G R O U P 82 DERECHO DE AUTOR Cedo a la Universidad Metropolitana el derecho de reproducir y difundir el presente trabajo, con las únicas limitaciones que establece la legislación vigente en materia de derecho de autor. En la ciudad Caracas, a los 13 días del mes de septiembre del año 2002. __________________________ Eduardo José Robaina Blavia
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DERECHO DE AUTOR
Cedo a la Universidad Metropolitana el derecho de reproducir y difundir el
presente trabajo, con las únicas limitaciones que establece la legislación
vigente en materia de derecho de autor.
En la ciudad Caracas, a los 13 días del mes de septiembre del año 2002.
__________________________
Eduardo José Robaina Blavia
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APROBACIÓN Considero que el trabajo final titulado:
MEJORAMIENTO Y CONTROL DE LOS COSTOS DEL PROCESO DE COMPLETACION EN LOS POZOS DEL CAMPO DACIÓN
Elaborado por el ciudadano
EDUARDO JOSE ROBAINA BLAVIA Para otorgar el título de
INGENIERO MECÁNICO
reúne los requisitos exigidos por la Escuela de Ingeniería Mecánica de la
Universidad Metropolitana, y tiene méritos suficientes como para ser
sometido a la presentación y evaluación exhaustiva por parte del jurado
examinador que se designe.
En la ciudad de Caracas, a los 13 días del mes de Septiembre del año 2002
Tutor Industrial Tutor Académico
Ing. Manuel PanDávila Ing. José Marino
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III
AGRADECIMIENTOS El día de hoy representa un paso importante en mi vida. Me encuentro en una etapa en donde dejo a un lado los estudios y la universidad y entro al mundo laboral. Quisiera agradecer a un grupo de personas que me ayudó a que todo esto fuera posible. Universidad Metropolitana: les agradezco haberme enseñado todas estas herramientas que permitieron mi entrada al mundo laboral y la elaboración de este proyecto LASMO/ENI: quiero agradecerles por la oportunidad que me han dado para conocer este mundo y formar parte de ustedes. Corina Rodriguez: quiero agradecerte por toda la ayuda que me brindaste y la confianza que tuviste en mi al momento de tomar decisiones. Natalia Suarez: creo que sin tu ayuda me hubiera tomado 8 meses más acoplarme a este sistema de trabajo. Gracias mil por todo y estamos a la orden. Carlos García: muchas gracias por la paciencia que has tenido y por toda la ayuda que me has brindado. Simón Padrón: quiero agradecerte como por toda la ayuda que me diste y también por lo buena persona que eres. Miguel Rumbos: te considero una estupenda persona con una ambición envidiable. Te agradezco la ayuda que me brindaste durante el poco tiempo que te conozco espero que algún día te pueda extender la mano como tu lo hiciste. Manuel PanDávila: viejo lo que tu has hecho por mi es adimencional, eres la persona que me hizo conocer el mundo laboral y me enseñaste la buena manera de hacerlo. Pondré en funcionamiento todas las herramientas que me diste y te no te quedaré mal. Gracias.
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IV
DEDICATORIA Quiero dedicarle este trabajo a mi familia entera por haberme dado la
oportunidad de realizar los estudio es la Universidad Metropolitana, por toda
la paciencia que tuvieron durante estos últimos 5 años. De la misma forma
quiero dedicarle este trabajo a mi querido CRUM el cual me dio la formación
de ser un buscador incansable de la excelencia y de cumplir las metas que
me he propuesto.
Muchas gracias a todos
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V
ÍNDICE RESUMEN ................................................................................................... I
ÍNDICE DE TABLAS....................................................................................... 1
ÍNDICE DE FIGURAS..................................................................................... 2
= 0.052x5500’x8.4= 2402.4 Lbs/in2 (psi) (fact de (pies tot) (Lbs/gal)
conversión)
3.9 Tipos de fluidos de completación
Fluido Densidad (lbs/gal) ó (gr/cc) Diesel 7,1 libras por galón ó 0,8508 gr/cc.
