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II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
SISTEMA DE EDUCACION A DISTANCIA
CARRERA DE TECNOLOGIA DE PETROLEOS
TESIS DE GRADO
Previa la obtención del título de Tecnólogo de Petróleos
DISEÑO DE UN MANUAL DE PROCEDIMIENTOS PARA BAJAR
COMPLETACIONES DUALES CONCENTRICAS EN LOS EQUIPOS DE
REACONDICIONAMIENTO Y PERFORACION DE POZOS PETROLEROS
AUTOR: WILSON RAYMUNDO NAVIA CHEVE
DIRECTOR: ING. RAMIRO ALMEIDA
Quito Junio del 2011
III
DECLARACIÓN
Yo, WILSON RAYMUNDO NAVIA CHEVE, doy fe que todo el trabajo aquí escrito
es de mi exclusiva autoría y no ha sido presentado anteriormente para ningún grado
profesional.
Wilson Raymundo Navia Cheve
IV
CERTIFICACIÓN
Certifico que el “MANUAL DE PROCEDIMIENTOS PARA BAJAR
COMPLETACIONES DUALES CONCÉNTRICAS EN LOS EQUIPOS DE
REACONDICIONAMIENTO Y PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS” fue
desarrollado únicamente por Wilson Raymundo Navia Cheve, bajo mi dirección y
supervisión.
Ing. Ramiro Almeida
DIRECTOR DE PROYECTO
V
DEDICATORIA
A Maria Esther mi esposa, mis hijos Genesis
Alessia, Wilson Jordy, Michael Julian y mi querida
madre que con sus oraciones su gran cariño,
comprensión y apoyo incondicional, a todos mis
familiares y amigos que apoyaron mi decisión de
superación, les dedico este trabajo con todo mi
amor, el mismo que encierra toda la dedicación y
sacrificio que significó el poder alcanzar un
peldaño más en el difícil camino de la vida. Con el
único afán de poder aportar al desarrollo y
progreso de mi país.
Wilson Raymundo Navia Ch.
VI
AGRADECIMIENTO
Quiero empezar agradeciendo a todo el personal docente de la Universidad
Tecnológica Equinoccial por su gran extendida de mano y predisposición para
compartir, darnos la oportunidad de acceder a un título profesional, a los
compañeros por su apoyo incondicional, a los distinguidos directivos y docentes
de la escuela de petróleos y en especial al Ingeniero ,Ramiro Almeida director de
tesis por su efectiva orientación y a quienes de alguna manera apoyaron y
aportaron para la culminación de este proyecto
También mi agradecimiento al personal técnico de las compañías:, quienes me
proporcionaron información técnica necesaria para cada uno de los enunciados.
Wilson Navia
VII
ÍNDICE GENERAL
Pág.
PORTADA II
DECLARACIÓN III
CERTIFICACIÓN DE TESIS IV
DEDICATORIA V
AGRADECIMIENTO VI
TABLA DE CONTENIDO
CAPITULO I
1.1 Introducción……………………………………………………………………….1
1.2 Justificación………………………………………………………………………2
1.3 Objetivos………………………………………………………………………….3
1.3.1 Objetivo general…………………………………………………………………3
1.3.2 Objetivo especifico………………………………………………………………4
1.4 Hipótesis o idea a defender…………………………………………………….5
CAPITULO II
2. Marco teórico………………………………………………………………...6
2.1 Definiciones…………………………………………………………….……..6
2.1.1 Definiciones generales……………………………………………………….6
2.1.2 Flujo Natural…………………………………………………………………6
VIII
2.1.3 Levantamiento artificial……………………………………………………..6
2.1.4 Ventajas……………………………………………………………………….8
2.1.5 Desventajas……………………………………………,………………………8
2.1.6 Parámetros importantes para la aplicación del sistema BES…..…………9
2.1.7 Método de levantamiento artificial…………………………………………..9
2.1.8 Equipos de subsuelo…………………………………………………….……...10
2.1.9 Equipos de superficie………………………………………………….……….11
2.1.10 Accesorios……………………………………………………………………...11
2.2 Definiciones específicas……………………………………………………..…11
2.2.1 Equipos (Rig) de reacondicionamiento y perforación……………………...11
2.2.1.1 Equipo (Rig) de reacondicionamiento…..………………………………….11
2.2.1.2 Equipo (Rig) de perforación………………………………………………..,12
2.2.2 Componentes de los equipos de elevación de una torre de
reacondicionamiento y perforación………………………………………12
2.2.2.1 Sistemas circulante………………………………………………...………….12
2.2.2.2 Torre………………………………………………………………………...…13
2.2.2.3 Subestructura………………………………………………….…………..…..14
2.2.2.4 Bloque viajero……………………………….…………………..………….....15
2.2.2.5 Gancho………………………………………………………..………….…….16
2.2.2.6 Bloque corona……………………………………….………...………………17
2.2.2.7 Malacate…………………………………………………...…………………..17
2.2.2.8 Consola de instrumentos………………………………..……………………18
IX
2.2.2.9 Canasta encuelladero………………………………..……………………….19
2.2.2.10 Planchada…………………………………………….….…………………..19
2.2.2.11 Winche hidráulico…………………………………….….………………….20
2.2.2.12 Winche Neumatico (Man-rider)………………………………….………..21
2.2.2.13 Sistema de potencia………………………………………………..………..21
2.3 Equipos de control de reventones……………...………………….……………24
2.3.1 Componentes del equipo de control de reventones………..…..……………..24
2.3.1.1 Acumulador…………………………………………………..…………….....25
2.3.1.2 Control remoto de cierre y apertura……………………………………….25
2.3.1.3 Preventor anular…….……………………………………………………….25
2.3.1.4 Preventor de tubería (pipe rams)…………………………………….……..27
2.3.1.5 Preventor ciego (blind rams)……………………………………….……….27
2.3.1.6 Herramientas de manipulación y levantamiento………………….……...28
2.3.1.7 Llaves hidráulicas……………………………………………….…………...28
2.3.1.8 Cuñas………………………………………………………………….……...29
2.3.1.9 Elevadores……………………………………………………….…………...29
2.4 Equipos suplementarios…………………………………………….………......30
2.4.1 Spooler………………………………………………………………………….30
2.4.2 Equipo de sunchado…………………………………………………..…….…31
2.4.3 Equipo para izaje de los componentes BES (Clams)…………….….……...32
2.4.4 Grua…………………………………………….……………………..……….32
2.4.5 Montacargas………………………………….………………………………..33
X
CAPITULO III
3 Manual de procedimientos para corrida de completaciones duales
concéntricas…………………………………………………………………..34
3.1 Propósito………………………………………………………………………34
3.2 Alcance…………………………………………………………………………34
3.3 Precauciones y medidas preventivas ………………………………………..34
3.4 Preparación y verificación de materiales en el sitio de trabajo……………36
3.5 Responsabilidades…………………………………………………………….37
3.6 Practicas de trabajo seguro………………………………………………….37
3.7 Riesgos………………………………………………………………………...38
3.8 Consecuencias por incumplimiento de los procedimientos de exceder los
límites de operación………………………………………………………….38
3.9 Pasos para evitar la desviación de actividades…………………………….39
3.10 Responsables de la operación de una corrida de completación dual
concéntrica en el pozo……………………………………………………….40
3.11 Puntos importantes de verificación………………………………………….40
3.12 Procedimiento general para bajar una completación dual concéntrica en el
pozo…………………………………………………………………………...41
3.12.1 Preparación del pozo en superficie………………………………………….42
3.12.2 Descripción del sistema dual concéntrico…………………………………...42
3.12.3 Calibración del casing de 9 5/8”……………………………………………..43
3.12.4 Corrida de completación inferior en el pozo……………………………….44
XI
3.12.5 Instalación del equipo BES inferior en el pozo…………………………….45
3.12.6 Ensamble de tubería intermedio……………………………………………45
3.12.7 Valores de torque de tubería………………………………………………..46
3.12.8 Cuidado y manejo de tubería……………………………………………….46
3.12.9 Prueba de presión del 7¨ packer permanente y prueba de casing ……….47
3. 12.10 Preparación de completacion superior…………………………………….49
3. 12.11 Armado del localizador de sellos tailpipe assembly……………………….51
3.12.12 BES inferior encapsulado pod de 7¨………………………………………...52
3.12.13 Ensamble intermedio………………………………………………………....55
3. 12.14 Armado del equipo BES superior / sistema dual de flujo………………...55
3. 12.15 Corrida de tubería de producción exterior………………………………...55
3. 12.16 Corrida de tubería de producción interior con el stinger sub assembly...59
3. 13 Definiciones…………………………………………………………………..61
3.14 Generalidades………………………………………………………………...62
3.15 Programa de instalación de una completación doble concéntrica para
bombeo electrosumergible…………………………………………………..63
3.15.1 Armado del equipo BES en la completación dual concéntrica…………….64
XII
CAPITULO IV
4 Equipo de protección personal salud seguridad y ambiente……………….70
4.1 Sistema de permisos de trabajo………………………………………………70
4.2 Clases de permisos de trabajo………………………………………………..70
4.3 Reunión pre-operacional con la cuadrilla de turno “Safety meeting”…….72
4.4 Cumplimiento del chequeo diario del sistema de proteccion de corona y
meza “crown matic y floor matic”…………………………………………...72
XIII
CAPITULO V
5 Conclusiones y recomendaciones……………………………………………..73
5.1 Conclusiones……………………………………………………………………73
5.2 Recomendaciones………………………………………………………………74
Bibliografía……...……………………………………………………………..77
Anexos…..……………………………………………………………………...78
CAPÍTULO I
1
CAPITULO I
1. INTRODUCCION
En la Industria Petrolera y en la corrida de Completaciones Duales se deben tener en
cuenta muchos factores que influyen para que la operación o el trabajo sean exitosos,
algunos de ellos influyen en una adecuada selección de las herramientas, y los sistemas
que se usaran en un ensamblaje de completaciones dual.
Debido a la complejidad de la operación y recursos económicos invertidos se debe
garantizar que las operaciones se desarrollen exitosamente, siguiendo un manual de
procedimientos, para de esta manera realizar una operación segura.
Un manual de procedimientos es un instrumento donde se hacen hincapié los puntos
relevantes de una operación de campo.
De esta manera tomamos en cuenta que un manual de procedimientos no es solo un
documento escrito, si no que viene convirtiéndose en una guía que nos orienta y facilita
la ayuda necesaria para identificar las falencias existentes, proporcionando soluciones a
las metas trazadas por la organización.
Además con la investigación de este tema se pretende brindar el mejor aporte para los
futuros estudiantes como un método de guía, así como también a quienes trabajan en la
industria petrolera, para brindarles el mejor soporte para las operaciones de rutina.
2
1.2 JUSTIFICACION
Disponer en los taladros de reacondicionamiento y perforación un documento que
fortalezca las actividades necesarias en la bajada de completaciones duales.
Por la necesidad de mejorar la producción de petróleo y aprovechar el apoyo de la
tecnología de los nuevos diseños de completaciones y no existe un manual de
procedimiento específico para esta operación.
Es muy importante la existencia de un manual de procedimientos en las operaciones de
corrida de completaciones duales concéntricas ya que ayudará a comprender mejor las
técnicas que se vienen aplicando, minimizando riesgos y perdidas de tiempo en el
momento de las operaciones para garantizar una operación segura, optimizando el
tiempo y los recursos.
En este proceso de elaboración del manual de procedimiento de corrida de
completaciones duales, se debe tomar muy en cuenta, el personal, que va a realizar el
trabajo entre los cuales tenemos:
Company-man. Hombre representante de la compañía supervisor de
reacondicionamiento o perforación.
Rigmanager. Gerente de torre representante de la compañía de servicios.
Toolpusher. Supervisor o encargado del turno puede ser del dia o la noche.
Maquinista. Operador de la maquina de perforación o reacondicionamiento.
Cuñeros. Personal que labora en la meza rotaria.
3
Encuellador. Encargado de enganchar los tubos en el elevador desde el
encuelladero o canasta en la torre.
Obreros de patio. Personal de varios servicios en el equipo.
Personal de compañías de servicio. Son representantes, técnicos de cada una de las
herramientas que se usan en una corrida de completacion dual.
En cada trabajo de corrida de completaciones duales concéntricas se ha tenido la
oportunidad de compartir información con personal técnico dando la oportunidad de
fortalecer las operaciones, así mismo con el desarrollo de este manual queremos brindar
el mejor soporte para perfeccionar los procesos sirviendo como un entrenamiento para
efectuar futuros trabajos.
1.3 OBJETIVOS
Los objetivos de la elaboración del manual para bajar completaciones duales
concéntricas son:
1.3.1 OBJETIVO GENERAL
1.3.1.1 El objetivo general esta enfocado a elaborar un manual de procedimientos para
bajar completaciones duales concéntricas.
1.3.1.2 Proteger cada una de las actividades y hacer cumplir el manual de
procedimientos
1.3.1.3 Dar liderazgo para promover una cultura exitosa y así asegurar que se pueda
llevar a cabo una operación sólida
1.3.1.4 Garantizar una operación segura en la corrida de completaciones duales
concéntricas
4
1.3.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS
Los objetivos específicos del presente manual son los siguientes:
1.3.2.1 Capacitar al personal para seguir los procedimientos y su debido cumplimiento
1.3.2.2 Describir las operaciones en bajada de completaciónes duales concéntricas
1.3.2.3 Diseñar procedimientos adecuados para cada operación simultáneamente
1.3.2.4 Definir un procedimiento específico de seguridad para las operaciones en bajada
de completaciónes dual concéntricas
1.3.2.5 Optimizar los tiempos en la instalación.
1.3.2.6 Poner en conocimiento los conceptos básicos, de la guía para una corrida de
completaciones duales concentricas.
1.3.2.7 Describir el funcionamiento de las diferentes herramientas que se usaran en una
corrida de completación dual concentrica
1.3.2.8 Dar a conocer los daños, causas que se podrían tener en una corrida de
completación dual concéntrica.
1.3.2.9 Estandarizar y hacer cumplir en todos los Equipos de reacondicionamiento y
perforación el manual de procedimientos.
1.3.2.10 Describir el funcionamiento de las diferentes herramientas que se usaran en
una corrida de completaciones duales
1.3.2.11 Escribir conceptos basicos de cada una de las partes de los equipos de
reacondicionamiento y perforación.
5
1.4 HIPOTESIS O IDEA A DEFENDER
Elaborar un manual de procedimientos para bajar completaciones duales concéntricas
para responsabilizar, fortalecer y transparentar cada una de las operaciones simultaneas
de esta manera nos permitirá delegar funciones, para controlar que cada una de las
actividades se realicen, de una manera exitosa y segura.
CAPÍTULO II
6
CAPITULO II
2. MARCO TEORICO
2.1 DEFINICIONES
2.1.1 DEFINICIONES GENERALES (FLUJO NATURAL Y LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL).
2.1.2 FLUJO NATURAL.
El flujo natural es cuando un pozo petrolero usa su propia energía del yacimiento para
hacer emigrar sus derivados. Esto se logra obtener en algunos campos en su proceso
inicial.
2.1.3 LAVANTAMIENTO ARTIFICIAL.
Es cuando se requiere el uso de una fuente externa de energía. La utilización de esta
fuente, es con el fin de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta superficie esto
es lo que se denomina levantamiento artificial. El propósito de los métodos de
levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la
formación productora, con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del
yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que se
generen problemas de producción. En este caso hablaremos a cerca del Método de
levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible (BES).
El bombeo electrosumergible es un método que se comenzó a utilizar con el fin de
recobrar los hidrocarburos. Se considera un método de levantamiento artificial que
utiliza una bomba centrífuga ubicada en el fondo del pozo para levantar los fluidos
aportados por el yacimiento.
7
La técnica para diseñar las instalaciones de bombeo electrosumergible consiste en:
seleccionar una bomba que cumpla los requerimientos de la producción deseada, de
asegurar el incremento de presión para levantar los fluidos, desde el fondo del pozo
hasta la estación, y escoger un motor capaz de mantener la capacidad de levantamiento
y la eficiencia del bombeo.
Este es un método de levantamiento artificial altamente eficiente para la producción de
crudos livianos y medianos; sin embargo, es uno de los métodos de extracción de crudo
que exige mayor requerimiento de supervisión, análisis y control, a fin de garantizar el
adecuado comportamiento del sistema.
En la actualidad este ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y
económica.
Tiene como principio fundamental levantar el fluido del reservorio hasta la superficie,
mediante la rotación centrífuga de la bomba electrosumergible. La potencia requerida
por dicha bomba es suministrada por un motor eléctrico que se encuentra ubicado en el
fondo del pozo; la corriente eléctrica, necesaria para el funcionamiento de dicho motor,
es suministrada desde la superficie por grandes motores o redes distribuidas a cada una
de las estaciones o campos, y conducida a través del cable de potencia hasta el motor.
El sistema BES representa uno de los métodos más automatizables y fáciles de mejorar.
Esta constituido por equipos complejos y de alto costo, por lo que se requiere, para el
buen funcionamiento de los mismos, de la aplicación de herramientas efectivas para su
supervisión, análisis y control.
8
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.
2.1.4 SUS VENTAJAS SON:
Maneja altos cortes de agua
Su vida útil puede ser muy larga.
Puede usarse para inyectar fluidos a la formación.
Trabaja bien en pozos desviados
Puede levantar altos volúmenes de fluidos
No causan destrucciones en ambientes urbanos
Fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión y formaciones de escamas.
No tiene casi instalaciones de superficie a excepción de un control de velocidad
del motor.
La motorización es eléctrica exclusivamente y el motor se encuentra en la bomba
misma al fondo del pozo.
Su tecnología es la más complicada y cara pero son preferidas en caso de tener
que elevar grandes caudales.
2.1.5 SUS DESVENTAJAS SON:
Alto consumo de potencia.
No es rentable en pozos de baja producción.
Los cables se deterioran al estar expuestos a temperaturas elevadas.
Inversión inicial muy alta.
Es un sistema difícil de instalar y su energización no siempre es altamente
confiable.
9
Susceptible a la producción de gas y arena.
Su diseño es complejo.
Las bombas y motor son susceptibles a fallas.
En cuanto al costo de instalación, es el más alto, pero el mantenimiento de
superficie es mínimo y limitado a los componentes electrónicos de los variadores
de velocidad y protecciones eléctricas
2.1.6 PARAMETROS IMPORTANTES PARA LA APLICACIONE DEL
SISTEMA BES
Temperatura: limitado por > 350ºF para motores y cables especiales.
Presencia de gas: saturación de gas libre < 10%
Presencia de arena: < 200 ppm (preferiblemente 0)
Viscosidad: limite cercano a los 200 cps
Profundidad: 6000 – 12.000.00 pies
Tipo de completación: Tanto en pozos verticales, como direccionales.
Volumen de fluido: hasta 100.000 BPD.
El sistema de Bombeo Electrosumergible (BES) ha demostrado ser una alternativa
altamente eficiente para la producción de crudos livianos y medianos en el ámbito
mundial, gracias a las ventajas que proporciona en comparación con cualquier otro.
2.1.7 METODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Este sistema posee la
capacidad de manejar grandes volúmenes de crudo, desde 150 hasta 100.000 barriles
por día (BPD), desde profundidades hasta de 12.000,00 pies. Además de esto, el sistema
BES permite controlar y programar la producción dentro de los límites del pozo, a
10
través del empleo del variador de frecuencia. Otro de los beneficios que proporciona
este método, es la indicación continúa de las condiciones de presión y temperatura en el
pozo, gracias a las señales transmitidas por el censor de presión y temperatura ubicado
en el fondo del pozo.
Una unidad del Sistema de Bombeo Electrosumergible se compone básicamente de
equipos de subsuelo, equipos de superficie, cables y componentes superficiales.
2.1.8 EQUIPOS DE SUBSUELO
El conjunto de equipos de subsuelo se encuentra constituido por la bomba centrifuga, la
sección de entrada estándar o el separador de gas, la sección de sello o protector, el
motor eléctrico. Entre los cables tenemos: el cable conductor eléctrico, el cable de
conexión al motor y el sensor de fondo.
11
2.1.9 EQUIPOS DE SUPERFICIE
Los equipos de superficie están conformados por el cabezal de descarga, el variador de
frecuencia o el controlador de arranque directo, la caja de unión o venteo y por el
conjunto de transformadores.
2.1.10 ACCESORIOS
Entre los componentes, accesorios se pueden listar la válvula de drenaje, la válvula de
venteo, los soportes en el cabezal, los centralizadores y las bandas de cable.
