trabajo

de 10,000 psi.

Se podría incrementar la rata de producción de la zona inferior, al

usar tubería Paralela de 3-1/2” Se deben usar Juntas Telescópicas

para espaciar debajo de Tubing Hanger.

El efecto de Expansión de tubería, podría dañar los protectores de

Cable, El Cable BES, Los By-pass Clamps, y el Equipo BES Superior.

Por lo que se recomienda siempre utilizar juntas de expansión, para

compensar el Tubing Strech de las Sartas,

Los taladros de reacondicionamiento debe tener una capacidad de

izaje no menor de 280,000 libras, ya que el peso de la completación

podría superar las 250,000 libras.

92

El packer de aislamiento a usarse debe someterse a pruebas de

presión antes de ser enviado al pozo, ya que es el elemento más

importante en un diseño de completación dual paralela.

Las completaciones duales paralelas deben ser instaladas en pozos

donde la configuración de tubería de revestimiento sea con un

casing intermedio de mínimo 9 5/8” 47 #/ft, pudiendo tener como

tubería de producción un liner de 7”.

93

BIBLIOGRAFÍA CHAMBERS, R. (2002). Chambers Dictionary of Science and Technology.

Edimburgo: Chambers.

DAKE, P. (1983). Análisis de Reservorios, Tipos de empuje y fluidos.

México: Elsevier.

ETIENNE, G. (1975). El petróleo y la petroquímica. México: Edico.

GIUSSANI, L. (2007). Hidrocarburos: 100 años de producción desde

distintos ángulos. Buenos Aires: ITBA.

MEYERHOFF, A. (1983). Yacimientos gigantescos de petróleo. México:

Conacyt.

MOSQUERA, M. (2007). Energia en el Mundo. La era de la escasez. Mexico:

Mimeo.

PEAFF, G. (1996). Chemical Engineering Nexs. México: CEO.

WRIGHT, G. (2003). Mineral Resources and Economic Development.

California: Standford University.

YERGIN, D. (1992). La Historia del Petróleo. Mexico: Javier Vergara.

ANEXOS

94

Anexo 1: Resumen de simulación para Pozo Dumbique 001.

Preprado por: Freddy Chicaiza

Revisado por:Olivier Humbert

Fecha: 7-May-09

DATOS INGRESADOS

20.31 n/a

0.55 cSt

0.0018 in

2.25 in

2800 PSI

8.5 ppg

Q (gphUS) Q (bbl) P1-P2 (PSI) V (ft/seg) Re (# Reynolds) Tipo de Flujo

3500 2000 107.50 4.70 149076.27 Hidr. Smooth Pipe

4375 2500 159.12 5.87 186345.31 Hidr. Smooth Pipe

5250 3000 219.24 7.05 223614.38 Hidr. Smooth Pipe

6125 3500 287.48 8.23 260883.44 Hidr. Smooth Pipe

7000 4000 363.57 9.40 298152.53 Hidr. Smooth Pipe

7875 4500 447.24 10.58 335421.56 Hidr. Smooth Pipe

8750 5000 538.31 11.76 372690.62 Hidr. Smooth Pipe

9625 5500 935.17 12.93 409959.70 Turbulento

10500 6000 1112.93 14.11 447228.75 Turbulento

11375 6500 1306.15 15.29 484497.84 Turbulento

12250 7000 1514.82 16.46 521766.88 Turbulento

13125 7500 1738.95 17.64 559035.94 Turbulento

14000 8000 1978.54 18.82 596305.06 Turbulento

14875 8500 2233.59 19.99 633574.10 Turbulento

15750 9000 2504.09 21.17 670843.10 Turbulento

16625 9500 2790.05 22.34 708112.20 Turbulento

17500 10000 3091.46 23.52 745381.25 Turbulento

Note:

Caudal Inyectado (Bbl/dia) Q (bbl)

Perdida de Presion (PSI) P1-P2 (PSI)

Velocidad del Fluido (ft/seg) V (ft/seg)

Pagina de Referencia para calculos.

http://www.pipeflowcalculations.com/affiliate/index.htm

• A range of maximum injection rates has been analyzed, based on industry practice erosion velocity limits.

o Industry practice erosion liquid velocity limit of seawater for carbon steel is 20 ft/s and 57 ft/s for duplex and

nickel based alloy.

o 9Cr and 13Cr steels are not recommended for seawater injection application, because of the corrosion effect

of chrome with oxygen.

Presion de Inyeccion

Injected Fluid

ID Tubing

RESUMEN DE SIMULACION DE INYECCION PARA DUMBIQUE

Local Resistence Coefficient (ksi)

Kinematic viscosity (ni)

Pipe roughness (kr)

95

Anexo 2: Diagrama de Cabezal de Superficie

96

Anexo 3: Herramientas de Manejo de Tubería.

97

Anexo 4: Herramientas de Manejo de Tubería.

98

Anexo 5: Fotos Cabezal de Superficie

Documents

CAMPO DUMBIQUE PARA INYECTAR Y PRODUCIR …repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5207/1/52332_1.pdf · perforar 2 pozos para producir sólo uno de ellos, Petroamazonas ha buscado