Agua salada 8,5 libras por galón 1.018 gr/cc
Cloruro de potasio (KCL) 8,4 hasta 9,7 libras por galón 1.16 gr/cc.
Cloruro de sodio (NaCl7Br2) 8,4 hasta 12,7 libras por galón
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Cloruro de calcio (CaCi/Br2) 8,4 hasta 15,7 libras por galón.
El fluido de completación usado en el campo Dación es la salmuera al 2 %
KCL. El uso de KCL nos ayuda a darle peso a las columnas del fluido e
inhibe que las arcillas en la formación absorban líquido.
3.10 Cañoneo: tipos (TCP ó Guaya, Big Hole ó Deep Penetration) 3.10.1. Cañoneo TCP (tubing combey perforating ó cañones transportados por tubería) Normalmente se realiza en completaciones originales, ya que el revestidor
nunca ha sido cañoneado y las presiones de la formación no han sido
alteradas. Se efectúa bajo balance, la presión en el pozo es menor (∆P= 200
Lb/in2 13,78 bar) a la presión de la formación, esto simplifica un poco el
trabajo ya que a la hora de realizar el cañoneo el fluido se desplazará de la
zona de más presión a la de menos presión, permitiendo de esta manera que
el pozo fluya hasta la superficie. Para poder realizar este trabajo la presión
hidrostática del pozo se disminuye entre 200 y 500 psi ó 34.47 bar.
Una de las desventajas que tiene este sistema de cañoneo es que no se
puede realizar en horarios nocturnos por medidas de seguridad pre-
establecidas. Desventaja que retarda el tiempo operacional del taladro y
aumenta los costos operativos.
Una vez montado el equipo, asentado la empacadura y posicionado en
profundidad correcta. Se deja caer una barra desde superficie la cual
accionará los cañones a la profundidad deseada. En este momento el
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operador del pozo debe tener mucho cuidado y controlar el pozo para que
este no fluya descontroladamente .
Figura 15 Empacadura Figura 16 Cañones
3.10.2 Segurida con Sistema TCP 1. Uso restringido de explosivos primarios. (los explosivos primarios son
aquellos que detonan pero no perforan el revestidor, son utilizados para
accionar los cañones que perforarán el revestidor.
• Solamente en la cabeza de disparo.
• Detonación accidental muy difícil porque no hay explosivos
primarios en los cañones.
2. Espaciador de seguridad
• Un espaciador de 3 metros mínimo por encima de las cargas
asegurando que estas estarán por debajo de la mesa rotaria al
momento de conectar la cabeza de disparo.
• Disparo de arriba hacia abajo.
• La cabeza de disparo siempre se conecta de último.
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• Personal no expuestos a cañones armados durante la introducción o
recuperación de la tubería.
3.10.3 Ventajas del sistema 1- Reduce el tiempo de completación del pozo. Generalmente cuando se
utiliza este sistema el diferencial de presión entre el revestidor y la
formación será lo suficientemente alto para que el fluido llegue a
superficie sin tener que suabear pon largos períodos de tiempo.
2- Permite la limpieza inmediata de la formación. Debido al alto diferencial
de presión, el fluido de formación se desplazará hacia el revestidor
limpiando los desperdicios de los cañones.
3- Esta en capacidad de perforar distintos intervalos en un
mismo viaje.
4- Reduce los costos de estimulación.
5- Tiene muy buen rendimiento en pozos altamente desviados.
6- La perforación y evaluación se puede realizar en un solo viaje.