2.2 DEFINICIONES ESPECÍFICAS
2.2.1 EQUIPO (RIG) DE REACONDICIONAMIENTO Y PERFORACION
2.2.1.1 EQUIPO (RIG) DE REACONDICIONAMIENTO
Los equipos de reacondicionamiento son equipos fáciles de manejar y transportar, su
capacidad de tensión de una sarta de tubería es mucho menor que de un equipo de
perforación se debe recalcar que un equipo de reacondicionamiento esta diseñado para
Transformador
Cab
ezal
Caja de venteo
3
4
2
1
Variador
12
trabajar en condiciones normales con tubería de perforación de hasta 7000 pies y 13000
pies, con capacidades de torre desde los 175.000 lbrs y 600.000 lbrs.
2.2.1.2 EQUIPO (RIG) DE PERFORACION
Los equipos de perforación por lo general son equipos grandes con grandes
capacidades tanto en el sistema le elevación como la capacidad de su torre
2.2.2 COMPONENTES DEL LOS EQUIPOS DE ELEVACION DE UNA TORRE
DE REACONDICIONAMIENTO Y PERFORACION
Los equipos de elevación de una torre de reacondicionamiento y perforación son.
Sistemas circulante de lodo
Torre
Subestructura
Bloque viajero
Gancho
Bloque Corona
Malacate y Accesorios
Consola del Perforador con sus Instrumentos
Canasta o Encuelladero
Winches Auxiliares
Rampa
Generación
2.2.2.1 SISTEMAS CIRCULANTE DE LODO
Los componentes principales del sistema de circulación son cuatro.
El fluido de Perforación
El área de preparación y almacenaje
El equipo para bombeo y circulación de fluidos
El equipo y área para el acondicionamiento
13
FIGURA N.- 1
2.2.2.2 TORRE
Estructura metálica cuyo objetivo es suministrar un medio a través del cual se pueda
bajar gradualmente la sarta o el ensamblaje al pozo
FIGURA N.- 2
MASTIL FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
SISTEMA CIRCULANTE DE LODO FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
14
2.2.2.3 SUBESTRUCTURA
Es la parte donde se asienta la meza rotaria, se ocupa para trabajar sobre ella armando
los diferentes ensamblajes de BHA y esta ubicada en el centro del pozo, además debe
ser suficientemente alta para que permita colocar el conjunto de impide reventones en
su parte inferior la subestructura esta ligeramente pegada a la base de la torre con
grandes pines de seguro, los mismos que hacen que sea firme y pueda ser aliniada al
centro del pozo, esta estructurada de tal manera que se pueda acoplar por medio un
cardan y pueda transmitir la fuerza del motor a la rotaria para darle su respectivo
movimiento en caso que se necesite mover la sarta.
FIGURA N.- 3
SUBESTRUCTURA FUENTE NABORS REALIZADO
POR.WILSON NAVIA
15
2.2.2.4 BLOQUE VIAJERO
El bloque viajero es una armadura de hierro diseñada, y que exteriormente protege una
serie de poleas alrededor de las cuales pasa el cable de perforación para formar un
polipasto con el conjunto de bloque corona, en su parte inferior se acopla un gancho el
cual esta estructurado con dos orejas que sirven para colocar dos brazos, y en el lado
contrario colocar un elevador de acuerdo con el tipo de tubería que se este trabajando.
FIGURA N.- 4
En el conjunto bloque viajero de la figura podemos ver claramente su constitucion
interna con cada una de sus partes asi es que podemos notar que todas la poleas estan
sujetas a un eje firme que por medio de rodamientos se permite que su jiro sea suave y
no se produsca el desgaste del eje.
BLOQUE VIAJERO FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
16
FIGURA N.- 5
2.2.2.5 GANCHO
El Gancho es un elemento que se une al bloque viajero a la parte inferior a través de un
ojal y un pin. Se utilizan para conectar diferentes equipos al sistema de elevación
FIGURA N.-6
BLOQUE VIAJERO Y SUS PARTES FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
GANCHO Y SUS PARTES FUENTE NABOERS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
17
2.2.2.6 BLOQUE CORONA
Es un grupo de poleas, girando en un eje, montada en la parte superior de la torre de
perforación.
El sistema de aparejos de poleas formadas por el bloque corona y viajero multiplican la
capacidad del peso que puede levantar el malacate
El sistema de elevación en una torre de perforación es el mecanismo que permite sacar o
bajar las diferentes herramientas que se usaran en un pozo petrolero.
FIGURA N.- 7
2.2.2.7 MALACATE
Es un elemento del equipo de perforación que consiste de un tambor que gira sobre un
eje, alrededor del cual va enrollado el cable de perforación. El propósito principal es
formar el polipasto con el conjunto de bloque corona y bloque viajero
BLOQUE CORONA FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
18
El malacate es el centro de control de la fuerza aplicada a la torre de perforación.
Gigantesco winche que enrolla ò desenrolla el cable de perforación.
Utiliza grandes motores que hacen girar el tambor para sacar la sarta del pozo.
Para introducirla se hace utilizando el freno para controlar el descenso
FIGURA N.- 8
2.2.2.8 CONSOLA DE INSTRUMENTOS
Lugar donde se encuentran los instrumentos que sirven para monitorear el
funcionamiento del equipo de perforación, punto importante ya que de aquí se da la
señal para que accionen los diferentes controles estos pueden ser neumáticos mecánicos
eléctricos y hidráulicos
MALACATE FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
19
FIGURA N.- 9
2.2.2.9 CANASTA ENCUELLADERO
Es el lugar de la torre donde las secciones de tubería son paradas y amarradas por el
encuellador cuando la sarta de perforación está fuera del pozo
FIGURA N.- 10
2.2.2.10 PLANCHADA
Es el lugar a través del cual se izan la tubería de perforación y otros equipos, se colocan
en un costado del piso de la meza rotaria y la planchada
CONSOLA FUENTE NABORS REALIZADO
POR WILSON NAVIA
CANASTA ENCUELLADERO FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
20
FIGURA N.- 11
2.2.2.11 WINCHE HIDRAULICO
Equipo que permiten mover equipos pesados tanto para subir a la meza de perforación
como para bajarlos este tipo de winches son para una capacidad de 12000 mil libras.
FIGURA N.- 12
PLANCHADA RAMPA FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
WINCHE HIDRAULICO FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
21
2.2.2.12 WINCHE NEUMATICO (MANRIDER)
Winche neumático que se usa para el izaje de personas cuando se realiza trabajos de
altura este equipo esta calibrado con la finalidad de que no se le de otro tipo de uso.
FIGURA N.- 13
2.2.2.13 SISTEMA DE POTENCIA
La energía requerida por la torre de perforación es generada por motores de combustión
interna de +/- 700 HP llamados motores principales. Dependiendo del equipo la energía
es transmitida por medio de un sistema mecánico ò eléctrico.
WINCHE NEUMATICO MANRIDER FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
22
FIGURA N.- 14
FIGURA N.- 15
2.3 EQUPO DE CONTROL DE REVENTONES
La función del equipo para control de reventones (BOP´S) es cerrar el pozo y parar su
flujo en el caso de pérdida del control primario y ser capaz de mantener la presión
defondo igual a la presión de formación mientras se restaura el control primario.Cuando
se seleccione un equipo para el control de pozos debe considerarse lo siguiente:
SISTEMA DE POTENCIA MECANICO FUENTE NABAOR REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
SISTEMA DE POTENCIA ELECTRICO FUENTE NABORS REALIZADO
POR .WILSON NAVIA
23
•El equipo debe seleccionarse para sostener la máxima presión anticipada en superficie.
•El conjunto de preventores de reventones debe constar de un equipo de control remoto
capaz de cerrar el pozo con o sin la tubería adentro.
•En algunas áreas puede ser necesario equipo para el control de pozo adecuado para el
servicio de ácido; en tales casos el sistema de BOPs de alta presión completo están
construidos en materiales resistentes a los esfuerzos deformantes de los ácidos
por. Ej. , El sulfuro.
•El tiempo de respuesta de los BOP´S debe estar de acuerdo con lo especificado en el
API RP 53
por. Ej. el sistema de cierre debe ser capaz de cerrar cada ariete del preventor en menos
de 10 segundos, el tiempo de cierre para los preventores anulares menores de 20” no
debe exceder 30 segundos y 45 segundos para los anulares mayores de 20” .
•La distribución de las preventoras y la posición de los arietes son críticas y se debe
seguir la norma de la compañía operadora.
•No se deben usar conexiones roscadas en las líneas de alta presión, todas deben ser
soldadas o a su ves conexiones NPT en linias no mayor a 3”
CLASIFICACION DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE POZO DE ACUERDO A
SU PRESION DE TRABAJO
Los equipos de control de pozo están divididos en algunas clasificaciones de acuerdo
con su presión de trabajo.Las Presiones de trabajo con las cuales se fabrican los equipos
de Control de Pozo son:
•2.000 PSI W.P. ( 2M)
•3.000 PSI W.P. (3M)
•5.000 PSI W.P. (5M)
24
•10.000 PSI W.P. (10M)
•15.000 PSI W.P.
2.3.1 COMPONENTES DEL EQUIPO DE CONTROL DE REVENTONES
2.3.1.1 ACUMULADOR
El acumulador es el elemento en el cual se acumula presión para accionar cada uno de
los accesorios de control de cierre del pozo en el cual esta montado una bomba de
pistones impulsada por un motor eléctrico y una bomba impulsada por aire estas dos
juntas trabajas cargando la unidad para que este lista para ser usada en caso de una
emergencia
FIGURA N.-16
ACUMULADOR DE PRESION FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
25
2.3.1.2 CONTROL REMOTO DE CIERRE Y APERTURA
El control remoto no es más que un dispositivo que sirve para cerrar o abrir los
preventores a distancia cabe destacar que esta es una herramienta de vital importancia
ya que se la puede ubicar muy cerca del maquinista (perforador en los equipos de
perforación) para poder realizar la maniobra de apertura o cierre de cada uno de los
segmentos que conforman el conjunto del BOP por sus siglas en ingles (bock out
preventor)
FIGURA N.-17
2.3.1.3 PREVENTOR ANULAR
Los preventores anulares están diseñados para que un pistón forzado hidraulicamente
empuje un elemento (empaque circular) hacia arriba o lateralmente, este elemento debe
CONTROL REMOTO FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
26
cerrarse contra las herramientas que estén en el pozo no importando su configuración:
Kelly, botellas de perforación, tubería perforación, tubing, wire line y en una
emergencia puede cerrarse completamente hasta cerrar el hueco abierto.El preventor
anular consta de:
•Pistón
•Elemento empacador o empaque (packing unit)
•Cuerpo de dos cavidades una de cierre y otra apertura
•Cabeza o tapa
El material de caucho empleado es de alto impacto y/o larga vida y los materiales
máscomún mente usados son:
Caucho natural. Que se usa en operaciones de perforación con lodo base agua y
temperaturas inferiores a -30 °F (color negro)
•Caucho Nitrilo. Es un compuesto sintético y se usa para operaciones con lodo base
aceite y temperaturas por debajo de 20 °F (color Rojo)
•Caucho Neopreno o buna N. Se usa para operaciones con temperaturas -30 °F y lodo
base aceite (color verde.)
FIGURA N.- 18
PREVENTOR ANULAR FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
27
2.3.1.4 PREVENTOR DE TUBERIA (PIPE RAMS)
A diferencia del preventor anular este tipo se ajusta al tipo de tubería que se este usando
en al pozo con elementos adecuados para los diferentes diámetros, tipos de tubería
existentes
FIGURA N.-19
2.3.1.5 PREVENTOR CIEGO (BLIND RAMS)
Como su nombre lo indica ciego es porque este tipo de preventor es para cerrar el pozo
cuando esta sin tubería o emergencia. En la mayoria de los equipos este preventor esta
ubicado en su parte inferior.
PIPE RAMS FUENTE NABORS REALIZADO
POR.WILSON NAVIA
28
FIGURA N.- 20
2.3.1.6 HERRAMIENTAS DE MANIPULACIÓN Y LEVANTAMIENTO
2.3.1.7 LLAVES HIDRAULICAS
Son equipos hidráulicos que se utilizan para aplicar torque a la tubería de perforación
bien sea para enroscarla ò desenroscarlas en la actualidad las llaves hidráulicas tienen
sensores con los cuales podemos dar el torque exacto a la tubería que en este caso
usaríamos para las completaciones duales concéntricas.
SECCION PREVENTOR CIEGO BLIND RAMS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
Blind rams
29
FIGURA N.- 21
2.3.1.8 CUÑAS
Las cuñas son elementos que se colocan al rededor de la sarta de perforación para
soportar el peso de la sarta esta diseñada de tal manera que ingresa en el orificio de la
rotaria y se puede acoplar perfectamente si seleccionamos la cuña para el diámetro de la
tubería adecuada.
FIGURA N.- 22
CUÑAS FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
LLAVE HIDRAULICA FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
30
2.3.1.9 ELEVADORES
El elevador es una herramienta que sujeta la sarta de perforación a nivel de las juntas,
para levantarla y/o sacarla del pozo
FIGURA N.- 23
2.4 EQUIPOS SUPLEMENTARIOS
2.4.1 SPOOLER
El spooler es un equipo suplementario para una bajada de completaciones dules que
consta de un eje, sistema de piñones, un motor de combustión que por medio de una
bomba genera la energía hidráulica para acoplar un motor hidráulico que luego hace
girar un carrete de cable enrrollado de 4000 a 8000 pies cada uno, que controlado por un
controlador hidráulico lo hace gira gradualmente de acuerdo a la velocidad con la que se
este bajando la tubería al pozo.
ELEVADORES FUENTE NABORS REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
31
FIGURA N.24
2.4.2 EQUIPO DE SUNCHADO
El equipo de zunchado son herramientas que se utilizan en el campo petrolero para
realizar el fijado del cable eléctrico al tubo.
FIGURA N.- 25
EQUIPO DE SUNCHADO FUENTE SCHLUBERGER REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
SPOOLER FUENTE E&P REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
32
2.4.3 CLAMS
Esta herramienta sirve para sujetar y levantar los equipos electrosumergibles desde la
planchada hasta la meza de perforación.
FIGURA 26
2.4.4 GRUA
La grua es uno de los equipos de elevación suplementarios que se usa en este caso para
realizar el cambio o montaje del carreto de cable eléctrico en el spooler
FIGURA N.- 27
CLAMS FUENTE SCHLUBERGER REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
GRUA FUENTE CONDUTO REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
33
2.4.5 MONTACARGAS
Maquinaria que se utiliza para movilizar las diferentes herramientas y tuberia de una
manera fácil y rápida en la plataforma de perforación.
FIGURA N.- 28
CAPITULO III
MONTACARGAS FUENTE SWAMBER REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
CAPÍTULO III
34
CAPITULO III
3. MANUAL DE PROCEDIMIENTOS PARA CORRIDA DE
COMPLETACIONES DUALES CONCENTRICAS
3.1 PROPOSITO
El propósito del presente procedimiento es describir cada uno de los pasos, métodos que
se aplicarán en una corrida de completaciones duales concéntricas a fin de maximizar
el recobro de los hidrocarburos del yacimiento.
3.2 ALCANCE
Este procedimiento solo debe ser utilizado en aquellos pozos donde se cumpla ciertas
condiciones normales de operación determinadas previamente por el personal de
Reservorios y Operaciones
3.3 PRECAUCIONES Y MEDIDAS PREVENTIVAS
Asegurarse de que los trabajadores conozcan por completo los procedimientos
correctos que se deben seguir y las precauciones de seguridad que se deben tener
muy en cuenta antes de realizar el trabajo
En el piso de perforación debe estar estrictamente el personal involucrado en la
operación
Caídas y/o golpes: Usar calzado con suela antideslizante, utilizar pasamanos,
evitar caminar y correr sobre la tubería, mantener el orden y la limpieza en el
35
área de trabajo, usar arnés de seguridad donde aplique, utilizar el equipo de
protección personal, mantenerse alejado de guayas que estén sometidas a
tensión.
Cargas en suspensión: Solo personal certificado puede operar equipos de
izamiento, utilizar eslingas acordes a la carga, evitar posicionarse bajo cargas en
suspensión, usar equipos certificados, utilizar una cuerda como guía.
Electricidad: Solo personal calificado puede operar equipos eléctricos, evitar
contacto con equipos energizados, aterrar las instalaciones donde aplique.
Presión: Inspeccionar el estado físico de mangueras, líneas, equipos y
conexiones de los sistemas hidráulico y neumático, áreas restringidas, mantener
los sistemas de seguridad del proceso operativos. Reemplazarlos de ser
necesario.
Incendio o explosión: Eliminar fuentes de ignición (uso de fósforos,
encendedores, cigarrillos u otros dispositivos que produzcan chispas), disponer
de extintores de incendio, realizar el mantenimiento preventivo y predictivo,
validar la certificación de los equipos contra incendio, realizar prueba de gas e
identificar las áreas restringidas y dirección del viento, con la utilización de la
manga de viento, utilización de herramientas y equipos no ignitivos (combos de
bronce y sistemas de mata chispas en los escapes de los motores).
Ruido, vibraciones: Utilizar protección auditiva adecuada, en toda el área de
trabajo del equipo y en lugares que lo ameriten, utilizar procedimientos
adecuados en equipos que producen vibración, con un correcto balanceo y
nivelación de los mismos.
36
Quemaduras. Intoxicación por sustancias químicas, pérdida parcial ó total de la
visión, inhalación de partículas sólidas y gases: Usar los implementos de
seguridad personal requeridos para la tarea.
Condiciones climatológicas adversas tormenta eléctrica severa, oleaje fuerte,
vientos huracanados: suspender actividades si el caso lo amerita .
Contaminación ambiental: Colocación de bandeja recolectora de desechos,
lonas, contenedores secundarios, unidad recolectora de fluidos residuales,
productos químicos y desechos sólidos. Plantas de Tratamientos de aguas negras
y grises, utilización de productos biodegradables. Tener un kit de contingencia
(absorbente en tela y en paño, salchicha, pico, pala, casco, botas)
3.4 PREPARACION VERIFICACION DE MATERIALES EN EL SITIO DE
TRABAJO
3.4.1 Usando la lista de Chequeo (Check List) y guía de remisión del Equipo, verifique
que todo el equipo de la completacion (consumibles y herramientas de corrida) estén en
locación y en buenas condiciones.
3.4.2 Anote los números de especificación así como los números de serie y partes de
fabricación de cada componente.
3.4.3 Registre todas las medidas relevantes del equipo – longitudes, OD’s, ID’s etc.
Calibre pasando el conejo correspondiente a todo el equipo en locación. Esto es para
asegurar que no le haya sucedido nada al equipo durante el transporte a la locación. Sea
cuidadoso de no dañar las roscas y superficies de sello cuando se pase el conejo.
3.4.4 Verifique que la Herramienta este disponible en sitio así como su compatibilidad.
37
3.5 RESPONSABILIDADES
3.5.1 El rig manager (Gerente de Torre) es el responsable que su equipo trabaje
ininterrumpidamente verificando el buen desempeño del mismo como de gestionar los
materiales necesarios si lo requiriera.
3.5.2 El toolpusher (Jefe de Pozo) y maquinista son los encargados de verificar que las
herramientas que se usaran en las completaciones estén en el área de trabajo.
3.5.3 Son responsabilidades de todos los empleados velar por el buen desarrollo de las
actividades en el patio y la meza rotaria y la manipulación de cada una de las
herramientas, armado como desarmados de los equipos.
3.5.4 La responsabilidad de cada uno de los trabajadores deberá mantenerse siempre en
el sitio de trabajo para una operación segura.
3.5.5 Por otra parte, el Supervisor de Reacondicionamiento en el pozo es el
responsables de su implementación y cumplimiento en las operaciones.
3.6 PRÁCTICAS DE TRABAJO SEGURO:
El propósito de la práctica de trabajo seguro es establecer los métodos de evaluación
para garantizar que todos los riesgos asociados con las operaciones específicas estén
evaluados, conocidos y se comuniquen mediante este sistema, que es el análisis de
riesgos y los permisos de trabajo.
Análisis Trabajo Seguro JSA. Es la evaluación de los riesgos que se realiza al
momento de iniciar el trabajo y su divulgación en la charla pre- operacional
38
Permisos de Trabajo. Es la perisología a seguir para realizar un trabajo cabe indicar
que el permiso de trabajo esta designado para cada operación simultanea esto quiere
decir que usemos el permiso adecuado en cada área de trabajo.
3.7 RIESGOS:
En el area petrolera el riesgo siempre esta latente en cada actividad que realizamos por
ello es muy importante delimitar nuestra área de trabajo para evitar cometer errores
que lamentar. Entre los riesgos podemos mencionar alguno de ellos.
Físicos. Químicos. Ergonómicos Psicosociales. Biológicos.
3.8 CONSECUENCIA POR INCUMPLIMIENTO DE EXCEDER LOS LÍMITES
DE OPERACIÓN:
Las consecuencias que puede acarrear por infringir o bay pasear las secuencias en las
operaciones nos puede llevar a que tengamos hechos que lamentar por ello hemos visto
la necesidad de citar alguno de ellos.
Lesiones al personal,
Interrupción de las operaciones por daños a los componentes del equipo
Pérdida de activos (equipo, herramientas y pozo)
Daños a la formación,
Incremento de tiempos
Costos operacionales
Contaminación e impacto ambiental.
39
3.9 PASOS PARA EVITAR LA DESVIACIÓN DE ACTIVIDADES:
Es muy importante seguir estrictamente los procedimientos para cada actividad
simultánea en una corrida de completaciones duales concéntricas por que esto nos
llevara a ser cada día mejores profesionales y no sufrir consecuencial al exceder los
límites en las operaciones.
3.9.1 Elaborar el Análisis de Riesgos en el Trabajo JSA.
3.9.2 Cumplir con las normas, disposiciones y ordenamientos legales sobre Seguridad,
Higiene y Ambiente vigentes con el programa de completación establecido.
3.9.3 Mantener los parámetros de bombeo dentro de los límites de operación.
3.9.4 Supervisión continua durante la operación.
3.9.5 El óptimo funcionamiento de los equipos (alarmas, indicadores de flujo).
3.9.6 Colocar avisos de seguridad.
3.9.7 Asegurar las líneas para evitar vibraciones y/o movimiento.
3.9.8 Realizar mantenimiento preventivo / predictivo e inspección a los equipos de
(izamiento y herramientas).
3.9.9 Inspeccionar los equipos y herramientas de completación antes de comenzar el
trabajo.
3.9.10 Trabajar con las herramientas adecuadas (llaves neumáticas, cuñas,elevadores,
combos anti-chispa, eslingas).
3.9.11 Personal debidamente adiestrado y certificado
40
3.9.12 Calibración de los instrumentos de medición (manómetros, indicador de peso,
torquimetros).
3.9.13 Usar grasa apropiada para las uniones de herramientas y tuberia.
3.10 RESPONSABLES DE LA OPERACIÓN DE CORRIDA DE
COMPLETACION DUAL CONCENTRICA EN EL POZO:
3.10.1 Supervisor de Reacondicionamiento
3.10.2 Rig manager Toolpusher
3.10.3 Tecnicos de Empresas de Servicios de Completación
3.11 PUNTOS IMPORTANTES DE VERIFICACION
3.11.1 Asegurarse de que el Rig tenga la capacidad suficiente para levantar la sarta de
Completacion Dual Concentrica (Usualmente el peso total de la sarta en fluido de
matado esta entre 180 000 Lbs.
3.11.2 El nivel de fluido del pozo.
3.11.3 Diámetro, peso, grado, tipo de conexión y torque requerido de la tubería de
producción.
3.11.4 Que todos los equipos de completación que lleguen al pozo tengan un certificado
de inspección.
3.11.5 La disponibilidad en sitio de los materiales, equipos, servicios y herramientas
descritos en el programa de completación del pozo.
41
3.11.6 Detalles de presión, temperatura y profundidad estimada de la formación a
completar.
3.11.7 Medir y calibrar todos los equipos y accesorios de la completación antes de ser
bajados al pozo.
3.11.8 Realizar inspección visual, calibrado y limpieza de las roscas de la tubería y
engrase.
3.12 PROCEDIMIENTO GENERAL PARA BAJAR UNA COMPLETACION
DUAL CONCENTRICA
Este programa ha sido preparado, para realizar la Instalación de una Completacion Dual
Concéntrica con dos equipos BES. Se deberá tomar en cuenta que algunos detalles tales
como preparación y pruebas de BOP, bombas de lodo, líneas de flujo, preparación y
pesos de fluidos de matado, Son procedimientos que obligatoriamente necesitan ser
realizados en el campo, como rutina general antes de empezar cualquier Trabajo en un
pozo, además estos procedimientos son responsabilidad del personal del Rig y todas las
pruebas deberán ser presenciadas por el supervisor de Reacondicionamiento. Este
programa ha sido realizado de una manera muy general, de tal manera que pueda ser
aplicable a cualquier pozo con Completacion BES Dual Concentrica, poniendo especial
atención a la forma de control del pozo, sin olvidar algunos detalles importantes al
momento de armar ciertos equipos.
42
3.12.1 PREPARACION DEL POZO EN SUPERFICIE
Usando un Sistema de preventores (BOP) en caso de que se use XMT de FMC
necesitaremos cambiar la sección original B, e instalar un Sistema de preventores (BOP)
de 13 5/8”, Para ello necesitamos Asentar un Tapón Recuperable RBP (de 9 5/8”) en el
casing a +/-2000 ft de profundidad (MD), para asegurar un adecuado control del pozo,
luego levantamos y desarmamos el BOP, se instala la seccion B
Se instala nuevamente el BOP, se baja y recupera el 9 5/8” RBP.Packer
Armar Raspadores de casing (casing scrapers), con la tubería y limpiar el casing de
9 5/8” hasta 100 ft bajo la profundidad donde estuvo asentado el Tapón Recuperable
RBP.
La tubería deberá estar limpia, calibrada y medida antes de ser utilizada. Pasar Scraper
alrededor del área de asentamiento del packer y continuar bombeando a una rata elevada
hasta que los retornos sean completamente limpios.
Armar Schlumberger wireline y correr en el pozo con wireline gauge ring and junk
basket en el CSG de 9 5/8” y sacar BHA de calibracion.
3.12.2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DUAL CONCENTRICO
El Sistema Dual Concéntrico produce dos zonas (arenas productoras) en el mismo pozo
usando Bombas Eléctricas Sumergibles (BES). El equipo BES inferior es instalado
dentro de una cápsula (POD) de 7”, 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
43
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 con un Sistema Dual de flujo será instalado arriba
del POD, para producir la zona superior. El sistema Dual de Flujo permite que el fluido
producido de la zona inferior pase a través de este sin mezclarse con la producción que
viene de la zona superior ya que el flujo que viene de la zona inferior es levantado con
la ayuda del equipo BES inferior es conducido hasta superficie a través de la tubería
interior de 2 7/8”, y el fluido que viene de la zona superior que es levantado con la
ayuda del equipo BES superior es conducido hasta superficie a través del anular que se
forma entre la tubería exterior de 5 ½” y la tubería interior de 2 7/8”. Con esto se
consigue que las dos zonas sean independientemente, 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.
3.12.3 CALIBRACION DE CASING DE 9 5/8”
Este paso puede ser opcional y se dará previo a un analisis
Armar una capsula con liner de 7” BTC biselados (3 o 4 juntas), de la Completación
dual, instalar X-Over de 7” BTC pin x 3 ½ IF box, y bajar en tubería drill pipe de 3 ½
para calibrar el pozo hasta una profundidad de 150’ por encima del tope del liner de 7”
44
3.12.4 CORRIDA DE COMPLETACION INFERIOR EN EL POZO
Armar el ensamble de Completacion Inferior: Ensamble 7” Packer Permanente con el
apropiado Wire Line Adapter kit y Taponera. Correr en el pozo el ensamble con
cuidado.
Correlacionar la profundidad con registro CBL, y asentar empacadura Packer a la
profundidad indicada o acordada en el programa de completación.
IMPORTANTE. Cuando las herramientas estén en superficie, inspeccionar
cuidadosamente la taponera y el Wire line adapter kit para asegurarse de que todas las
partes fueron sacadas del pozo y que el punto débil del sistema fue correctamente roto.
FIGURA N.- 29
SUBIENDO PACKER PERMANENTE REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
45
3.12.5 INSTALACION DEL EQUIPO BES INFERIOR
El equipo BES inferior será instalado dentro de la cápsula formada por casing de 7”a
una profundidad tal que esta cápsula quede ubicada en el casing de 9 5/8” y no vaya a
chocar con el tope del liner. Además que a esta profundidad no haya una severa pata de
perro. La posición del Equipo BES inferior puede ser determinada con un espaciamiento
realizado a partir del tope del Packer, con tubería 3 ½” New Vam, las blast Joints y el
ensamble Tailpipe que va debajo de la cápsula (POD).
FIGURA N.-30
3.12.6. ENSAMBLE DE TUBERÍA INTERMEDIO
El ensamble de tubería entre los dos Equipos BES, deberá ser capaz de compensar la
posible excentricidad de la completacion causada por el perfil de los ensambles.
La longitud total de esta sección de tubería, deberá ser al menos 120 ft. Pup Joints
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
ARMADO DE BOMBA ENCAPSULADA REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
46
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.
3.12.7 VALORES DE TORQUE PARA TUBERIA
3.12.8 CUIDADOS Y MANEJO DE TUBERIA
Asegúrese de que todos los tubulares sean entregados en el sitio acompañados por la
documentación apropiada relacionada con la última inspección (si son usados) o por la
certificación de fábrica (si son nuevos).
En el momento de la entrega, cada junta deberá ser revisada visualmente para verificar
si está recta y que no haya ningún daño, tales como marcas. Si hay tubería dañada,
deberá colocarse en otro sitio para que sean reparados.
Revise las uniones de la tubería de perforación antes de levantarla del soporte de
tuberías. Limpie las roscas y apoyos de tanto la clavija como la caja usando diesel y un
cepillo de cerdas duras. Séquelo con trapos limpios. (El residuo de diesel evitará que el
compuesto de uniones de tubería se adhiera al metal). Con un medidor de perfil de rosca
o con un medidor de plomo revise las roscas para saber si hay encuellamiento o
expansión. Se reparará una conexión o se la recortará si el medidor de perfil no puede
contactar por lo menos un 75% de cada lado de rosca. Revise manualmente las roscas y
apoyos para saber si hay grietas, marcas, roscas ludimiento, apoyos ludimentados,
rebabas de apoyo, marcas de desgaste, una caja hinchada, rosca expandida. Se deberá
separar cualquier pieza dañada del resto. Revise el hoyo de tubería de perforación en
toda su dimensión y retire cualquier cosa de éste que pueda hacer que se tapone.
47
Revise las marcas de identificación de tubería en uniones de tubería para saber si el peso
y grado de tubería son correctos. Nunca recoja una junta de tubería que no haya sido
identificada apropiadamente por peso y grado.
Los puntos principales en los que hay que fijarse son:
a) Uso de protectores en pin y caja que no solo protegen las roscas sino también los
apoyos.
b) Evitar combinar roscas dañadas con roscas en buen estado. Las roscadas dañadas en
la subestructura de protección y en las subestructuras para levantar cosas pueden
causar muchos daños en la sarta.
c) Mantener limpias las roscas y muy bien engrasadas con los tipos recomendados de
grasa.
d) Fijarse que las roscas tengan la cantidad correcta de torsión, a verificarse con un
medidor de torsión.
e) Para evitar tener que realizar tareas de pesca separe las juntas que tengan apoyos
dañados. Si éstos son leves se pueden reparar en el sitio de perforación con una
herramienta para pulir apoyos. Las juntas severamente dañadas pueden ser
reparadas en el taller de máquinas.
3.12.9 PRUEBA DE PRESIÓN DEL 7” PACKER PERMANENTE Y PRUEBA
DEL CASING VÍA ANULAR.
Para realizar esta prueba debemos armar un Packer Mecánico recuperable de 7” y un
Localizador sin sellos bajo este.
Correr el ensamble en el pozo a una velocidad que no sobrepase los 100 ft/min. Se
tratara de evitar contrapresiones cuando se baja el empacador mecánico las cuales
puedan romper el tapón de corte (Shear Plug) que esta en la punta del Ensamble de
48
Completacion Inferior (lower completion Sub Assembly), parar la bajada antes de
asentar el packer. Tocar el Packer de 7” cargar 5000 lb. de peso sobre este, levantar 20
ft, y asentar el Packer mecánico.
IMPORTANTE. El Packer Mecánico recuperable será asentado con rotación hacia la
derecha y luego cargar el peso necesario para lograr el sello de las gomas. (Peso
máximo 15000 lb) Aplicar presión en la tubería hasta 1500 PSI para probar el Ensamble
de Completación Inferior, y mantener por 15 minutos.
Una vez que el Packer ha sido probado, continuar incrementado la presión en la tubería
hasta romper el Tapón de corte (Shear Plug), la presión con la que va a romper el tapón
de corte será aproximadamente +/-2400 PSI.
FIGURA N.-31
En caso de que el tapón de corte (shear plug) se rompa prematuramente, una “standing
valve” puede ser asentada en el No-Go nipple “R” que esta instalado directamente
arriba del tapón de corte para realizar la prueba del Packer 7”.
TAPON DE CORTE FUENTE SHLUMBERGER REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
Tapon de
corte
49
Desasentar el Packer mecánico recuperable y sacrar 3 paradas de tubería. Asentar el
Packer mecánico nuevamente +/-150 ft arriba del la ultima perforación superior.
Cerrar los Pipe Rams sobre la tubería, y Probar el casing con 1000 PSI y monitorear
por 15 min. Desasentar el Packer mecánico y sacar hasta superficie, Quebrando la
tubería Drill pipe hacia los caballetes
FIGURA N.- 32
3.12.10 PREPARACION DE COMPLETACION SUPERIOR
Asegurarse que todos los Sub-ensamblajes de la Completacion estén debidamente
torqueados, medidos, calibrados, y con una prueba de integridad con 3000 PSI de
presión , antes de empezar a armar la completacion en el pozo.Marcar los motor(es) a lo
largo de toda su longitud (cada sección si es posible), mostrando el alineamiento de el
PACKER DE PRUEBA FUENTE SHLUMBERGER REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
50
Podhead (de tal manera que esta alineación pueda ser vista en la base de el motor
inferior)
Antes de armar el equipo BES y sistema dual de flujo en la locación, medir en forma
precisa y revisar que corresponda con el diseño de espaciamiento. Extender la Junta de
Expansión (Adjustable Union) hasta su máximo de 12 pulgadas. La camisa de la junta
de expansión tiene una rosca interna la cual aun permanece full roscada para 12
pulgadas de extensión. No exceder las 12 pulg. De expansión ya que la rosca interna de
la camisa de la junta puede quedar parcialmente enroscada lo cual resultaría en una
reducción de la capacidad de carga de tensión que soporta esta junta de expansión.
Identificar y claramente marcar el orden en el cual serán armadas en la sarta cada
Tubería de Bypass (bypass Tubing) de acuerdo al Diagrama de espaciamiento Calibrar
cada tubería de Bypass
Si este paso no ha sido completado antes de enviar a la locación, levantar la tubería a la
mesa rotaria y unir esta tubería de bypass en un subensamble 1, según el diagrama,
usando las llaves del taladro. Esto con el fin de identificar claramente el orden en el cual
estas juntas de bypass tubing deben ir ensambladas. Identificar y claramente marcar el
orden en el cual van armadas cada junta de bypass y MLE Clamps según el Diagrama
de Orientación de Clamps. Probar todos los tapones que serán preinstalados en los Sub-
ensambles. Retirar el protector del wellhead bore. Asegurarse que todos los pernos del
tie-down estén totalmente retraídos. Mantener constante comunicación con todo el
personal que se encuentra involucrado en la operación.
51
3.12.11 ARMADO DEL LOCALIZADOR CON SELLOS (TAILPIPE
ASSEMBLY)
Levante el Ensamble del Localizador con unidades de sellos, con una Standing Valve
previamente instalada. Unir con los 2 EA pup joint con centralizadores Correr en el
pozo y asegurar el ultimo pup joint en la mesa rotaria con cuña y collarín de seguridad.
Si es el caso conectar un Crossover 3 ½” New Vam Caja x 3 ½” EUE Pin y espaciar con
Juntas de tubería 3 ½” New Vam según se necesite, de tal manera que las blast joints
que van a continuación queden perfectamente distribuidas +/- 10 ft de overlap arriba y
debajo de las perforaciones de la zona superior. Levantar y conectar el primer Blast
Joint. Levantar la sarta para quitar la cuña y continuar bajando en el pozo. Asegurar en
la mesa rotaria con cuña y collarín de seguridad. Continúe conectando las dos siguientes
Blast joints de la misma manera. Levantar y conectar la Junta de Seguridad inferior
(Lower SheaSub assembly). Asegurarse de que la junta de seguridad haya sido instalada
10 tornillos de corte para dar una fuerza de ruptura de 50,000lbs. Levantar para retirar la
cuña, collarín y continuar bajando en el pozo. Asegure el pup joint en la mesa rotaria
con cuña y collarín de seguridad. Levantar y conectar Tubería 3 ½” New Vam, según se
necesite. Continuar corriendo en el pozo, asegurar la última junta en la mesa rotaria con
cuña y collarín de seguridad.
52
FIGURA N.-33
3.12.12 BES INFERIOR/ENCAPSULADO POD DE 7”
Levantar con el elevador el POD Crossover Sub-ensamble, y conectar a la ultima junta
de tubería 3 ½” New Vam. Continuar corriendo en el pozo, Asegurar el Pup Joint 7”
BTC en la mesa rotaria con cuña y collarín de seguridad. Levantar y conectar la primera
junta de Casing 7” BTC (+/- 42 ft), continuar corriendo en el pozo, siempre asegurar en
la mesa rotaria con cuña y collarín de seguridad bien ajustado. Continuar levantando y
conectando las 7” BTC juntas de Casing en la misma manera. Levantar el POD Sleeve
Sub-ensamble, usando el Sub de Prueba de presión y conectar al resto de la sarta.
Continué corriendo en el pozo y asegure en la mesa rotaria con cuña y collarín de
seguridad. Armar las líneas de las bombas del taladro y conectar al Sub de Prueba de
presión del POD. Llenar el POD lentamente, continuar incrementando la presión hasta
un máximo de 1500 PSI. Monitorear por 15 minutos. Descargar la presión usando el
Maninfold del taladro. Remover el Sub de prueba de presión del POD y recuperar con
JUNTA DE SEGURIDAD FUENTE SHLUMBERGER REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
53
Slick line la Standing Valve 2.75” del Nogo Nipple que esta sobre el Localizador.
Colocar la mesa de trabajo sobre el tope del POD. Asegurarse que la rosca del POD este
debidamente protegida. Se procede a realizar la instalación del equipo BES Inferior
dentro del POD de acuerdo a los procedimiento de la compañía de servicio. Lentamente
bajar el ensamble del equipo BES Inferior dentro de el POD Casing hasta que el hanger
este a una altura de trabajo. Cortar la línea de inyección de químico de 3/8” y conectar
en los puertos inferiores del POD hanger. Instalar el penetrador/pigtail dentro del
adaptador en el POD hanger. Medir y marcar MLE para realizar un empalme vertical.
Cortar el MLE y empalmar con el penetrador pigtail. Conectar los 2 x 3/8” líneas
capilares del cable principal a los puertos de la cara superior del POD hanger.
Lentamente bajar el ensamble dentro del POD Casing hasta que el hanger se asiente por
completo. Levantar el Outer Locking ring (anillo de ajuste exterior) para poder
visualizar un correcto asentado del hanger dentro del POD Sleeve. Ajustar el outer
locking ring sobre el POD top sleeve, y asegurar con 3 tornillos prisioneros. Conectar
una bomba manual ENERPAC en el Puerto de prueba de presión del POD Hanger, y
presurizar los sellos del hanger a 3000 PSI por 15 minutos, para comprobar que el POD
Hanger esta haciendo un buen sello. Continuar bajando la sarta al pozo, y asiente esta en
el pup joint de 3 ½” EUE (handling Sub) y asegure en la mesa rotaria con cuña
apropiada para este pup joint.
54
FIGURA N.- 34
FIGURA N.- 35
MEZA DE TRABAJO COLLARIN Y CUÑA FUENTE SHLUMBERGER REALIZADO
POR WILSON NAVIA
PRUEBA DE SELLOS DEL CONECTOR FUENTE CIA. AZUL REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
55
3.12.13 ENSABLE INTERMEDIO
Levante y conecte la Junta de seguridad Superior (Upper Shear Sub sub-assembly),
asegurarse que esta junta tenga instalados 14 tornillos de corte de tal manera que la
fuerza de ruptura sea de 70,000 lbs. Realice un empalme en el cable de poder del
Equipo BES inferior con el Conector BIW debajo de la junta de seguridad. Levante y
retire la cuña. Continué Corriendo la sarta en el pozo, instalando Protectores de cable
Cannon en cada coupling. Asegure el ultimo pup joint del ensamble en la mesa rotaria
con cuña y collarín de seguridad. Levante y conecte las juntas de tubería 3 ½” New
Vam. Instalando protectores de cable cannon en cada coupling. Asiente la ultima junta
de Tubería 3 ½” New Vam en la mesa rotaria con cuña y collarín de seguridad.