3.10.4 Especificaciones tabla 1 Tabla de especificación de los cañones
Tamaño del cañón
Densidad del tiro
Angulo del disparo
7" 12 SPF 60o
6" 12 SPF 45o
5" 12 SPF 30o
4 1/2" 12 SPF 60o
4" 9 SPF 40o
4" 4 SPF 90o
3 3/4" 12 SPF 60o
3 3/4" 12 SPF 45o
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SPF = # de tiros por pie En el campo dación se utiliza cañones de 4-1/2” y 12 tiros por pie. Este tipo
de cañón aumenta la densidad de disparo permitiendo mayor drenaje de la
formación hacia el pozo
3.10.5 CALCULO DEL UNDERBALANCE: Arena S2 (6789’- 6801’) presión de fondo = 2140 psi @ 6331.06 (profundidad TVD media de
la perforación)
500 psi bajo balance = 1640 psi P = (T.V.D x 8.4 x 0.052)
Despejando TVD de la formula
TVD = 3754.57 pies de agua al 2 % KCL = +/- 3830 pies
El nivel de fluido quedará a: 6795-3830= 2965 pies.
La cantidad de barriles dentro de la tubería 3830 x 0.00870 (3-1/2” EUE tbg)
Volumen 33.32 bbls (para crear un diferencial de 500 psi con la formación)
Nota: todos los calculos realizamos por LASMO/ENI estan especificados en estas unidades.
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Sarta Descripcion DE DI(in) (in)
Cabezal
Tubería de 3 1/2" rosca EUE 4.50 2.99
Marca radioactiva 4.50 2.99
8 juntas 3 1/2" rosca EUE 4.50 2.99
Marca radioactiva 4.50 2.99
8 juntas 3 1/2" rosca EUE 4.50 2.99
Union para diferentes roscas 4.50 2.99
Empacadura 7.00 2.44
1 Tubo corto de 2 7/8" EUE 3.68 2.44
CTR (Controlled Tension Release) 4.62 2.33
1 junta de tubería 2 7/8" EUE 3.68 2.44
Flow Sub 3.98 2.25
Casing 7" 1 junta de tubería 2 7/8" EUE 3.68 2.44
Cabeza de disparo 3.68 -
Espaciador de seguridad 4.50 -
Cañon 13 cargas 12 TPP 4621 PP 4.50 -
Punta con union 4.50 -
DIAGRAMA TCP
23Figura 17 Diagrama de ensamblaje TCP
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3.10.2 Cañoneo a través de guaya (wireline) Se realiza tanto en completaciones originales como en trabajos de
reacondicionamiento. A diferencia del otro tipo de cañoneo, el cañoneo por y
y wireline (ver fig 18 y 19) no se hace a bajo balance y se realiza a través
de un cable eléctrico y no por tubería, diferencia que ahorra una gran
cantidad de tiempo. Este sistema si puede ser usado en horarios nocturnos.
La forma de accionar estos cañones es a través de frecuencias eléctricas.
Una vez accionados los cañones el pozo no fluye porque el diferencial de
presiones no existe o es muy bajo, razón por la cual se debe realizar el
trabajo de achique o (swab job); es decir se succiona por medio de copas de
goma el fluido de la formación hacia superficie. Este trabajo toma unas 8 a
10 horas y solamente se puede realizar a la luz del día por motivos de
seguridad.
Figura 18 Unidad de Wireline 24
Herramienta de registro
Figura 19 Diagrama de registros
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Diagrama de cañoneo de hoyo grande (Big hole)
Figura 21
0,34
0,45
0,75
F
D
0,45
igura 20 Diagram
2
iagrama cañone
6,7
a Cañoneo Big hole
Diagrama de cañoneo de alta penetración (deep penetración)
5
o deep penetration
28,6
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Cañoneo Big Hole: se efectúa cuando se tiene planteado realizar un
empaque con grana, el disparo no penetra tanto en la formación pero crea u
hueco más grande para que posteriormente sea llenado de grava y crear el
filtro que se quiere.
Cañoneo Deep Penetration: como se observa en el diagrama (fig 21) la
penetración es mucho mayor pero de diámetro mucho menor. Este es tipo de
cañoneo es efectuado en formaciones que no necesiten control de arena.
3.10.4 Evaluación (Suabeo) Antes de realizar el cañoneo el pozo es llenado con fluido de completación
para poder crear una presión hidrostática lo suficientemente alta para
controlar el pozo al momento que los cañones son activados (underbalance).