3.12.14 ARMADO DEL EQUIPO BES SUPERIOR/ SISTEMA DUAL DE FLUJO
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 levantar y conectar las partes del equipo
BES. Sin embargo se debe tener mucho cuidado cuando se este bajando el ensamble y
nunca dejar que la línea del whinche soporte el peso de la sarta. Se procede a realizar la
instalación del equipo BES Superior de acuerdo a los procedimiento de la compañía de
servicio. Oriente la cabeza de descarga sobre el sub de presión de descarga. Lentamente
baje el elevador. Esto permitirá que la junta de expansión se “contraiga”. Conecte la
cabeza de descarga que esta en el Ensamble del Sistema dual de Flujo (flor Crossover
Assembly) con el Sub de presión de descarga. Retirar el Clamp de elevación de la
bomba (Si este no fue quitado ante de la ultima operación) Usando un arnés de
56
seguridad y la línea del Winche, cerrar la junta de expansión (usando una llave 24). La
altura de trabajo será de aproximadamente unos 10 ft, sobre la mesa rotaria.
NOTAS INPORTANTES:
El espaciamiento de la tubería de bypass debe ser tal que el sub de presión de descarga
pueda conectarse con el top de la bomba con una abertura entre el top del sub de presión
de descarga y la cabeza de descarga (asumiendo que la junta de expansión fue abierta
12”) En el supuesto caso que la cabeza de descarga quede mas abajo que el tope del sub
de presión de descarga, la junta de expansión no deberá ser abierta mas de 12 pulgadas.
Bajo estas circunstancias se debe desmontar el ensamble hasta que una de las juntas de
tubería bypass pueda ser sustituida por una combinación de back up pup joints,
configurada de tal manera que sea suficiente para compensar la longitud que falta. Tome
el peso de la sarta con la ayuda del elevador y el martindecker del taladro. Retire el
safety clamp y lentamente el ensamble con la junta de expansión. Re-instale el safety
clamp en la ranura de una junta de tubería bypass (debajo de la junta de expansión).
Lentamente baje el elevador hasta quitar el peso de este. Ajuste completamente la junta
de expansión y coloque el anillo de seguro (locking ring). Tome nuevamente el peso de
la sarta. Retire el clamp de seguridad y la mesa de trabajo. sacar hasta el Sub de
descarga de presión Corte la línea de descarga de presión de ¼” y realice la terminación
en el Sub de descarga de presión. Instale el bypass clamp en la cabeza de descarga y
ajuste a 55 ft-lb de torque. Asegure el cable del Equipo BES inferior en un clip. Asegure
el MLE superior y la línea de inyección de químico superior de 3/8” en el otro clip. El
torque de ajuste de los clips es de 25 ft-lb. Bajar al pozo hasta la Herramienta Crossover
de flujo. Asegure el cable del Equipo BES inferior en el clip que esta a un lado, y el
MLE del Equipo BES superior y la línea de inyección de químico en el clip que esta al
57
otro lado del crossover de flujo. Bajar hasta una apropiada locacion para realizar el
empalme en el cable. Mida y realice el empalme de el MLE del equipo BES superior y
la línea de inyección de químico de 3/8” con el Cable principal (main cable with 1 x
3/8” capillary tube) Importante: La junta de expansión debe ser cerrada solamente. Esta
será totalmente ajustada a una altura de trabajo normal.
3.12.15 CORRIDA DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN EXTERIOR
Antes de proseguir con la conexión de la tubería de 5 ½” BTC, hay que asentar la
Standing valve Phoenix 3.68” en el nogo que esta sobre el Crossover de flujo en el
Sistema dual de flujo. Continuar corriendo en el pozo con tubería de 5 ½” BTC,
instalando Protectores de cable cannon en cada cuello de la tubería Cada 2,000 ft de
tubería de 5 ½”, se deberá revisar la integridad de cable y realizar una prueba de
presión de la tubería de 5 ½” a 3000 PSI por 15 minutos. Cuando sea necesario realizar
un empalme cualquiera de los cables de poder de los equipos BES, ambos cables
deberán ser empalmados, con una suficiente separacion entre cada empalme, y
asegurándose de que el empalme no quede sobre un cuello de la tubería. Cuando la
punta de la sarta este cerca de el tope del packer, Armar sarta de Slickline pescar 3.688”
Phoenix standing Valve. Revise y anote peso de la sarta hacia arriba y hacia abajo.
Continué bajando lentamente hasta que la pata de mula y las unidades de sello entren en
el packer. Asiente el localizador sobre el Packer y cargue unas 15,000 lbs de peso.
Levante la sarta hasta el peso neutro y marque la tubería. Calcule el espaciamiento de
tubería necesario y luego levante la sarta, desconecte y baje las juntas de tubería de 5 ½”
y remplace con pup joint según sea necesario además del Colgador Dual de Tubería de
5 ½”. Instale los mandriles de los Conectores BIW (siguiendo los procedimientos de
BIW) y además los multipac tubos capilares del colgador. Conecte el BIW conector
58
inferior y realice el empalme como se requiera. Corte el tubo capilar e instale los fitting
en la parte de abajo del Colgador. Asegure que los cables de poder de los Equipos BES
y tubos capilares no estén envueltos alrededor de la tubería de 5 ½”, ya que el colgador
es excéntrico y puede dañar al cable o capilar al momento de asentar el hanger a través
del BOP. Instale dos Conectores inferiores en la parte superior de los mandriles BIW
para permitir revisión eléctrica de los cables del equipo BES. Luego asentar el colgador
(esto debe ser realizado antes de desarmar el BOP y la parte superior de los capilares
multipac) para evitar daño durante el asentamiento del hanger. Instalar protectores de
cable si fuera necesario para proteger todos los cables y capilares durante el
asentamiento del colgador. Revise y asegurarse que la tubería de 5 ½” esta llena de
fluido de matado. Instale la BPV (Back Pressure Valve) Válvula de Contra presión en el
Colgador de tubería de5 ½”.
FIGURA N.-36
MEGADO DEL CABLE ELECTRICO REALIZADO
POR. WILSON NAVIA
59
3.12.16 CORRIDA DE TUBERIA DE PRODUCCIÓN INTERIOR CON
STINGER SUB ASSEMBLY.
Instale el Adaptador sección C, Asegurando que la camisa de aislamiento este instalada
en el tope del hanger y calce correctamente con el perfil de asentamiento en el lado de
abajo del adaptador de la sección “C”. Instale los pernos de sujeción y realice una
prueba de presión al Ensamble del Colgador a 3,000 PSI por 10 minutos usando el
puerto de prueba. Asegurarse que el Anillo Gasket este instalado en la válvula. Instale el
5 1/8” x 7 1/16”, 3,000 PSI presión de trabajo Carrete adaptador. Usando la Barra de
Pesca retire la BPV e instale 5 ½” dos vías check valve en el hanger 5 ½”. Instale 7
1/16”, 3,000 PSI presión de trabajo, BOP anular. Y realice una prueba de presión a
2,000 PSI por 15 minutos. Retire la Válvula de prueba de dos vías del Colgador con la
barra de pesca. Prepare el elevador y la cuña para correr tubería de Tubería 2 7/8” EUE,
Levante el Ensamble con: Stinger, Phoenix no-go nipple, Standing Valve 1.687 OD
instalada en el no-go, Pup Joint 2 3/8” New Vam y Crossover 2 7/8” EUE Box up x 2
3/8” New Vam Pin Down (ref. COE094-D002-1), tener cuidado de no dañar los sellos
del stinger. Conectar una junta de Tubería 2 7/8” EUE con el Ensamble Stinger, Arriba
de esta junta conecta una Camisa Deslizable Cerrada (Sliding Sleeve) de 2 7/8” EUE x
2.31 ID, y correr en el pozo con tubería 2 7/8”EUE hasta superficie. Antes de llegar con
el stinger al Seal Bore del Sistema dual de Flujo, Revisar y anotar peso de la sarta de 2
7/8” arriba y abajo. Continuar bajando lentamente hasta que el Stinger penetre en el
Seal Bore del Sistema dual de flujo. Esto se debe notar en superficie por una perdida de
peso el martindecker. Muy lentamente continué bajando hasta que el No-go del stinger
toque el tope del seal bore. Calcule el punto medio entre el peso subiendo y el peso
bajando. Y levante la sarta hasta dejarla en punto neutro. Marque la tubería a la altura de
60
la mesa rotaria. Realizar una prueba de presión a 2,000 PSI por 15 minutos, a la tubería
de 2 7/8” EUE y al Ensamble con stinger, contra la standing valve phoenix 1.687” OD,
para comprobar la integridad de la tubería y un buen sello entre el stinger y el seal bore
del Sistema Dual de flujo. Se puede monitorear una posible fuga en lo sellos con la
ayuda de el multisensor del Equipo BES superior. Si la prueba es positiva, descargar la
presión vía choke manifold Armar sarta de Slickline para recuperar standing valve
phoenix 1.687” OD sacar Standing valve 1.687” OD, y Rig down Slick line. Con
referencia en la marca hecha en la tubería, use la longitud conocida entre la mesa rotaria
y la locación donde se asentara el colador de tubería de 2 7/8” en el cabezal. Para
calcular el espaciamiento usando pup joints, de tal manera que el hanger pueda ser
instalado y asentado de tal manera que el stinger regrese a la posición y profundidad de
peso neutro. Asiente el colgador de tubería y asegure con tornillos de retención para
asegurar la parte superior del mismo. Instalar BPV en el Colgador de tubería de 2 7/8”
Desarmar BOP y carreto adaptador 5-1/8” x 7-1/16”. Instalar Válvulas de la sección
“C”, Tee, Y ensamble de cabezal del pozo (Asegurarse de que en todas las válvulas del
cabezal este instalado un anillo gasket API), Cerrar la válvula master. Retirar el tree
cap, Luego usando la barra de pesca recuperar el BPV del colgador 2 7/8”, Reinstalar el
tree cap. Conectar Conectores BIW Superiores (según procedimientos BIW), y las
conexiones superiores de los capilares en el multipac. Realizar pruebas eléctricas a los
dos equipos BES, para asegurarse de la integridad del cable y que los equipos eléctricos
no han sufrido ningún daño durante las operaciones pasadas. Arrancar el pozo según
procedimientos (luego de que las líneas de flujo en superficie hayan sido instaladas).
61
3.13 DEFINICIONES
3.13.1 Empleado autorizado.- Es una persona que usa el procedimiento de corrida de
completaciones duales concéntricas.
3.13.2 Empleado afectado.- Es una persona que trabaja en un área en la cual el
procedimiento de corrida de completaciones duales concéntricas ha sido
implementado.
3.13.3 Rig manager.- Significa (Gerente de Torre).
3.13.4 Toolpusher.- Significa en el campo petrolero Jefe de pozo.
3.13.5 Encuellador.- Persona que engancha o desengancha los tubos en el encuelladero
de la torre.
3.13.6 BHA.- (Bottom hole assembly) Ensamblaje de fondo.
3.13.7 Casing.- Tubería que se utiliza para entubar un pozo petrolero.
3.13.8 Corrida de completacion.- Proceso de bajar tubería con el BHA hasta el fondo
del pozo
3.13.9 Standing Valve.- Herramienta que se usa como tapón de prueba
3.13.10 Crown Matic y Floor Matic.- Controlador neumático que sirve para frenar el
malacate este dispositivo se regula y controla automáticamente el freno del
malacate en una emergencia, para evitar chocar con la corona arriba y la meza
rotaria abajo
3.13.11 BOP.- block out preventor Controlador de reventones
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3.13.12 X-MAS TREE.- Cabezal del pozo conocido como arbolito de navidad
3.13.13 POD.- Se denomina así a la capsula donde ingresa a la bomba
3.13.14 Drill Pipe.- tubería que tiene las características para perforar un pozo
3.13.15 Perforación.- Operación que consiste en perforar el subsuelo con la ayuda de
herramientas apropiadas para buscar y extraer hidrocarburos
3.13.16 Autoridad del área Es la persona responsable de un area especifica del lugar
de trabajo.
3.13.17 Espacio confinado Es un espacio suficiente y configurado como para que una
persona entre y realice su trabajo asignado con medios limitados de ingreso o
salida, y no esta diseñado para estar ocupado constantemente.
3.13.18 Representante de la empresa El supervisor de la empresa petrolera que es
responsable de las actividades de la torre.
3.13.19 Tipo de pozo. Es la geometría de construcción del pozo
3.14 GENERALIDADES
3.14.1 Los supervisores son los encargados de realizar un documento (Traspaso de
turno) donde este estipulado todos los trabajos que se realizaron en sus doce
horas de trabajo y que esta pendiente por hacer.
3.14.2 Para cada operación simultánea se deberá realizar un permiso de trabajo
3.14.3 Los supervisores de cada turno deben tener líneas de comunicación eficaces
durante la operación.
63
3.14.4 Durante las operaciones simultáneas se requiere una coordinación estrecha entre
todos los departamentos y líneas mas definidas de responsabilidad para llevar a
cabo una operación segura.
3.14.5 El toolpusher (Jefe de Pozo) será la persona encargada de informar el estado de
las operaciones con mucha responsabilidad y destreza
3.15 PROGRAMA DE INSTALACIÓN DE COMPLETACIÓN DOBLE
CONCÉNTRICA PARA BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE.
Realizar una reunión de seguridad previa a realizar el trabajo de corrida de la
completación doble concéntrica con todas las compañías involucradas en esta fase.
Todos los equipos a ser corridos deben ser calibrados y medidos en presencia del
representante de la operadora
Tener en cuenta que estaremos trabajando y realizando operaciones conjuntas con otras
compañías como por ejemplo al bajar con Wire line cable eléctrico para armar la
completación de fondo y asentar el packer, el toolpusher es el encargado de verificar
conjuntamente con el representante de la operadora, que al correlacionar, este no se
asiente en una cupla o cuello
Luego que se asiente el packer se debe probar para ello tenemos que bajar y asentar
empacadura recuperable probar asentamiento del packer de producción con las
disposiciones del técnicas del encargado de la herramienta para verificar hermeticidad
del casing.
Desasentar empacadura recuperable. Sacar completación de prueba a superficie tener
muy encuenta los procedimientos para quebrar tubería de dril pipe
64
Armar la siguiente completación de acuerdo con la secuencia:
3.15.1 COMPONENTES DE UNIDAD DE SELLOS (LOCATOR SEAL
ASSEMBLY)
Especial Mule shoes
Premium seal Units,
Seal Spacer Tube,
Premium Seal Units,
Double Premium Locator Seal Asembly X-Over
Seating Niple
Al levantar Ensamble Localizador Con Sellos y Centralizador. Asegurar con grampas y
collarines. (Asegurarse De que el Ensamble Localizador tenga Instalado un Standing
Valve en el No-go). Las mediadas serán de acuerdo especificaciones del técnico de
herramientas
Levantar y conectar el Ensamble de Centralizadores Las juntas de tubería, según se
necesiten.
Levantar y conectar uno a uno los Blast Joints, , Usando un tubo corto Como Junta de
Manipuleo.
Levantar y Conectar Juntas de tubería según se necesite para espaciar la cápsula POD y
continuar bajando.
Levantar y conectar POD X-Over,inferior Asegurar este con la cuña adecuada.
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Levantar y Conectar una a una las Juntas de Casing Que formarán la Cápsula POD), en
cada Junta Asegurar estas con Cuña adecuada para esa mediada y Collarín de Seguridad
apropiado.
Levanta y Conectar el POD Camisa superior, Usando Sub de Prueba con un tubo corto
como Junta de manipuleo. Asegurar con Cuña y collarín la camisa superior POD.
Realizar prueba de presión de la Sarta de acuerdo a recomendaciones del técnico
encargado de la operación
Instalar la mesa de trabajo en el tope del conjunto del POD asegurándose que el tope del
POD se encuentre protegido.
3.15.2 ARMADO DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE EN
LA COMPLETACION DUAL CONCENTRICA
Al armar y bajar en el pozo el equipo electrosumergible se debe seguir los
procedimientos establecidos por la compañía encargada del ensamblaje
Para el armado de los equipos electrosumergibles debemos tener encuenta que entodo
memento estamos usando el equipo de elevación
3.15.3 COMPONENTES DE UN EQUIPO DE BOMBEO ELECTRO
SUMENGIBLE INFERIOR
Sensor de fondo
Adaptador
Motor
Protector Inferior
Protector Superior
Intake
Adaptador Bomba
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Bomba Inferior
Bomba Superior
Descarga
Cable
Levantar en el elevador Ensamble de Hanger POD, conectar descarga del equipo ESP.
No-Go Asegúrese que este instalado un Standing Valve Ensamble Hanger POD al resto
del Equipo ESP.
Realizar empalme vertical del Cable en el Lower Pig Tail del Penetrador (previamente
Instalado en el POD Hanger).
Realizar Conexiones de de líneas de inyección de químicos, en la parte inferior del POD
Hanger.
Remover la mesa de trabajo del equipo electro sumergible del tope del conjunto del
POD.
Bajar lentamente hasta que la sarta del POD hanger se enganche con el tope de la
camisa. Levantar anillo de seguridad exterior para permitir presenciar un correcto
aislamiento en el tope del límite del sello de la camisa.
Enroscar Anillo Lock del POD Hanger y asegurar los prisioneros de este.
Conectar al Puerto de Prueba del POD Hanger una bomba manual, tipo Enerpack, y
realizar prueba de presión de los sellos del hanger el tiempo que el operador lo requiera
Levantar conector con cable y Polea para cable
Pasar conector con el Cable a través de la Polea.
Conectar conector al Penetrador que esta en el POD Hanger, y líneas Capilares.
Continuar Bajando Sarta Con Cápsula y Equipo electro sumergible dentro de esta.
Colgar Polea en Torre.
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Realizar empalme del conector superior al cable principal de poder.
Colocar el primer tubo y colocar al tope del conjunto del POD Assembly. Bajar en el
pozo a través de la mesa rotaria lentamente.
Seguir bajando en el pozo tubing instalar grapas alrededor de cada coupling.
Levantar y conectar el soporte de bomba.
Armar el equipo superior electrosumergible y by-pass tubing, instalar las grapas del by-
pass para asegurar el equipo electro sumergible, el by pass tubing y el cable de poder
del equipo BES inferior.
3.15.4 COMPONETES DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
SUPERIOR
Adaptador
Motor
Protector Inferior
Protector Superior
Intake
Adaptador Bomba
Bomba Inferior
Bomba Superior
Descarga
Cable
Continuar bajando el Equipo electrosumergible By-pass en el pozo hasta alcanzar el
tope de la bomba.
Realizar prueba de presión en tubing y by pass tubing la presión recomendada por el
operador de la herramienta
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Levantar y Conectar el conjunto del cross over de flujo al equipo electro sumergible
superior y al by pass tubing.
Correr el casing, realizar pruebas de presión de la sarta el diámetro y el tiempo de
prueba debe ser recomendado por el operador. Durante cada prueba de presión, debe
estar presente un representante de la operadora
En caso de fallar la prueba es decir Si hay liquéo, se debe levantar la sarta hasta
localizar el punto de fuga.
Cuando se este en profundidad, realizar el espaciamiento respectivo para dejar los sellos
del locator seal assembly en correcta posición dentro del packer, se conectaran todos los
Pup Joint que hagan falta el Tubing Hanger. Para realizar la última prueba de presion
Con Slick Line bajar a recuperar Standing Valve que esta en el No-go sobre la descarga
del Equipo de bombeo electrosumergible Inferior.
Asentar el Tubing hanger. Usar un Landing Joint que no quede muy elevado sobre la
mesa rotaria para poder realizar una prueba de presión a toda la Completacion a través
de la tuberia Esta prueba de presión se la realizará de acuerdo a recomendaciones de la
operadora Con esto se esta probando que los sellos del localizador en la punta de la
completación están dentro del packer. Por lo tanto no debe haber retorno por el anular
Retirar BOP’s
Prueba de presión al Tubing hanger a través del puerto de prueba El limite de presión
depende de las especificaciones del fabricante
3.15.5 CORRIDA DE LA TUBERIA INTERIOR CON EL STINGER SUB
ASSEMBLY
Armar BOP en sección “B” del cabezal para realizar la corrida del tubing interior del
encapsulado
69
Realizar prueba de BOP previo a la corrida del tubin interior del encapsulado
Armado y corrida de BHA interior del encapsulado:
Tubería
Camisa de circulación Sliding Sleeve
Tubing Joint
No-Go
Standing valve
Unidad de sellos (InnerStingerSealAssembly.)
La bajada de este equipo deberá ser a una velocidad moderada, para evitar que los sellos
del stinger sufran algún daño.
Probar la sarta después de la primera junta según recomendaciones del técnico
Al llegar a profundidad topar y levantar la sarta para realizas espaciamiento de la tubería
Conectar los Pup Joints que hagan falta y el tubing hanger.
Realizar una prueba de presión de toda la sarta interna Contra el Standing Valve que fue
instalada sobre la unidad de sellos Inner Stinger Seal Assembly.
Con Slick-line armar y bajar a recuperar Standing Valve que esta en el No-go arriba de
los sellos del Stinger.
Asentar el tubing hanger, retirar BOP y terminar de armar el arbolito
Realizar prueba de integridad de los sellos del Stinger a través del anular entre (Hay que
aplicar presión por la línea de producción de la arena “zona superior” dejando la línea
de producción de la “zona inferior” abierta. No debe haber retornos ya que esto
indicaría que los sellos del stinger no están trabajando adecuadamente.)
Posterior a esto se realizara el arranque de los Equipo Electrosumergibles, siguiendo los
Procedimientos y Estándares de cada una de las empresas involucradas
CAPÍTULO IV
70
CAPITULO IV
4. EQUIPO DE PROTECCION PERSONAL
El uso de los implementos de protección personal es obligatorio para todo el personal
del equipo de reacondicionamiento, perforación y de las compañías se servicio. entre los
implementos que se utilizaran en una corrida de completacion dual concéntrica
mencionamos los siguientes:
Casco con barbiquejo especial para personal que trabaja en altura.
Lentes de seguridad.
Overoles con mangas largas.
Botas de cuero con protección de acero y antideslizante.
Botas de caucho con protección de acero y antideslizante.
Impermeable.
Arnés y líneas de vida.
4.1 SISTEMA DE PERMISOS DE TRABAJO
La compañía tiene su propio sistema de permiso de trabajo en la que todos los
empleados deberán atenerse a cumplir con este sistema así como también los que
imponga la operadora para la cual se este prestando el servicio.
Todo el personal debe estar capacitado para la elaboración de los permisos de trabajo si
fuere el caso que un empleado no lo estuviere el supervisor será el responsable de
71
comunicar el particular al gerente de torre para que este empleado reciba su
capacitación respectiva.
4.2 CLASES DE PERMISOS DE TRABAJO
4.2.1 Permiso de trabajo en frío: Este tipo de permiso se utiliza para trabajos
generales.
4.2.2 Permiso para entrar en espacios confinados: El permiso de trabajos para
espacios confinados se usa cuando la persona va a trabajar dentro de un tanque, celar en
especial se necesita el permiso para espacios confinados cuando existen una o mas de
las siguientes preguntas.
Contiene o tiene la posibilidad de contener una atmosfera peligrosa.
Contiene una atmosfera deficiente de oxigeno.
Contiene un material que puede envolver la persona que entre.
Tiene una configuración interna tal que la persona que entre podría quedar atrapada o
asfixiarse.
4.2.3 Permiso de disparos: El permiso de disparos es para trabajos con explosivos en el
poso.
4.2.4 Permiso para trabajos en altura: El permiso para trabajos en altura se lo realiza
para el izado de personas en el caso de las torres de perforación para uso del manrider,
que es un winche especial solo para el izaje de personas
4.2.5 Permiso de trabajo en caliente: El permiso para trabajos en caliente se lo realiza
para trabajos donde posiblemente existen fuentes de ignición especial para trabajos de
72
soldadura o una área donde existe la posibilidad de una atmosfera inflamable o
explosiva por la existencia de materiales inflamables.
4.2.6 Permiso de transferencia de combustible: El permiso para transferencia de
combustible es usado para transferir combustible en los tanques de reserva del equipo o
para transportarlo.
4.3 REUNION PRE-OPERACIONAL CON LA CUADRILLA DE TURNO
“SAFETY MEETING”
Antes de realizar trabajos de completaciones duales concéntricas se debe realizar una
reunión pre operacional con la cuadrilla que estará presente en el ensamblaje, la misma
que se debe enfocar todos los pormenores, puntos importantes y cuidados que se debe
tener con cada una de las maniobras que se realizan con las diferentes compañías de
servicios, donde cada uno de ellos expondrán las funciones que desempeñaran y una
reseña de su herramienta su funcionamiento los cuidados precauciones que se deben
tener al momento de la instalación de cada uno de los equipos
4.4 CUMPLIMIENTO DEL CHEQUEO DIARIO EN FORMATO DEL
SISTEMA CROWN MATIC Y FLOOR MATIC
Para realizar una operación segura el operador o maquinista como se lo conoce es el
encargado de realizar diariamente este chequeo al momento de iniciar su turno de doce
horas. Este chequeo se realizara en el formato de inspección, donde hace constancia que
realizo el chequeo del equipo y este esta operativo 100% para poder continuar con la
operación de la corrida de la completacion dual concéntrica.
CAPÍTULO V
73
CAPITULO V
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
Mediante la experiencia adquirida en el campo y el conocimiento académico técnico
proporcionado por la universidad se puede concluir que:
5.1.1 La elaboración de los procedimientos para la corrida de completaciones duales
concéntricas es una guía para realizar los trabajos de una forma segura esto es no
exponiendo vidas ni los equipos.
5.1.2 El seguimiento estricto del manual de procedimientos y la concientización de
todos los operarios es la clave del éxito de las operaciones, esto se consigue
manteniendo comunicación constante en cada uno de los trabajos que se realicen en una
corrida de completacion dual.
5.1.3 La aplicación de la información técnica y la aplicación de las normas de seguridad
es un punto importante para realizar una operación segura.
5.1.4 Cada uno de los conceptos de los sistemas de elevación están enfocados para una
fácil comprensión de cada uno los temas tratados.
5.1.5 La vida útil del equipo de elevación viene de la mano con un respectivo y
adecuado mantenimiento preventivo evitando de esta manera una falla repentina o a sus
ves un accidente no deseado.
5.1.6 Los cuidados que se deben tener al manipular cada una de las herramientas
garantiza el buen desarrollo de las operaciones de corrida de completaciones duales.
74
5.2 RECOMENDACIONES
Podemos decir que como existe conclusiones también están las recomendaciones que
las dos juntas están encaminadas para realizar un correcto funcionamiento del equipo,
maquinarias y el grupo de personas que realizan el trabajo.
5.2.1 En la charla pre-operacional se de debe dar lectura a cada uno de los punto
relacionados con la corrida de la completacion dual concéntrica para de esta manera
estar seguros que todos comprendieron el tema y así realizar la operación en conjunto
caminando juntos hacia un solo objetivo.
5.2.2 Verificar que las grampas de levantar, el equipo de bombeo electro sumergible
estén en buen estado y bien puestas con sus respectivos pernos de sujeción.
5.2.3 Al momento de realizar el izaje de los componentes del ensamblaje de la
completacion de bombeo electro sumergible se debe verificar que esté bien puesto el
gancho del winche y con su respectiva faja de seguridad.
5.2.4 Al realizar trabajos en espacios confinados como el armado del arbolito estamos
trabajando en área de riesgo se debe usar siempre un permiso de trabajo para espacios
confinados.
5.2.5 El Rig manager ( Gerente de torre) y el personal involucrado en el equipo de
perforación y reacondicionamiento deben tener los conocimiento básicos de todos los
componentes de los sistemas de elevación.
5.2.6 Verificar diariamente los componentes de los equipos de elevación.
75
5.2.7 Se debe tomar nota de números de serie, numero de parte, diámetros de cada uno
de los elementos de la completacion a bajar al pozo.
5.2.8 Para realizar el ensamblaje de los equipos en superficie se debe realizar con
mucho cuidado y con el equipo de control de reventones cerrado para que no caiga
ningún objeto al pozo.
5.2.9 Las llaves de hidráulicas deben estar bien Calibradas para no herrar en torquear
bien las juntas de tubería.
5.2.10 Verificar que los protectores de cable sean los adecuados para completaciones
duales concéntricas
5.2.11 Al bajar la completacion hacerlo con cuidado teniendo precaución de no dañar
los elementos y especialmente el cable de alimentación de corriente electrica de los
motores de las bombas.
5.2.12 Tomar las mediadas adecuadas para no fallar en las profundidades al momento
de espaciar la sarta de completacion.
5.2.13 Registrar todas y cada una de las actividades realizadas en la operación de
corrida de la completaciones duales.
5.2.14 Las actividades no previstas en la operación deben ser tomadas como un método
de lecciones aprendidas durante una corrida de completación dual con el fin de no
cometer los mismos errores.
76
5.2.15 Utilizar el Manual de Procedimientos de corrida de completaciones duales
concentricas con el fin de tomar decisiones con más conocimiento y firmeza, y
cumpliendo con las disposiciones acorde a las operaciones.
5.2.16 Capacitar al personal involucrado con los procesos de las secuencias de cada una
de las actividades en la corrida de completaciones duales concéntricas.
77
BIBLIOGRAFÍA
- Martínez, Aníbal R. Diccionario Del Petróleo Venezolano. 2. ed. El Silencio,
Caracas, Venezuela: Los Libros de El Nacional, 1997. P.68
- Estudio de la Eficiencia Operativa de las Bombas Eléctricas Sumergibles (BES) en
Base a las Curvas de Operación. Christian Ruiz, Héctor Román Facultad de
Ingeniería en Ciencias de la Tierra Escuela Superior Politécnica del Litoral Campus
Gustavo Galindo, Km. 30.5 Vía Perimetral Apartado 09-01-5863. Guayaquil,
Ecuador
- Kermit, F. B. Et. AI. (1977), The technology of Artificial Lift Methods. Petroleum
Publishing Co., Tulsa – USA, Vol. 2b.
- CENTRILIFT, Manual de Técnicas de Campo y Diseño.
- Manuales de procedimientos Cía. Nabors
- Tesis de manual de procedimientos Universidad Tecnologica Equinoccial.
- SubPUMP 6.0, Submersible Pump Analysis and Design Technical Reference
Manual
- http://www. monografias.com/trabajos completacion pozos/completacion-pozos.
- Biblioteca virtual Universidad Tecnologica Equinoccial
- Enciclopedia Libre www.wikipedia.com
- Bookaman, V. y De Abreu, C.: “El Pozo Ilustrado”, Fondo Editorial del Centro
Internacional de Educación y Desarrollo (FONCIED), Primera edición en CD-
ROM, Caracas, 1998.
78
ANEXOS
1 Formato de charlas pre-operacional.
2 Formato de Análisis de Trabajo Seguro ATS.
3 Formato de permisos de trabajo.
4 Diagrama de una completación dual concéntrica.
5 Diagrama del sistema encapsulado.
6 Diagrama de una completación de fondo.
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ANEXO 1
FORMATO DE CHARLA
PRE-OPERACIONAL
80
ANEXO 2
FORMATO DE ALANISIS
DE TRABAJO SEGURO
ATS
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ANEXO 3
FORMATO DE PERMISOS DE TRABAJO
PERMISO DE INGRESO A ESPACIOS LIMITADOS
TORRE Núm.: PERMISO Núm.:
FECHA: NOMBRE DEL SOLICITANTE
DEL PERMISO: dd-mmm-aaaa
1. ALCANCE DEL TRABAJO (el Solicitante del Permiso debe llenar este espacio)
Descripción del trabajo y herramientas a usarse:
Inicio del Trabajo planificado (Fecha / hora) Final del Trabajo planificado (Fecha / hora)
2. REVISION DE LA SEGURIDAD ANTERIOR AL TRABAJO (seleccione todas las opciones aplicables)
EVALUACIÓN DE PELIGRGOS: (si se identifica un riesgo potencial, se debe seleccionar un sistema protector correspondiente) Incendios Tráfico Voltaje eléctrico
lt Resbalos, Tropiezos, Caídas Trabajo por sobre la cabeza
Contacto con productos químicos Productos corrosivos Mucho ruido Dislocaciones /desgarres. Despejo de Trabajo elevado por sobre la cabeza Inhalación Asbestos / Pintura con Prod. Reactivo Cansancio por demasiado trabajo Revisión de Equipos de Elevación Inhalation Asbestos / Lead paint Water Reactive Overexertion Lifting Equipment Inspected
Tensión causada por el frío el calor
Partículas sueltas de productos
Derrumbe/deslaves
Objetos punzantes Especifique si hay otros
Quemado térmico Chispas por soldadura o eléctricas Línea de fuego Puntos comprimidos Especifique si hay otros
SISTEMAS PROTECTORES: (Se requiere casco, gafas con protección lateral, botas con puntas de acero y ropa que retarda el fuego)
Vigilancia de Seguridad e Incendios Traje o botas de caucho Respirador (de
tipo específico) Sistema de recuperación / rescate Andamio / escalera
Guantes (tipo específico) Traje contra centelleo Protección Extinctor / manguera para Ventilación mecánica
Protección de oídos Protector de caraa / gafas Barricadas Cortina contra incendios o para soldar
Caja de trinchera / apuntalamiento
3. PREPARACIÓN DE LOS EQUIPOS (seleccione todas las opciones aplicables) Vaciar / desalojar Apertura de línea de drenaje Con cadena y Bloqueado de seguimiento de vapor
Proceso al vapor Blindar Desconexión de mangueras Se completó al bloqueo eléctrico
Purgado de aire Colocación de etiquetas Purgado de presión Caja de bloqueo en su lugar
Purgado de N2 Bloqueo doble Lavado Intento de encendido
4. LISTA DE REVISIÓN DE PERMISO DE INGRESO A ESPACIOS LIMITADOS 1. ¿Se han bloqueado todas las fuentes potenciales de energía y se ha verificado el estado de
energía “O”? 7. ¿Se monitorea continuamente el gas combustible / oxígeno y el medidor de CO?
2. ¿El vigilante siempre está pendiente las comunicaciones radiales y puede solicitar ayuda en el sitio?
8. ¿Está disponible el Dispositivo de Elevación Mecánica (requerido para ingreso a espacios de 5 pies o de mayor profundidad)?
3. ¿Existe un sistema de provisión de aire (SCBA o una línea de cascada) disponible para usarse? 9. ¿Se usa un arnés de cuerpo entero para ingresar a los espacios limitados? 4. ¿Se ha limpiado el espacio limitado? 10. ¿Existe iluminación o luz de bajo voltaje (protegido contra explosiones de 6 ó 12 volteos)? 5. ¿Se ha purgado o ventilado el espacio limitado? 11. ¿Se ha colocado un letrero en cada entrada indicando el Permiso de Trabajo del Sitio? 6. ¿Existe personal de rescate disponible? 12. Especifique si hay otros
5. PRUEBAS ATMOSFÉRICAS DEL ESPACIO LIMITADO
Nota: Se requiere completar una o ambas listas de revisión Y la documentación de las pruebas atmosféricas en esta sección, para poder validar el permiso.
HW CSE
INICIALES DEL QUE REALIZA LAS PRUEBAS
DE GASES (Operador)
¿Es válida todavía la
sección? Sí /No
Hora y fecha de la prueba Hora y fecha de expiración
Oxígeno (es seguro dee
19.5% a 21.5%)
LEL (0%) CO< 25 ppm
H2S < 10 ppm
/ /
/ / / / / / / / / /
PERSONAS AUTORIZADAS A INGRESAR VIGILANTE HORA DE INGRESO HORA DE SALIDA
6. FIRMAS DE APROBACIÓN (Indica que el trabajo ha sido revisado por ambas partes y que ha sido verificado visualmente. Se ha identificado el JSA apropiado)
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE BARCAZAS: EN LETRA DE IMPRENTA FIRMA EN LETRA DE IMPRENTA FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE IMPRENTA FIRMA EN LETRA DE IMPRENTA FIRMA
7. CAMBIO DE TURNOS Primer turno Segundo turno
AUTORIDAD DEL ÁREA:
GERENTE DE TORRE
OPERADOR (si se aplica):
8. COMENTARIOS ADICIONALES
9. FIRMAS DE CIERRE DE TRABAJO (indican que se ha completado el trabajo y que se han restaurado las condiciones de trabajo seguras)
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE BARCAZA: EN LETRA DE IMPRENTA FIRMA PRINT SIGN
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE IMPRENTA FIRMA EN LETRA DE IMPRENTA FIRMA
F0708-CS –S (3) Copia blanca – Archivos de Torre Amarilla – Solicitante del permiso Copia rosada – debe permanecer en el libro de registros
PERMISO DE TRABAJO EN CALIENTE
TORRE Núm.: PERMISO Núm.: FECHA: NOMBRE DEL SOLICITANTE DEL PERMISO:
dd-mmm-aaaa1. ALCANCE DEL TRABAJO (el solicitante llenará este espacio)
Descripción del Trabajo y Herramientas a Usarse :
Fecha de Inicio del Trabajo (Fecha / Hora) Fecha de Conclusión del Trabajo (Fecha / Hora)
2. REVISIÓN DE LA SEGURIDAD PREVIA AL TRABAJO (escoja todas las opciones que se aplican) EVALUACIÓN DE RIESGOS (Si se ha identificado un riesgo potencial, se debe seleccionar el sistema protector)
Incendios Tráfico Alto voltaje eléctrico Resbalos, deslizamientos Trabajo elevado
Contacto con Químico s Corrosivo Mucho ruido Torceduras / tensiones Despejamiento de la parte elevada para trabajo
Inhalación Asbestos / Pintura con plomo Reactivo al agua Esfuerzos muy grandes Inspección de Equipos de Elevación Calor / Frío Partículas sueltas Derrumbes / Sumergimiento Objetos punzantes Si hay otros especifique
Quemado Termal Soldadura / lucescentellantes En la línea de fuego Puntos de compresión Si hay otros especifique
SISTEMAS PROTECTORES(Para todos los trabajos se requieren casco, gafas con protecciones laterales / botas con punta de acero / ropa que retarde la propagación del fuego)
Vigila de Seguridad y de incendios Traje o botas de caucho o Respirador Sistema de Rescate / Recuperación Andamio / Guantes (tipo específico) Traje para trabajos eléctrticos) Protección Contra Caídas Manguera para luch.incendios / mangueras Ventilación Protección auditiva Protector de la cara / gafas Barandas Cortina o cobija de protección contra Caja de
3. PREPARACIÓN DE LOS EQUIPOS (escoja todas las opciones que se aplican) Vaciado Línea abierta de drenaje Con cadenas y
d Bloquear seguimiento de vapor
Preparado al vapor Blindado Desconectar las Completar el bloqueo eléctrico Purgado del aire Colocar las etiquetas en su lugar Quitar la presión Colocar caja de bloqueo Purgado de N2 Con doble bloqueo Lavado Se intento usar el interruptor de encendido
4. LISTA DE REVISIONES DEL PERMISO DE TRABAJO EN CALIENTE
1. ¿Se han bloqueado todas las Fuentes de energía para estar en un estado de energía de O? 7. ¿Existe una manguera contra incendios en el sitio de trabajo?
2. ¿Se ha purgado el equipo y está libre de gas? 8. ¿Se requiere un hábitat? 3. ¿Está limpia el área y sin materiales inflamables? 9. Si hay otros especifique
4. ¿Hay un monitor continuo de gas disponible en el sitio de trabajo? NOTA: ¿Siempre se lo requiere para trabajos de llama abierta y de rectificación? 10. Si hay otros especifique
5. ¿Se requiere un vigilante de incendios? NOTA: ¿Siempre se lo requiere para trabajos de llama abierta, soldadura, y de rectificación? 11. Si hay otros especifique 6. ¿Existe una extinguidor contra incendios de Tipo # 30 Químico Seco en el sitio de trabajo? 12. Si hay otros especifique
5. PRUEBAS ATMOSFÉRICAS PARA TRABAJOS EN CALIENTENota: Para validar el permiso se requiere completar una o ambas listas de revisión Y la documentación de las pruebas atmosféricas de esta sección.