Una vez sucedido esto se procede a achicar el pozo para poder extraer el
hidrocarburo de la formación y evaluarlo. Esta operación tiene una duración
máxima de 10 horas dependiendo de la presión de formación y del nivel de
fluido que se alcance.
El ensamblaje consta de una guaya que pasa a través de un lubricador en
superficie, baja hasta donde esta el nivel de fluido y vuelve a subir creando
un vacío que hace que el fluido en el pozo alcance superficie. Para que este
vacío se cree se utiliza una goma colocada en un extremos de la guaya (ver
fig 22 ó 23)
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Goma de suabeo
Lubricador
Formación
Figura 22 Goma de suabeo Figura 23 Diagrama de suabeo En los primeros viajes se tendrá como resultado 100% agua, una vez que el
pozo desplaza la capacidad de la tubería, el pozo comienza a presentar
mayor porcentaje de crudo. Si este presenta alto contenido de arena (∃.05%
arena en Lbs), se procede a la utilización de los sistemas de control de
arena.
Vol tubería Cap/pies x profundidad = # de bbls
Vol tubería: el volumen de la tubería de trabajo (3-1/2” EUE N-80)
Profundidad: la profundidad hasta donde se encuentre la tubería.
Cap/pies: capacidad de fluido/pie de tubería 0.005794 bbls/pie
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CAPÍTULO 4 Control de Arena
Es un método que se emplea en pozos de petróleo que producen arena de
formación; es decir; existen formaciones que producen hidrocarburos con
alto contenido de arena, causando daños en los equipos de levantamiento,
bombeo y a al momento de su separación en la estación. A continuación se
explicará el porqué, las causas, consecuencias y como evitar el arenamiento
de un pozo.
4.1 Porqué se produce arena El movimiento de los fluidos a través de las rocas arenosas producen
desprendimiento de granos de arena debido a la diferencia de presión de los
fluidos y fricción que estos ejercen sobre la roca. Si la fricción que ejercen los
fluidos sobre las pareces de la roca excede la fuerza de adherencia de la
formación, los granos de arena se separaran y se mueven con el fluido. Los
cambios bruscos en la rata de producción aumentan la producción de arena
a consecuencia de esto los fluidos de producción poseen un alto contenido
de arena.
4.2 Consecuencias en la producción de arena
La producción de arena en pozos de gas o petróleo causan una serie de
problemas en el potencial del pozo productor como en la parte económica.
Los problemas más comunes por la producción de arena son:
1- La producción se puede ver afectada por tapones de arena en el
revestidor, en la tubería, en separadores o en líneas de flujo.
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2- Debido a la producción de arena las presiones de la formación pueden
hacer que colapse el revestidor.
3- Los equipos que se encuentran en superficie y dentro del hoyo sufren con
la presencia de arena.
4- Los desechos que contienen arena son costosos debido al tratamiento
que estas deben de llevar antes de ser desechadas.
4.3 Métodos para el control de arena
El aumento de la rata de producción a aumentado la necesidad de buscar
sistemas de control de arena más eficientes y duraderos. La experiencia dice
que el sistema de control de arena debe ser implementado antes de que la
formación sea destruida por el movimiento de la arena. Se han desarrollado
dos métodos de control de arena para disminuir o prevenir el movimiento de
las formaciones arenosas productoras de hidrocarburos.
1- En algunos casos, la producción de arena puede ser prevenida
reduciendo la rata de producción de fluido, con esto se disminuye la
fuerza que arrastra la arena.
2- El empaque con grava es el método clásico y simple para el control de
arena. Es útil tanto para trabajos en tierra con para trabajos en
plataformas marinas. Gracias al avance en la tecnología del empaque con
grava, se están utilizando fluidos viscosos que permiten una alta
concentración de grava en las rejillas, dando como resultado mayor
eficiencia en el trabajo.