Trabajo en Caliente CSE
LETRAS INICIALES DEL ENCARGADO
DE LAS PRUEBAS DE
GAS (Operador)
¿Es válida todavía la sección 4? Sí /
No
Fecha / Hora de la prueba Fecha / Hora de Expiración
Oxígeno (el porcentaje
seguro es de 19.5% a 21.5%)
LEL (0%) CO< 25 ppm
H2S < 10 ppm
/ /
/ /
/ /
/ /
/ /
PERSONAS AUTORIZADAS A ENTRAR VIGILANTE HORA DE LLEGADA HORA DE LLEGADA
6. FIRMAS DE APROBACIÓN (Indican que todas las partes han revisado y verificado visualmente la solicitud y que se ha identificado el JSA apropiado
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA: EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
7. CAMBIO DE TURNO Primer Turno Segundo Turno AUTORIDAD DEL ÁREA:
GERENTE DE TORRE
OPERADOR (si se aplica)
8. COMENTARIOS ADICIONALES
9. FIRMAS DE CIERRE DE TRABAJO (indican que se ha completado el trabajo y que se han restaurado las condiciones de trabajo seguras)
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE BARCAZA: EN LETRA DE IMPRENTA FIRMA EN LETRA DE IMPRENTA FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE IMPRENTA FIRMA EN LETRA DE IMPRENTA FIRMA
F0708-HW-S (3) Copia blanca– Archivos de Torre o del Sitio Copia amarilla – Solicitante del permiso Copia rosada – debe permanecer en el libro
PERMISO PARA TRABAJO SOBRE AGUA
TORRE Núm.: PERMISO Núm.:
FECHA: NOMBRE DEL SOLICITANTE
DEL PERMISO: dd-mmm-aaaa
1. ALCANCE DEL TRABAJO (el solicitante llenará este espacio)
Descripción del Trabajo y Herramientas a Usarse
Fecha de Inicio del Trabajo (Fecha / Hora) Fecha de Conclusión del Trabajo
(Fecha / Hora)
2. REVISIÓN DE LA SEGURIDAD PREVIA AL TRABAJO (escoja todas las opciones que se aplican) EVALUACIÓN DE RIESGOS (Si se ha identificado un riesgo potencial, se debe seleccionar el sistema protector)
Incendios Tráfico Alto voltaje eléctrrico Resbalos, deslizamientos Trabajo elevado
Contacto con Químico s Corrosivo Mucho ruido Torceduras / tensiones Despejamiento de la parte elevada para trabajo
Inhalación Asbestos / Pintura con plomo Reactivo al agua Esfuerzos muy grandes Inspección de Equipos de Elevación
Calor / Frío Partículas sueltas Derrumbes / Sumergimiento Objetos punzantes Si hay otros especifique
Quemado Termal Soldadura / luces centellantes En la línea de fuego Puntos de compresión Si hay otros especifique
SISTEMAS PROTECTORES: (Para todos los trabajos se requieren casco, gafas con protecciones laterales / botas con punta de acero / ropa que retarde la propagación del fuego)
Vigila de Seguridad y de incendios Traje o botas de caucho Respirador Sistema de Rescate / Recuperación Andamio / escaleras
Guantes (tipo específioco) Traje para trabajos eléctrticos)
Protección Contra Caídas
Fire ext. Manguera para luch.incendios / mangueras Ventilación Mecánica
Protección auditiva Protector de la cara / gafas Barandas Cortina o cobija de protección contra
incendios Caja de trinchera / costa o declive de tierra
3. PREPARACIÓN DE LOS EQUIPOS (escoja todas las opciones que se aplican)
Vaciado Línea abierta de drenaje
Con cadenas y cerrado Bloquear seguimiento de vapor
Preparado al vapor Blindado Desconectar las mangueras Completar el bloqueo eléctrico
Purgado del aire Colocar las etiquetas en su lugar Quitar la presión Colocar caja de bloqueo
Purgado de N2 Con doble bloqueo Lavado Se intento usar el interruptor de encendido 4. OPERACIONES EN ESPACIOS LATERALES
1. ¿Se ha obtenido la certificación de los andamios emitida por un Inspector Calificado de Andamios? 2. ¿El personal lleva puesto Chalecos Salvavidas – Chalecos de trabajo? 3. ¿Lleva puesta la persona un arnés aprobado? 4. ¿Se ha colocado un cable salvavidas adicional? 5. ¿Existe una embarcación disponible en espera? 6. ¿Cuenta el Vigilante de Seguridad con una forma de comunicarse con la embarcación en espera y los empleados que trabajan en los espacios laterales?
5. FIRMAS DE APROBACIÓN (Indican que todas las partes han revisado y verificado visualmente la solicitud y que se ha identificado el JSA apropiado
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA: EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
6. CAMBIO DE TURNO Primer Turno Segundo Turno
AUTORIDAD DEL ÁREA:
GERENTE DE TORRE
OPERADOR (si se requiere):
7. COMENTARIOS ADICIONALES
8. FIRMA DE CIERRE (indica si se ha completado el trabajo y si se ha regresado a condiciones seguras de trabajo)
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA: EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
F0708-WW-S (3) Copia blanca– Archivos de Torre o del Sitio Copia amarilla – Solicitante del permiso Copia rosada – debe permanecer en el libro
PERMISO DE TRABAJO GENERAL O EN FRÍO
TORRE Núm.: PERMISO Núm.:
FECHA: NOMBRE DEL SOLICITANTE DEL PERMISO:
1. ALCANCE DEL TRABAJO (el solicitante llenará este espacio)
Descripción del Trabajo y Herramientas a Usarse
Fecha de Inicio del Trabajo (Fecha / Hora) Fecha de Conclusión del Trabajo (Fecha / Hora)
2. REVISIÓN DE LA SEGURIDAD PREVIA AL TRABAJO (escoja todas las opciones que se aplican)
EVALUACIÓN DE RIESGOS (Si se ha identificado un riesgo potencial
Incendios Tráfico Alto voltaje eléctrico Resbalos, deslizamientos y caída Trabajo por encima de cabeza Contacto Químico Corrosivos Mucho ruido Torceduras / tensiones Despejar el área por encima Inhalación Asbestos / Pintura con plomo Reactivo al aguaTanque de Esfuerzos muy grandes Revisión de Equipo de elevación Plomo Agua
Calor / Frío Partículas sueltas Derrumbes / Sumergimiento Objetos punzantes Si hay otros especifique
Quemado Termal Soldadura / luces centellantes En la línea de fuego Puntos de compresión Si hay otros especifique
SISTEMAS PROTECTORES: (Para todos los trabajos se requieren casco, gafas con protecciones laterales / botas con punta de acero / ropa que retarde la propagación del fuego)
Vigila de Seguridad y de incendios Traje de caucho o Respirador (específico) Sistema de Rescate / Recuperación Andamio / escaleras
Guantes (tipo específico) Traje para trabajos eléctricos) Protección Contra Caídas Extinguidor o manguera para Aislamiento Mecánico Protección auditiva Protector de la cara / gafas Barandas Cortina o cobija de protección contra Caja de trinchera / declive de tierra O gafas
3. PREPARACIÓN DE LOS EQUIPOS (escoja todas las opciones que se aplican)
Vaciado Línea abierta de drenaje Con cadenas y Bloquear seguimiento de vapor
Preparado al vapor Blindado Desconectar las mangueras Completar el bloqueo eléctrico
Purgado del aire Colocar las etiquetas en su lugar Quitar la presión Colocar caja de bloqueo Purgado de N2 Con doble bloqueo Lavado Se intento usar el interruptor de encendido
4. AISLAMIENTO ELÉCTRICO
¿Cuál Equipo ha sido bloqueado?
Indique cualquier precaución adicional que se debe tomar
He verificado personalmente que se ha aislado eléctricamente el equipo en el que se trabajará. Además se han tomado las precauciones apropiadas para evitar que se reconecte o haya energía eléctrica para este equipo.
FIRMA DEL INSPECTOR: POSICIÓN / PUESTO NOMBRE
5. FIRMAS DE APROBACIÓN (Indican que todas las partes han revisado y verificado manualmente el trabajo y el apropiado JSA se ha identificado.)
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA
EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica)) EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
6. CAMBIO DE TURNO Primer Turno Segundo Turno
AUTORIDAD DEL ÁREA:
GERENTE DE TORRE
OPERADOR (SI SE APLICA)
7. COMENTARIOS ADICIONALES
8. FIRMA DE CIERRE (indica si se ha completado el trabajo y si se ha regresado a condiciones seguras ded trabajo)
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA:
EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
F0708-CW-S (3) Copia blanca– Archivos de Torre o del Sitio Copia amarilla – Solicitante del permiso Copia rosada – debe permanecer en el libro
PERMISO PARA MANEJO DE RADIOACTIVOS
TORRE Núm.: PERMISO Núm.:
FECHA: NOMBRE DEL SOLICITANTE DEL PERMISO: dd-mmm-aaaa
1. ALCANCE DEL TRABAJO (el solicitante llenará este espacio)
Descripción del Trabajo y Herramientas a Usarse
Fecha de Inicio del Trabajo (Fecha / Hora) Fecha de Conclusión del Trabajo (Fecha / Hora)
2. REVISIÓN DE LA SEGURIDAD PREVIA AL TRABAJO (escoja todas las opciones que se aplican)
EVALUACIÓN DE RIESGOS (Si se ha identificado un riesgo potencial, se debe seleccionar el sistema protector)
Incendios Tráfico Alto voltaje Resbalos, deslizamientos Trabajo elevado Contacto con Químico s Corrosivo Mucho ruido Torceduras / tensiones Despejamiento de la parte elevada para trabajo
Inhalación Asbestos / Pintura con plomo Reactivo al agua Esfuerzos muy grandes Inspección de Equipos de Elevación
Calor / Frío Partículas sueltas Derrumbes / Sumergimiento Objetos punzantes Si hay otros especifique
Quemado Termal Soldadura / luces centellantes En la línea de fuego Puntos de compresión Si hay otros especifique
SISTEMAS PROTECTORES: (Para todos los trabajos se requieren casco, gafas con protecciones laterales / botas con punta de acero / ropa que retarde la propagación del fuego)
Vigila de Seguridad y de incendios Traje o botas de caucho Respirador Sistema de Rescate / Recuperación Andamio / escaleras
Guantes (tipo específioco) Traje para trabajos eléctrticos)
Protección Contra Caídas
Fire ext. Manguera para luch.incendios / mangueras Ventilación Mecánica
Protección auditiva Protector de la cara / gafas Barandas Cortina o cobija de protección
contra incendios Caja de trinchera / costa o declive de tierra
3. PREPARACIÓN DE LOS EQUIPOS (escoja todas las opciones que se aplican)
Vaciado Línea abierta de drenaje Con cadenas y cerrado Bloquear seguimiento de vapor
Preparado al vapor Blindado Desconectar las mangueras Completar el bloqueo eléctrico
Purgado del aire Colocar las etiquetas en su lugar Quitar la presión Colocar caja de bloqueo
Purgado de N2 Con doble bloqueo Lavado Se intento usar el interruptor de encendido 4. OPERACIONES DE MANEJO DE RADIOACTIVOS
¿Cuenta el Permiso con un Técnico Calificado para el procedimiento o el JSA actual y está adjunto?
¿Se ha colocado una baranda protectora?
¿Se ha emitido un anuncio por medio del sistema de PA?
FIRMA DEL INSPECTOR: POSICIÓN / PUESTO NOMBRE:
5. FIRMAS DE APROBACIÓN (Indican que todas las partes han revisado y verfificado visualmente la solicitdud y que se ha identificado el JSA apropriado
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA: EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica):
EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
6. CAMBIO DE TURNO Primer Turno Segundo Turno
AUTORIDAD DEL ÁREA:
GERENTE DE TORRE
OPERADOR (si se aplica)
7. COMENTARIOS ADICIONALES
8. FIRMA DE CIERRE (indica si se ha completado el trabajo y si se ha regresado a condiciones seguras de trabajo)
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA: EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
F0708-RP-S (3) Copia blanca– Archivos de Torre o del Sitio Copia amarilla – Solicitante del permiso Copia rosada – debe permanecer en el libro
PERMISO DE TRASLADO DE PERSONAS
TORRE Núm.: PERMISO Núm.:
FECHA: NOMBRE DEL SOLICITANTE DEL PERMISO: dd-mmm-aaaa
1. ALCANCE DEL TRABAJO (el solicitante llenará este espacio) Descripción del Trabajo y Herramientas a Usarse
Fecha de Inicio del Trabajo (Fecha / Hora) Fecha de Conclusión del Trabajo (Fecha / Hora)
2. REVISIÓN DE LA SEGURIDAD PREVIA AL TRABAJO (escoja todas las opciones que se aplican)
EVALUACIÓN DE RIESGOS (Si se ha identificado un riesgo potencial, se debe seleccionarlo)
Incendios Tráfico Alto voltaje eléctrico Resbalos, deslizamientos Trabajo elevado
Contacto con Químico s Corrosivo Mucho ruido Torceduras / tensiones Despojamiento de la parte elevada para trabajo
Inhalación Asbestos / Pintura con plomo Reactivo al agua Esfuerzos muy grandes Inspección de Equipos de Elevación
Calor / Frío Partículas sueltas Derrumbes / Sumergimiento Objetos punzantes Si hay otros especifique
Quemado Termal Soldadura / luces centellantes En la línea de fuego Puntos de compresión Si hay otros especifique
SISTEMAS PROTECTORES: (Para todos los trabajos se requieren casco, gafas con protecciones laterales / botas con punta de acero / ropa que retarde la propagación del fuego)
Vigila de Seguridad y de incendios Traje o botas de caucho Respirador (específico) r Sistema de Rescate / Recuperación Andamio / escaleras
Guantes (tipo específico) Traje para trabajos eléctricos) Protección Contra Caídas
Fire ext. Manguera para luch.incendios / mangueras
Ventilación Mecánica
Protección auditiva Protector de la cara / gafas Barandas
Cortina o cobija de protección contra incendios
Caja de trinchera / costa o declive de tierra
3. PREPARACIÓN DE LOS EQUIPOS (escoja todas las opciones que se aplican)
Vaciado Línea abierta de drenaje Con cadenas y cerrado Bloquear seguimiento de vapor
Preparado al vapor Blindado Desconectar las mangueras Completar el bloqueo eléctrico Purgado del aire Colocar las etiquetas en
su lugar Quitar la presión Colocar caja de bloqueo Purgado de N2 Con doble bloqueo Lavado Se intento usar el interruptor de encendido
4. OPERACIONES DE TRASLADO DE PERSONAS 1. ¿Se han identificado los cables elevados y se los ha protegido? 2. ¿Se ha designado una persona calificada para operar la grúa? 3. ¿Se usará un asiento de trabajo de arnés corporal completo apropiado? ¿Se ha amarrado una protección secundaria contra caídas en el anillo superior D del arnés de la persona a izar? 4. ¿Se ha designado una persona que guiará al operador de la grúa? 5. ¿Se ha completado y revisado el JSA antes de iniciar la tarea? 6. ¿Se han inspeccionado la grúa y el cable?
5. INSPECCIÓN DE GRÚA PARA TRASLADO DE PERSONAS (Una persona competente debe efectuarla)Nota: Para poder validar el permiso, se requiere completar la lista de revisiones de traslado de personas y la inspección del equipo de traslado de personas.
OPERACIONES APROBADAS DE TRASLADO DE PERSONAS
SÍ / NO
¿Es válida todavía la
sección 4? Sí / No
Revisión Fecha / Hora
Expiración Fecha / Hora
Nombre del Operador Competente del Equipo de Traslado de Personas Letras iniciales
/ /
/ /
/ /
/ /
6. FIRMAS DE APROBACIÓN (Indican que todas las partes han revisado y verificado visualmente la solicitud y que se ha identificado el JSA apropiado
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA: :
EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE
MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE
MOLDE FIRMA
7. COMENTARIOS ADICIONALES
8. FIRMA DE CIERRE (indica si se ha completado el trabajo y si se ha regresado a condiciones seguras de trabajo)
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA: EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE
MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE
MOLDE FIRMA
F0708-MR -S(3) Copia blanca– Archivos de Torre o del Sitio Copia amarilla – Solicitante del permiso Copia rosada – debe permanecer en el libro
PERMISO DE ACCESO CON CIRCUITO ACTIVO
TORRE Núm.: PERMISO Núm.:
FECHA: NOMBRE DEL SOLICITANTE DEL PERMISO:
dd-mmm-aaaa
1. ALCANCE DEL TRABAJO (el solicitante llenará este espacio) Descripción del Trabajo y Herramientas a Usarse
Fecha de Inicio del Trabajo (Fecha / Hora) Fecha de Conclusión del Trabajo (Fecha / Hora)
2. REVISIÓN DE LA SEGURIDAD PREVIA AL TRABAJO (escoja todas las opciones que se aplican) EVALUACIÓN DE RIESGOS (Si se ha identificado un riesgo potencial, se debe seleccionar el sistema protector)
Incendios Tráfico Alto voltaje Resbalos, deslizamientos Trabajo elevado Contacto con Químico s Corrosivo Mucho ruido Torceduras / tensiones Despejamiento de la parte elevada para trabajo
Inhalación Asbestos / Pintura con plomo
Reactivo al agua Esfuerzos muy grandes Inspección de Equipos de Elevación
Calor / Frío Partículas sueltas Derrumbes / Sumergimiento Objetos punzantes Si hay otros especifique
Quemado Termal Soldadura / luces centellantes
En la línea de fuego Puntos de compresión Si hay otros especifique
SISTEMAS PROTECTORES: Para todos los trabajos se requieren casco, gafas con protecciones laterales / botas con punta de acero / ropa que retarde la propagación del fuego)
Vigila de Seguridad y de incendios Traje o botas de caucho Respirador (específico) r
Sistema de Rescate / Recuperación Andamio / escaleras
Guantes (tipo específico) Traje para trabajos eléctricos)
Protección Contra Caídas
Fire ext. Manguera para luch.incendios / mangueras Ventilación Mecánica
Protección auditiva Protector de la cara / gafas Barandas Cortina o cobija de protección
contra incendios Caja de trinchera / costa o declive de tierra
3. PREPARACIÓN DE LOS EQUIPOS (escoja todas las opciones que se aplican)
Vaciado Línea abierta de drenaje Con cadenas y cerrado Bloquear seguimiento de vapor
Preparado al vapor Blindado Desconectar las mangueras
Completar el bloqueo eléctrico
Purgado del aire Colocar las etiquetas en su lugar
Quitar la presión Colocar caja de bloqueo
Purgado de N2 Con doble bloqueo Lavado Se intento usar el interruptor de encendido 4. ACCESO DE CIRCUITO ACTIVO
¿En cuál circuito se trabajará?Descripción de acciones a tomarse: (asegúrese que se ingresará solamente un componente a la vez)
Indique cualquier precaución adicional que se debe tomar
He revisado el sitio y estudiado el procedimiento. Certifico que la operación de Circuito Activo propuesta puede realizarse.
FIRMA DEL INSPECTOR: POSICIÓN / PUESTO NOMBRE
5. FIRMAS DE APROBACIÓN (Indican que todas las partes han revisado y verificado visualmente la solicitud y que se ha identificado el JSA apropiado
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA: EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
6. CAMBIO DE TURNO Primer Turno Segundo Turno
AUTORIDAD DEL ÁREA:
GERENTE DE TORRE
OPERADOR (si se aplica)
7. COMENTARIOS ADICIONALES
8. FIRMA DE CIERRE (indica si se ha completado el trabajo y si se ha regresado a condiciones seguras de trabajo)
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA: EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
F0708-LC (3)-S Copia blanca– Archivos de Torre o del Sitio Copia amarilla – Solicitante del permiso Copia rosada – debe permanecer en el libro
PERMISO PARA EXCAVACIONES
TORRE Núm.: PERMISO Núm.:
FECHA: NOMBRE DEL SOLICITANTE DEL PERMISO: dd-mmm-aaaa
1. ALCANCE DEL TRABAJO (el solicitante llenará este espacio)
Descripción del Trabajo y Herramientas a Usarse
Fecha de Inicio del Trabajo (Fecha / Hora) Fecha de Conclusión del Trabajo (Fecha / Hora) 2. REVISIÓN DE LA SEGURIDAD PREVIA AL TRABAJO (escoja todas las opciones que se aplican)
EVALUACIÓN DE RIESGOS (Si se ha identificado un riesgo potencial, se lo debe seleccionar)
Incendios Tráfico Alto voltaje eléctrico Resbalos, deslizamientos y caídas Trabajo elevado Contacto Químico Corrosivo Mucho ruido Torceduras / tensiones Despejamiento de la parte elevada para trabajo
Inhalación Asbestos / Pintura con plomo Reactivo al agua Esfuerzos muy grandes Inspección de Equipos de Elevación
Calor / Frío Partículas sueltas Derrumbes / Sumergimiento Objetos punzantes Si hay otros especifique
Quemado Termal Soldadura / luces centellantes En la línea de fuego Puntos de compresión Si hay otros especifique SISTEMAS PROTECTORES: (Para todos los trabajos se requieren casco, gafas con protecciones laterales / botas con punta de acero / ropa que retarde la propagación del fuego)
Vigila de Seguridad y de incendios Traje o botas de caucho o Respirador Sistema de Rescate / Recuperación Andamio / escaleras
Guantes (tipo específico) Traje para trabajos eléctrticos) Protección Contra Caídas Extinguidor o manguera Ventilación Mecánica
Protección auditiva Protector de la cara / gafas Barandas Cortina o cobija de protección contra incendios Caja de trinchera / costa o declive de tierra
3. PREPARACIÓN DE LOS EQUIPOS (escoja todas las opciones que se aplican)
Vaciado Línea abierta de drenaje Con cadenas y bloqueo Bloquear seguimiento de vapor
Preparado al vapor Blindado Desconectar las mangueras Completar el bloqueo eléctrico Purgado del aire Colocar las etiquetas en su lugar Quitar la presión Colocar caja de bloqueo Purgado de N2 Con doble bloqueo Lavado Se intento usar el interruptor de encendido
4. CERTIFICADO PARA EXCAVACIONESIndique el Lugar Exacto en donde se Excavará
Indique cualquier precaución adicional que se debe tomar
He revisado el sitio y estudiado los diagramas de emplazamiento. Certifico que la excavación propuesta puede realizarse.
Sin riesgo ni daños a los servicios subterráneos.
FIRMA DEL INSPECTOR: POSICIÓN / PUESTO
NOMBRE:
5. FIRMAS DE APROBACIÓN (Indican que todas las partes han revisado y verfificado visualmente la solicitdud y que se ha identificado el JSA apropriado
AUTORIDAD DEL ÁREA: OPERADOR (SI SE APLICA)
GERENTE DE TORRE
EN LETRA DE MOLDE FIRMA
6. CAMBIO DE TURNO Primer Turno Segundo Turno
AUTORIDAD DEL ÁREA:
GERENTE DE TORRE
OPERADOR (SI SE APLICA)
7. COMENTARIOS ADICIONALES
8. FIRMA DE CIERRE (indica si se ha completado el trabajo y si se ha regresado a condiciones seguras ded trabajo)
AUTORIDAD DEL ÁREA: OPERADOR (SI SE APLICA) EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE EN LETRA DE MOLDE FIRMA
F0708-EX (3)-S Copia blanca– Archivos de Torre o del Sitio Copia amarilla – Solicitante del permiso Copia rosada – debe permanecer en el libro
PERMISO DE TRANSFERENCIA DE DIESEL
TORRE Núm.: PERMISO Núm.:
FECHA: NOMBRE DEL SOLICITANTE DEL PERMISO: dd-mmm-aaaa
1. ALCANCE DEL TRABAJO (el solicitante llenará este espacio)
Descripción del Trabajo y Herramientas a Usarse
Fecha de Inicio del Trabajo (Fecha / Hora) Fecha de Conclusión del Trabajo (Fecha / Hora)
2. REVISIÓN DE LA SEGURIDAD PREVIA AL TRABAJO (escoja todas las opciones que se aplican) EVALUACIÓN DE RIESGOS (Si se ha identificado un riesgo potencial, se debe seleccionar el sistema protector)
Incendios Tráfico Alto voltaje Resbalos, deslizamientos y caídas Trabajo elevado Contacto Químico Corrosivo Mucho ruido Torceduras / tensiones Despejamiento de la parte elevada para trabajo Inhalación Asbestos / Pintura con Reactivo al agua Esfuerzos muy grandes Inspección de Equipos de Elevación
Calor / Frío Partículas sueltas Derrumbes / Sumergimiento Objetos punzantes Si hay otros especifique
Quemado Termal Soldadura / luces En la línea de Puntos de compresión Si hay otros especifique
SISTEMAS PROTECTORES: (Para todos los trabajos se requieren casco, gafas con protecciones laterales / botas con punta de acero / ropa que retarde la propagación del fuego)
Vigila de Seguridad y de incendios Traje o botas de Respirador Sistema de Rescate / Recuperación Andamio / escaleras
Guantes (tipo específioco) Traje para trabajos eléctrticos)
Protección Contra Caídas Fire ext. Manguera para combustible Ventilación Mecánica
Protección auditiva Protector de la cara / Barandas Cortina o cobija de protección contra Caja de trinchera / costa o declive de tierra
3. PREPARACIÓN DE LOS EQUIPOS (escoja todas las opciones que se aplican)
Vaciado Línea abierta de drenaje
Con cadenas y bloques
Bloquear seguimiento de vapor
Preparado al vapor Blindado Desconectar las mangueras Completar el bloqueo eléctrico
Purgado del aire Colocar las etiquetas Quitar la presión Colocar caja de bloqueo Purgado de N2 Con doble bloqueo Lavado Se intento usar el interruptor de encendido
4. OPERACIONES DE TRANSFERENCIA DE DIESEL DE INSTALACIONES DE FUERA DE COSTA
1. ¿Se han revisado todas las conexiones para verificar que no haya fugas? 2. ¿Están las válvulas en buenas condiciones de funcionamiento?
3. ¿Se encuentra en buenas condiciones de funcionamiento el medidor de nivel?
4. ¿Se ha verificado que pueda caber la cantidad de combustible a transferirse en el tanque? 5. ¿Estará disponible el poseedor del permiso hasta cuando se termine la transferencia? 6. ¿Hay un equipo de derrames disponible en el sitio de carga?
5. FIRMAS DE APROBACIÓN (Indican que todas las partes han revisado y verfificado visualmente la solicitdud y que se ha identificado el JSA apropriado
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRTA DE MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (SI SE APLICA) EN LETRA DE MOLDE FIRMA PRINT SIGN
6. CAMBIO DE TURNO Primer Turno Segundo Turno
AUTORIDAD DEL ÁREA:
GERENTE DE TORRE
OPERADOR (si se aplica)
7. COMENTARIOS ADICIONALES
8. FIRMA DE CIERRE (indica si se ha completado el trabajo y si se ha regresado a condiciones seguras de trabajo)
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA: EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
F0708-DT (3)-S Copia blanca– Archivos de Torre o del Sitio Copia amarilla – Solicitante del permiso Copia rosada – debe permanecer en el libro
PERMISO PARA BUCEAR
TORRE Núm.: PERMISO Núm.:
FECHA: NOMBRE DEL SOLICITANTE
DEL PERMISO: dd-mmm-aaa
1. ALCANCE DEL TRABAJO (el solicitante llenará este espacio)
Descripción del Trabajo y Herramientas a Usarse
Fecha de Inicio del Trabajo (Fecha / Hora) Fecha de Conclusión del Trabajo (Fecha / Hora)
2. REVISIÓN DE LA SEGURIDAD PREVIA AL TRABAJO (escoja todas las opciones que se aplican) EVALUACIÓN DE RIESGOS (Si se ha identificado un riesgo potencial, se debe seleccionar el sistema protector)
Incendios Tráfico Alto voltaje eléctrico Resbalos, deslizamientos Trabajo elevado Contacto con Químico s Corrosivo Mucho ruido Torceduras / tensiones Despejamiento de la parte elevada para trabajo
Inhalación Asbestos / Pintura con plomo Reactivo al agua Esfuerzos muy grandes Inspección de Equipos de Elevación
Calor / Frío Partículas sueltas Derrumbes / Sumergimiento Objetos punzantes Si hay otros especifique Quemado Termal Soldadura / luces
t ll t En la línea de fuego Puntos de compresión Si hay otros especifique
SISTEMAS PROTECTORES: (Para todos los trabajos se requieren casco, gafas con protecciones laterales / botas con punta de acero / ropa que retarde la propagación del fuego)
Vigila de Seguridad y de incendios Traje o botas de caucho Sistema de Rescate / Andamio / escaleras
Guantes (tipo específico Traje para trabajos eléctricos
Protección Contra Caídas
Manguera para luch.incendios / mangueras Ventilación Mecánica
Protección auditiva Protector de la cara / Barandas Cortina o cobija de protección Caja de trinchera / costa o declive de tierra 3. PREPARACIÓN DE LOS EQUIPOS (escoja todas las opciones que se aplican)
Vaciado Línea abierta de drenaje Con cadenas y cerrado Bloquear seguimiento de vapor
Preparado al vapor Blindado Desconectar las mangueras
Completar el bloqueo eléctrico Purgado del aire Colocar las etiquetas en Quitar la presión Colocar caja de bloqueo Purgado de N2 Con doble bloqueo Lavado Se intento usar el interruptor de encendido
4. OPERACIONES DE BUCEO
Proveer un Procedimiento de Buceo y un JSA
Indique cualquier precaución adicional que se debe tomar
He revisado el sitio y estudiado el procedimiento. Certifico que la operación de buceo propuesta puede realizarse.
FIRMA DEL INSPECTOR: POSICIÓN / PUESTO NOMBRE:
5. FIRMAS DE APROBACIÓN (Indican que todas las partes han revisado y verificado visualmente la solicitud y que se ha identificado el JSA apropiado
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA: EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
6. CAMBIO DE TURNO Primer Turno Segundo Turno
AUTORIDAD DEL ÁREA:
GERENTE DE TORRERIG MANAGER:
OPERADOR (si se aplica)
7. COMENTARIOS ADICIONALES
8. FIRMA DE CIERRE (indica si se ha completado el trabajo y si se ha regresado a condiciones seguras de trabajo)
AUTORIDAD DEL ÁREA: INGENIERO DE GABARRA: EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
GERENTE DE TORRE OPERADOR (si se aplica): EN LETRA DE MOLDE FIRMA EN LETRA DE MOLDE FIRMA
F0708-DP-S (3) Copia blanca– Archivos de Torre o del Sitio Copia amarilla – Solicitante del permiso Copia rosada – debe permanecer en el libro
82
ANEXO 4
DIAGRAMA DE UNA COMPLETACION DUAL
CONCENTRICA
Field Well Name # of Pages BHA Depth ( ft )
1 9964,82
Prepared for Phone Fax BHA Length ( ft )
2315,44
Prepared By: Phone Date Deviation SAND INTERVAL : Liner Top:
12 deg (5 SPF) Comments:Phone Rev: Fluid (lb/gl) SAND INTERVAL : Float Collar:
9,40 (5 SPF) Comments:Weight String Up (Klb)
OUTER = 210 / INNER =53Weight String Down (Klb)
OUTER = 185 / INNER = 50 Size Weight/Thread Connection Grade OD (in) ID (in)
Tubing1 (BHA) 3-1/2" NV 9.2 lbs/ft, New Vam N-80 3,5 2,99 57 Juntas Usadas9-5/8'' 47 N-80 8641' MD / 8480' TVD 8,53 Tubing2 (OUTER) 5 1/2" BTC 17 lbs/ft, Buttres N-80 5,5 4,89 175 Juntas Usadas
7" 26 N-80 10486' MD/10265' TVD 6,15 Tubing3 (INNER) 2 7/8" EUE 6.4 #/ft, EUE N-80 2,875 2,44 234 Juntas UsadasGas Oil Water Injector Producer Steam Workover
X X X
QTY Length
2 N/A1 7671,991 7977,2380 N/A94 N/A10 N/A8 N/A6 N/A1 N/A
CODE QTY ID OD Length Top Depth Bottom Depth
N/A N/A N/A 21,58 0,00 21,581 2,430 10,750 1,10 21,58 22,681 2,430 3,625 4,40 22,68 27,08
B1 233 2,430 3,625 7578,45 27,08 7605,53SL 1 2,312 3,437 2,82 7605,53 7608,35B2 1 2,438 2,875 32,47 7608,35 7640,82B3 1 2,250 3,688 1,02 7640,82 7641,84B4 1 1,949 3,688 0,62 7641,84 7642,46B5 1 2,707 1,995 10,58 7642,46 7653,04B6 1 1,687 3,250 6,91 7653,04 7659,95
CODE QTY ID OD Length Top Depth Bottom Depth
N/A N/A N/A 24,30 0,00 24,301 5,00 10,75 1,30 24,30 25,60
A1 2 4,875 6,063 8,80 25,60 34,40A1 175 4,875 6,063 7608,90 34,40 7643,30
XO 1 4,813 6,688 1,19 7643,30 7644,49
CODE QTY ID OD Length Top Depth Bottom Depth
C1 1 4,781 6,063 5,670 7644,49 7650,16C2 1 3,688 6,063 1,500 7650,16 7651,66C3 1 N/A 8,500 12,400 7651,66 7664,06C4 1 2,396 4,563 4,325 7664,06 7668,39C5 7 2,259 2,875 74,874 7668,39 7743,26C6 1 2,259 2,875 3,098 7743,26 7746,36C7 1 2,389 8,310 1,667 7746,36 7748,03C8 1 2,992 3,500 5,454 7748,03 7753,48
CODE QTY ID OD Length Top Depth Bottom Depth
Legth (ft)
7578,45
CABLE: REDA Single Capilar
5 1/2" Cannon Clamps (Protectores para dos Cables, Doble Capilar a un lado, Single Capilar al otro)
Part Number
7608,90
BIW Connector (For Vecto XMT Tubing Hanger)
INNER PRODUCTION TUBING ASSEMBLY (TUBULAR)
3 1/2" Mid Joints (Protrectores de Cable Mid Joints para Tuberia de 3 1/2" NV)
MAIN BHA TOTAL LENGTH: 2315,44
EMR Original (Elevacion Mesa Rotaria Original)
CABLE: REDA Doble Capilar
DESCRIPTION
DESCRIPTION
RESUMEN DE TUBERIA Comments
"U" SAND 9670' (9480') - 9690' (9499') (20 ft)
9690' (9499') - 9702' (9511') (12 ft)
LOWER "H" 10110' (9905') - 10120' (9914') (10 ft)
Flow x-over assembly, 5-1/2" 20lbs/ft NV Box Up x 4" 10.9 lbs/ft NV Box Down
5 1/2" Cannon Clamps (Protectores para dos Cables De doble Capilar a ambos lados)
10122' (9916') - 10130' (9924') (8 ft)
100207426
Grade Depth Drift (in)
Outer Production Tubing (5 1/2" BTC 17 #/FT, Casing Joints)
3 1/2" Cannon Clamps (Protrectores de Cable para Tuberia de 3 1/2" NV) 5 1/2" Mid Joints (Protrectores de Cable Mid Joints para Tuberia de 5 1/2" BTC)
DUAL ESP CONCENTRIC COMPLETION
Bloque 15 Representative:
8430' MD / 8273' TVD
10392' MD / 10176' TVD
Liner 1
A029001-231
Vecto Tubing Hanger
Black Gold / BIW2003553
Supplier
NO TUBULAR COMPONENTS / PART OF THE COMPLETION
Pump support sub, 2-7/8" 6.4lbs/ft NV Box Up x 3-1/2" 9.2 lbs/ft NV Box Down
DESCRIPTION
Handling Sub, 5-1/2" 20lbs/ft NV Box Up x Pin Down
A3000-727-25004
Zones of Interest
Tubing Joint 2 7/8"EUE 6.4 #/ft N-80 Bloque 15
Inner Production Tubing 2 7/8"EUE 6.4 #/ft N-80 Bloque 152 7/8" Sliding Sleeve, ID = 2.31in "F" profile BAKER
7000615
Bloque 15
Bloque 15
5 1/2" BTC, 17 lbs/ft Pup Joints ( 6.4 ft + 4.4 ft )
Bloque 15
A026046-231
A3012-127-31000
100208160
100208370A026013-231
Part Number
XO512L80
Referencia WL
Black Gold / BIW
Bloque 15Bloque 15Bloque 15
100209870
100207786
Vecto
Part Number
Bloque 15
100207844A045256-231
Bloque 15
A048062-231
2 7/8" EUE 6.5 lb/ft Pup Joints ( 4.40 ft)
Size (in) Weight lbs/ft
Casing
Vecto
158,250
Feet
Referencia WL
Part Number
OUTER PRODUCTION TUBING (TUBULAR)
Pup Joint, 2-3/8" 4.6lbs/ft NV Box Up x Pin down
BIW Connector (For POD Hanger)
DESCRIPTION
Vecto Tubing Hanger
Stinger Assembly, 2-3/8" 4.6lbs/ft NV Box Up
X-over, 2-7/8" 6.5lbs/ft EUE Box Up x 2-3/8" 4.6lbs/ft NV Pin DownNipple 2.25'' R , 2 7/8 EUE 6.5 #/ft Box up x Pin Down
UPPER FLOW CROSSOVER BYPASS ASSEMBLY (TUBULAR)
Bypass tubing set, 2-7/8" 8.6lbs/ft Vam FJL Box Up x Pin Down
Nipple, 5-1/2" 20lbs/ft NV Box Up x Pin Down
Adjustible Union c/w pup joint, 4" 10.9 lbs/ft NV Pin Up x 2-7/8" 8.6lbs/ft Vam FJL Pin Down
UPPER ESP ASSEMBLY (NON TUBULAR)
EMR Original (Elevacion Mesa Rotaria Original)
X-over 5-1/2" 17lbs/ft BTC Box Up x 5-1/2" 20lbs/ft NV Pin Down
Bypass tubing x-over, 2-7/8" 8.6lbs/ft Vam FJL Box Up x 2-7/8" 6.4lbs/ft NV Pin Down
Handling Sub, 3-1/2" 9.2 lbs/ft NV Pin Up x Pin Down
DESCRIPTION
D1 1 2,992 3,750 9,480 7663,06 7672,54D2 1 N/A 4,750 0,580 7672,54 7673,12D3 1 N/A 5,130 0,750 7673,12 7673,87D4 1 N/A 5,380 9,100 7673,87 7682,97D5 1 N/A 5,380 13,320 7682,97 7696,29D6 1 N/A 5,130 1,170 7696,29 7697,46D7 1 N/A 5,400 8,940 7697,46 7706,40D8 1 N/A 5,400 8,940 7706,40 7715,34D9 1 N/A 5,620 25,820 7715,34 7741,16D10 1 N/A 5,620 2,320 7741,16 7743,48D11 1 N/A 4,500 1,830 7743,48 7745,31D12 1 N/A 3,062 1,050 7745,31 7746,36
CODE QTY ID OD Length Top Depth Bottom Depth
E1 5 2,870 4,500 158,25 7753,48 7911,73XO 1 2,900 4,500 0,77 7911,73 7912,50E2 1 2,900 3,500 3,64 7912,50 7916,14E3 1 2,125 4,500 1,05 7916,14 7917,14E4 1 2,900 4,500 6,14 7917,14 7923,28E5 1 2,900 4,500 1,00 7923,28 7924,33E6 1 2,900 4,500 6,17 7924,33 7930,50
CODE QTY ID OD Length Top Depth Bottom Depth
G1 1 2,992 3,500 5,520 7938,69 7944,21G2 1 2,992 3,900 15,360 7944,21 7959,57PJ 2 2,992 3,500 18,210 7959,57 7977,78G3 1 N/A 4,750 0,580 7977,78 7978,36G4 1 N/A 5,130 0,750 7978,36 7979,11G5 1 N/A 5,380 9,100 7979,11 7988,21G6 1 N/A 5,380 13,320 7988,21 8001,53G7 1 N/A 5,130 1,170 8001,53 8002,70G8 1 N/A 5,400 8,940 8002,70 8011,64G9 1 N/A 5,400 8,940 8011,64 8020,58
G10 1 N/A 5,620 25,820 8020,58 8046,40G11 1 N/A 5,620 2,320 8046,40 8048,72G12 1 N/A 4,500 1,830 8048,72 8050,55
CODE QTY ID OD Length Top Depth Bottom Depth
F1 1 2,900 4,500 5,75 7930,50 7936,25F2.1 1 2,900 6,938 1,34 7936,25 7937,59F2.2 N/A 2,900 6,438 1,10 7937,59 7938,69
F3 1 6,313 7,563 3,35 7937,59 7940,94F4 1 6,313 7,688 9,47 7940,94 7950,41F5 5 6,250 7,688 230,86 7950,41 8181,27F6 1 6,313 7,688 9,43 8181,27 8190,70F7 1 3,000 7,000 1,30 8190,70 8192,00F8 1 3,000 4,500 6,00 8192,00 8198,00
238,00 9712,90
CODE QTY ID OD Length Top Depth Bottom Depth
H1 46 2,870 3,500 1452,120 8198,00 9650,12XO 1 2,938 3,875 1,040 9650,12 9651,16H2 1 2,900 4,500 4,130 9651,16 9655,29H3 1 3,000 4,500 1,000 9655,29 9656,29H4 1 2,900 4,500 6,120 9656,29 9662,41H5 4 3,063 4,500 49,440 9662,41 9711,85XO 1 2,938 3,875 1,090 9711,85 9712,94H6 6 2,870 3,500 187,800 9712,94 9901,57XO 1 2,938 3,875 0,830 9900,74 9901,57PJ 3 9,900 3,500 23,370 9901,57 9924,94H7 2 2,900 5,750 20,090 9924,94 9945,03H8 1 2,750 4,500 1,050 9945,03 9946,08H9 1 3,000 4.797'' 0,420 9946,08 9946,50H10 2 3,000 4,000 2,780 9946,50 9949,28H11 1 3,000 3,938 5,880 9949,28 9955,16H12 3 3,000 4.000'' 2,580 9955,16 9957,74H13 1 2,438 3,938 1,000 9957,74 9958,74
CODE QTY ID OD Length Top Depth Bottom Depth
J1 1 4,000 5,938 4,40 9946,50 9950,90J2 1 4,000 5,688 0,50 9950,90 9951,40J3 1 4,000 4,875 9,55 9951,40 9960,95J4 1 2,430 5,625 0,70 9960,95 9961,65J5 1 2,441 2,875 1,66 9961,65 9963,31J6 1 2,250 3,688 1,02 9963,31 9964,33J7 1 N/A 3,688 0,49 9964,33 9964,82
Note:
Center of Elements for 7"x4 00 Omegatrieve Seal Bore Retrievable Packer will be at: 9949,00 feet
PROTECTOR: BPBSL, 540 / 540, INC-RA-RS-AFL
Pup Joint, 3-1/2" 9.3 lbs/ft EUE Box x Pin
PROTECTOR: LSBPB, 540 / 540, INC-RA-RS-AFLINTAKE: 540 ARZ-RA
PUMP: 538 SN2600 ( 73 ETAPAS ) 66-CR-CT-AFL-INC-ES2-ZZ-RA
Pump Sub, 3-1/2" 9.2 lbs/ft NV Pin Up x x 3-1/2" 9.3 lbs/ft EUE Pin Down
PUMP: 538 SN2600 ( 112 ETAPAS ) 66-CR-CT-AFL-INC-ES2-ZZ-RA
Discharge Pressure Sub Assembly REDA 540/538
INTAKE: 540 ARZ-RAPROTECTOR: LSBPB, 540 / 540, RA-AFL-RS-SS-HDPROTECTOR: BPBSL, 540 / 540, RA-AFL-RS-SS-HD
Pup Joint, 3-1/2" 9.3 lbs/ft EUE Box x Pin
PUP JOINT, 3-1/2" 9.3lbs/ft EUE Box Up x Pin DownHEAD: Bolt on Discharge PMP, 540, RLOY, 3.50 OD 8RD EUE
Handling Sub, 3-1/2" 9.2lbs/ft NV Pin Up x Pin DownPUP JOINT, 3-1/2" 9.2lbs/ft NV Box Up x 3-1/2" 9.3lbs/ft EUE Pin Down
MULTISENSOR TYPE 1 XT1-14309
Discharge Pressure Sub Assembly REDA 538 AFL 420 (A 149)PUMP: SN3600, 51 ETAPAS, 66CR-CT-AFL-INC-ES2-ZZ-RAPUMP: SN3600, 79 ETAPAS, 66CR-CT-AFL-INC-ES2-ZZ-RA
TUBERIA, 3-1/2" 9.2 lbs/ft NV Box Up x Pin Down
INTERMEDIATE ASSEMBLY (TUBULAR)
DESCRIPTION
Pup Joint, 3-1/2" 9.3 lbs/ft EUE Box x Pin
Spear
Sleeve, 7" 26.0lbs/ft BTC Pin Down
Hanger Above the POD, 3-1/2" 9.2lbs/ft NV Box up x Pin Down
X-over 3-1/2'' NV Box up x 3-1/2'' EUE Pin Down
X-over, 7" 26.0lbs/ft BTC Box Up x 3-1/2" 9.3lbs/ft EUE Pin DownPup Joint, 7" 26.0lbs/ft BTC Box Up x Pin Down
Hanger Below the POD, 3-1/2" 9.2lbs/ft NV Box up x Pin Down
Pup Joint, 7" 26.0lbs/ft BTC Box Up x Pin DownCASING JOINTS 7" 26.0lbs/ft BTC Box Up x Pin Down
2 7/8" Model ATubing Shear Plug, 2 7/8 EUE 6.5 #/ft Box up
Seal Bore Extension, 4" ID Bore, 10 ft 4.750-8 SA Pin Up x Pin DownSeal Bore Coupling, 4.750-8 SA Box Up x Box Down
Pup Joint 2 7/8 EUE 6.5 #/ft Pin up x Pin Down
Seal Spacer Tube, 3.625 SA Box Up x Pin Down
1HN7D01011
10207498
312XOVER
A1030-435-00000312930-08
312930-02
100134139492231
29N3E00719
Part Number
B250034
3FN5J02344
100207284
100224479
A026119-231
312X93X6FTXPJ
Bloque 15
100135995100207844
505-30-17442
312XOVERTUBERIA, 3-1/2" 9.2 lbs/ft NV Box Up x Pin Down
Part Number
ft above Liner TOP 7"
100207297
A2019-940-30100
A1030-435-00000
312XOVER
AP520-389-00001
Pup Joint, 3-1/2" 9.3lbs/ft EUE Box Up x 3-1/2" 9.2 lbs/ft NV Pin Down A026119-231
Bloque 15
412X3PO7602 T-4
Shear Sub (LBS 60000), 3 1/2" EUE, 9.3 #/ft Box up x Pin DownPup Joint, 3 1/2" EUE, 9.3 #/ft Box up x Pin Down
OBS. Bottom POD, item F8 @
DESCRIPTION
Pup Joint, 3 1/2" EUE, 9.3 #/ft Box up x Pin Down 312930-04
Premium Seal Units, 3.625 SA Box Up x Pin DownA2016-340-06100A2028-540-30100
TUBERIA, 3-1/2" 9.2 lbs/ft NV Box Up x Pin Down Bloque 15
Blast Joint ASSEMBLY, 3 1/2" EUE, 9.3 #/ft Box up x Pin Down, L-80, 2EA =20 ft & 1EA =10 ft
037186122-AD
DESCRIPTION
A2042-772-40000
TAIL PIPE ASSEMBLY (TUBULAR)
Pup Joint 10 feet c/w centralizer, OD=5.75", 3 1/2" EUE, 9.3 #/ft Box up x Pin Down 312930-10
Premium Seal Units, 3.625 SA Box Up x Pin Down A2028-540-30100
Seating Nipple, 2.75 R Profile, 3 1/2" EUE, 9.3 #/ft Box up x Pin DownDouble Premium Locator Seal Assembly ( Without Seal units), 3 1/2" EUE Box x3.625 SA pin
A2025-540-10000
278650-02Nipple 2.25'' R , 2 7/8 EUE 6.5 #/ft Box up x Pin Down
Part Number
TailPipe Adapter, 4.750-8 SA Box up x 2 7/8 EUE 6.5 #/ft pin
LOWER COMPLETION (7" x 4.00" OMEGATRIEVE SEAL BORE RETRIEVABLE PACKER)
Part Number
Packer 7" x 4.00" Omegatrieve Seal Bore Retrievable Packer
Special Mule Shoe, 3.625 SA Box Up
A2010-027-00000
100224479
Bloque 15100207300100207287
312930-06
A3000-727-25004
A2006-040-00000
AP523-402-00001
HEAD: Bolt on Discharge PMP, 540, RLOY, 3.50 OD 8RD EUE
1HN7C00592
Part Number
A029004-231
4DB3G102803FN5J02343
10013413929N0K01405
492231
29N0G00649
10035653
A029001-231
B250034
3FN2E008403FN2E00841
29N3J017194DB3G10280
312930-06
Handling Sub, 3-1/2" 9.3 lbs/ft EUE Box Up x 3-1/2" 9.2 lbs/ft NV Pin Down
Shear Sub (LBS 70000), 3-1/2" 9.3 lbs/ft EUE Box up x Pin Down
Nipple 2.125, 3-1/2" 9.3 lbs/ft EUE Box up x Pin Down
LOWER ESP ASSEMBLY (NON TUBULAR)
MOTOR: 562, RA-UT-AFL-XD-AS-DOM
ADAPTER: 450/562
DESCRIPTION
X-Over, 3-1/2" NV Box x 3-1/2" EUE Pin
POD ASSEMBLY (TUBULAR)
MOTOR: 562, RA-UT-AFL-XD-AS-DOM
SPACE OUT 3 1/2" EUE, 9.3#, L-80 PUP JOINTS (6.25 ft + 6.33 ft + 10.79ft) Space Out P JX-over 3-1/2'' NV Box up x 3-1/2'' EUE Pin Down 312XOVER
X-over 3-1/2'' EUE Box up x 3-1/2'' NV Pin Down
DESCRIPTION
ADAPTER: 450/562 MULTISENSOR TYPE 1 XT1-14308
Center of Elements for 7 x4.00 Omegatrieve Seal Bore Retrievable Packer will be at: 9949,00 feet
Length from middle of 7"x4.00" Omegatrieve Packer to the Top: 2,50 feet
Depth of 7" x 4.00" Omegatrieve Seal Bore Retrievable Packer Top will be at: 9946,50 Feet
83
ANEXO 5
DIAGRAMA DE UN SISTEMA ENCAPSULADO DE UNA COMPLETACION
DUAL CONCENTRICA
31,7
0,00
46,91 0,00
240,28 31,70 31,70
0,95 32,65
10,65 43,30
5853,11 5896,41
5896,41
29,15 29,2 9,49 5905,90
29,2 1,56 5907,46
0,73 29,9 11,48 5918,94
16,48 46,36 1,06 5920,00
0,87 47,23 5920,00
5810,07 5857,30 5,79 5925,79
3,13 5860,43 0,58 5926,37
30,83 5891,26 0,75 5927,12
0,71 5891,97 16,20 5943,32
0,91 5892,88 5943,32
14,75 5907,63 1,00 5944,32
4,77 5912,40 5944,32
5912,40 8,15 5952,47
5912,40 5952,47
5912,40 8,16 5960,63
5912,40 5960,63
20,43 5981,06
31,70 31,70 5981,06
0,95 32,65 5981,06
10,65 43,30 1,87 5982,93
5853,11 5896,41 5982,93
5896,41 1,01 5983,94
EQUIPO BES SUPERIOR
DISCHARGE PHOENIX , P/N 100144521, SERIES 400
PRONG SPEAR
136 CSG DE 5 1/2" BTC
1 PUP JOINTS
TBG HNG
HANDLING SUB
SEAL UPPER S/N 3CN0J03684, TYPE LSBPB-INC-RLOY-AFL
FLOW COUPLING 3 1/2" 9,3#/ FT EUE BOX x PIN DOW
SERIES 400/375, P/N 1140029
KB
9.3 #/ft.
(CHECK) SEATING NIPPLE 3 1/2" x 2.75" "R" EUE BOX x PIN
PUMP SUB 3 1/2" PMJ PIN x 3 1/2" EUE NUPIN
FLOW X-OVER
PUMP S/N 2FN0J03662, SERIES 400, P/N N81092T,
DISCHARGE 3 1/2" EUE, P/N 1291772
TYPE: RA-S-RLOY-AS-AFL-MSB-DOM
INTAKE TYPE ARZ-RLOY, S/N RBS0E10521501,
ETAPAS 89, DN1.750, TYPE 66CRCT-AFL-INC-ES3-RLOY.
MOTOR S/N 1CS8K317102, AMPS 43,1, HP 132
BEARING TYPE - NTB/HL, P/N 2002665 SERIES 400/456
SEAL LOWER S/N 3CN0J03685, TYPE BPBSL-INC-RLOY-AFL
BEARING TYPE - NTB/HL, P/N 100599394, SERIES 400/456
TBG HNG 11" x 5 1/2" BTC x 5.000 PSI BOX
SENSOR XT1-26643, P/N 100462067, SERIE XT1
55.10' MD
136 TBG PRODUCCION 5 1/2" BTC 17 #/ft N-80, 4.875" ID
TOTAL DE BHA STINGER SSEMBLY
KBC VOLTS 1.967, SERIES 456, P/N 100032854
1 PUP JOINT 5 1/2" BTC 17 #/FT N-80, 4.875" ID
1 JOINT DE 2 7/8" x 2.259" ID NV BOX UP/PIN DOWN,
SLINDING SLEEVE 2 7/8" x 2.125" TIPO "SLFU"
187 TBG PRODU 2 7/8" NV 8.6 #/ft
X-OVER 2 7/8"6.5 lbs/ft NV BOX x 2 7/8" 8.6 lbs/ft EUE PIN
STINGER ASSEMBLY 2 3/8" NVBOX x UP, 4.6 #/ft
PUP JOINT 2 3/8" NV BOX x PIN 4.6 #ft
NO-GO NIPPLE 2 3/8" x 1.81" NEW VAM TIPO "R"
X-OVER DE 2 7/8" NV BOX UP x 2 3/8" NEW VAM PIN DOWN
SARTA 2 7/8" PRODUCCION
SARTA DE 5 1/2"
DATE
KB
BHA TOTAL:
BHA INTAKE SUPE
BHA INTAKE INFE
WELL:
3 x 2 7/8" EUE PUP JOINTS, 4.01'-6.33'-6.14'
TBG HNG 11" x 2 7/8" x 2 7/8" EUE BOX UP/DOWN
KBC
5896,41 5983,94
9,49 5905,90 5983,94
5905,90
1,56 5907,46 203,52 36,76
5907,46
8,65 5916,11
5916,11 5896,41 5896,41
64,58 5980,69 203,52 6099,93
3,29 5983,98 0,66 6100,59
1,00 5984,98 21,85 6122,44
5984,98 6122,44
5,59 5990,57 1,13 6123,57
1,04 5991,61 4,10 6127,67
94,93 6086,54 0,58 6128,25
0,80 6087,34 6128,25
12,00 6099,34 0,75 6129
0,59 6099,93 6129
2,12 6102,05 7,69 6136,69
123,56 6225,61 6136,69
1,30 6226,91 1,17 6137,86
6,08 6232,99 6137,86
0,73 6233,72 8,94 6146,8
1069,90 7303,62 6146,8
0,99 7304,61 8,94 6155,74
52,15 7356,76 6155,74
0,73 7357,49 24,80 6180,54
31,48 7388,97 6180,54
0,81 7389,78 6180,54
6,08 7395,86 1,87 6182,41
0,90 7396,76 6182,41
4,12 7400,88 6182,41
0,90 7401,78 6182,41
2,37 7404,15 6182,41
1,06 7405,21 6182,41
0,44 7405,65 6182,41
7,02 7412,67 286,00
1,00 7413,67
7413,67
7413,67 TOPE DE LINER7413,67 7.318-7.342 KB
Schematic by: DIA 1517,26 7.438-7.458 ALTURA DE MESA
Schematic by: NOCHE 7.625' MD KBC
SERIE 540, TYPE SK-AS-AFL, VOLTS 1.220/1.153
240,28
BHA INTAKE INF
ARENA "U" INF PRINCI
ARENA "U" INF BASAL
TOPE DE COLLAR
AMPS 99/82.5, HP 200/160
TYPE LSBPB-RLOY-AFL-RS-HD, BEARING TYPE NTB/HL.
SENSOR XT1 - S/N XT1-26672 , P/N 100462067,
TIPO PHOENIX XT1
SEAL LOWER S/N 3FN8E01295, P/N 1347962, SERIES 540/540
TYPE BPBSL-RLOY-AFL-RS-HD, BEARING TYPE NTB/HL.
HANGER BELOW POD
31,7
EQUIPO BES INFERIOR
136 CSG DE 5 1/2" BTC, PU JOIT, TBG HNG
BHA DESDE EL HANGER ABOVE POD HACIA ARRIBA
86,52
DESCARGA SENSOR PHOENIX P/N 10013415, SERIE 540
TYPE 66CRCT-AFL-INC-ES2-ZZ-RLOY, GN 1.600, STG 72
INTAKE TYPE ARZ-RLOY, S/N RDS0F10623701,
SERIE 540/540, P/N 1266477.
SEAL UPPER S/N 3FN8E1294, P/N 100243929, SERIE 540/540
HANDLING SUB 3.5" PMJ PIN UP x 3.5" EUE PIN DOWN
MOTOR UT CON ADAPTER S/N 1DN6F01268, P/N 2007603,
NO-NIPPLE 3.5" x 1.81" 9.3 lbs/ft
PUP JOINT 3 1/2" EUE PIN x BOX 9.3 lbs/ft, 2.992" ID
DESCARGA 3 1/2" EUE, P/N 492231, SERIE 540.
ADJUSTABLE UNION PUP JOINT 3 1/2" PMJ PIN UP x 2 7/8" 8.6 lbs/ft VAM FJL PIN
18,2
13,5
6.348' MD
PUMP S/N 2IN0J03663, P/N P01974T, SERIES 540
DOWN, 2.396" ID
9 TBG BY-PASS 2 7/8" 8.6 # N-80 ( 14.16 '- 19.58 '- 14.64' - 5.73' - 2.98' - 3.74' - 3.75' ).
X-OVER 27/8" 8.6 lbs/ft VAN FJL BOX UP x 2 7/8" PMJ PIN DOWN
HANDLING SUB 5 1/2" x 4.875 ID BTC BOX UP x 4 1/2" PMJ PIN DOWN
FLOW X-OVER ASSY 8 1/4" OD x 4 1/2" PMJ BOX UP x 3 1/2" PMJ BOX DOWN, 3 1/2"
PMJ BOX DOWN
3 JOINTS DE 3 1/2" NV 9.2 #/ft TN-70, 2.992" ID
1 X-OVER DE 3.5" NV BOX UP 9.3 #/ft x 3.5" EUE PIN DOWN
HANDLING SUB 3.5" EUE 9.3 #/ft BOX UP x 3.5" PMJ PIN DOWN 9.2 #/ft, 2.900" ID
HANGER ABOVE POD 3 1/2" PJM BOX UP 9.2 #/ft
PUMP SUPPORT SUB 2 7/8" 6.4lbs/ft PJM BOX Up x 3 1/2" 9.2 lbs/ft PJM BOX DOWN,
2.389" ID
HANDLING SUB 3.5" PMJ 9.2 #/ft PIN UP x 3.5" EUE PIN DOWN, 2.992" ID
X-OVER 3 1/2" EUE BOX UP x 3 1/2" NV PIN DOWN
1 X-OVER DE 3 1/2" 9.3 #/ft EUE BOX UP x 3 1/2" 9.2 #/ft NV PIN DOWN, 2.992" ID
34 JOINTS DE 3 1/2" 9.2 #/ft NV BOX UP x PIN DOWN TN-70, 2.992" ID
1 X-OVER DE 3 1/2" 9.2 #/ft NV BOX UP x 3 1/2" 9.3 #/ft EUE PIN DOWN, 2.992" ID
4 BLAST JOINT 3 1/2" EUE 9.3 #/ft BOX UP x PIN DOWN L-80, 3.063" ID
SLEEVE DE 7" BTC PIN DOWN 26 #/ft
3 CSG DE 7" BTC BOX UP x PIN DOWN 26 #/ft, 6.276" ID
BOTTOM X-OVER, 7" 26#ft BTC BOX UP x 3 1/2" 9.3#ft EUE PIN DOWN, 2.992 ID
1 PUP JOINT DE 3 1/2" 9.3 #/ft EUE BOX UP x PIN DOWN 2.992" ID
1 CENTRALICER 3 1/2" EUE, 9.3 #/ft BOX x PIN DOWN
1 PUP JOINT DE 3 1/2" 9.3 #/ft EUE BOX UP x PIN DOWN 2.992" ID
1 X-OVER DE 3 1/2" EUE BOX UP 9.3 #/ft x 3 1/2" 9.2 #/ft NV PIN
1 JOINT DE 3 1/2" NV 9.2 #/ft TN-70, 2.992" ID
1 X-OVER DE 3 1/2" NV BOX UP x 3 1/2" EUE PIN DOWN
1 PUP JOINT DE 3 1/2" 9.3 #/ft EUE BOX UP x PIN DOWN 2.992" ID
1 CENTRALICER 3.5" EUE 9.3 #/ft x BOX x PIN DOWN
1 PUP JOINT DE 3 1/2" 9.3 #/ft EUE BOX UP x PIN DOWN 2.992" ID
BHA TOTAL
1 NO-GO NIPPLE DE 3 1/2" x 2.75" EUE TIPO "R" 9.3 #/ft
DOUBLE PREMIUM LOCATOR ASSEMBLY 3.5 EUE BOX x 3.625 SA PIN
PREMIUM SEAL UNITS 3.625 SA BOX UP/PIN DOWN
SPECIAL MULE SHOE 3.625" SA BOX UP
Page 1
84
ANEXO 6
DIAGRAMA DE UNA COMPLETACION DE
FONDO EN EL SISTEMA ENCAPSULADO DE UNA COMPLETACION DUAL
CONCENTRICA
DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DE FONDO
H1
H3
H4
H5
H7
H8
XO
H2
LOWER "H"
10,110' (9905')-10,120'
(9914') (10 FT)
10,122' (9916')-10,130'
(9924) (8 FT)
"U" SAND
F3
F4
F 5
F 6
F 7
F 8
F2
G1
G2
F1
E1
XO
E2
E3
E4
E5
E6
D2
D3
D4
D5
D6
D7
D8
D1
D10
D12
D11
D9
C1
C2
C3
C4
C5
C6
C7
C8
B1
B2
B4
B5
B3
xo
A1
SL
Liner Top
8430' MD
8273' TVD
PJ
H9
J1
J3
J2
J5
J4
J6
J7
H12
H13
H11
H10
Inserted
Float Collar
10,392' MD / 10,176 TVD
G3
G4
G6
G5
G7
G8
G9
G11
G10
G12
G13
9670' (9480')-9690'
(9499') (20 FT)
9690' (9499')-9702'
(9511') (12 FT)
PJ
XO
H6
XO