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4.4 Seleccionar de las rejillas.
• El tamaño de la ranura, es determinado por el tamaño de la grava. El
estándar para este campo es de 0.012 pulgadas (Esta abertura entre
rejillas evita que la arena de la formación pase a través de las rejillas
al igual que los granos de la grava).
• Diámetro de las rejillas. Debe de existir una diferencia de una pulgada
entre el diámetro externo de las rejillas con el diámetro interno del
revestidor (si la diferencia entre los diámetros es muy pequeña, traerá
problemas a la hora del bombeo de la grava y si el espacio en muy
grande, existirá exceso de volumen que la grava no cubrirá)..
• El material de las rejillas. Esto va a depender de: la presión y
temperatura del fondo del hoyo y tipo de fluido de producción ( en
dación de trabaja con presiones de 2500 psi y temperaturas de 190°F)
4.5 Herramientas
Para poder realizar las diferentes operaciones durante el empaque con
grava, se utiliza una herramienta de servicio. Esta herramienta tiene una
longitud aproximada de 50 pies y en ella se encuentra la empacadura
QUANTUN. Dicha herramienta tiene tres posiciones diferentes de acuerdo a
la operación que de esté realizando: Circulación (directa o en reversa),
forzamiento con recirculación y forzamiento. La primera posición se utiliza
para reversar todo el fluido inyectado por la por la tubería. Bien sea entrando
por tubería y saliendo por el revestidor (circulación directa) o entrando por el
revestidor y saliendo por la tubería (circulación en reversa). La segunda
posición se utiliza para circular en directa el fluido mientras se está
realizando el forzamiento. Esta posición se utiliza en formaciones donde el
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fluido tiene problemas para entrar en la formación. Y la tercera posición se
utiliza cuando ya la grava se encuentra en la tubería y en el revestidor y se
procede a introducirla a la formación. La forma como se alcanzan estas
posiciones es tensionando la tubería.
Quantum packer (empacadura): empacadura hidráulica ubicada en la parte
superior del ensamblaje. La manera de asentarla es a través de presión y al
momento de meterla en el hoyo, esta va sujeta a la herramienta de servicio.
Tubo liso: cumple con la función de espaciador y conecta los shunt tubos con
los tubos lavadores.
Tubo con rejillas: son tubos de 20 pies ó 6,09 m ó 30 piesó 9.14 m de
longitud (ver figura 24). Por estas rejillas que actúan como filtro pasara el
petróleo y no permitirá que pase la arena (la cantidad de rejillas es
directamente proporcional a la cantidad de pies perforados). Estas rejillas
Figura 24 Rejillas de 0.012"
tienen una abertura de 0.012” entre ellas.
Crossover: herramienta que se utiliza para unir tubería de diferente rosca o
diámetros.
Empacadura MZ: esta herramienta es la que se coloca entre las zonas
perforadas (aislador hidráulico) y se asienta para evitar la movilidad del
ensamblaje.
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Snap Latch locator: herramienta que va al final del ensamblaje y su función
es encajar dentro de la empacadura de fondo.
Unidad de sello: evita la comunicación de fluidos, arenas, etc entre un lado y
otro.
Pata de mula: su función es hacer que el Snap latch entre en la empacadura
de fondo.
Empacadura de fondo: se coloca en la parte más baja de las zonas que se
desean completar.
Shunt Tubes o tubos divergentes: tubería delgada que se utiliza para
empacar las zonas inferiores.
Tubería de aislamiento: es de menor diámetro, va por dentro de ensamblaje
y su función es dar selectividad a las diferentes zonas completadas a través
de camisas que se abren o cierran.
4.6 Fluidos de empaque
Salmuera: agua filtrada a 20 NTU ( grado de turbicidad ó unidades de
refracción de luz) al 2 % KCL con un peso de 8,3 ppg (libras por galón). El
KCL se utiliza para darle peso a las columnas de agua y para reducir los
daños en la formación.
Gel: esta compuesta por HPG (Guar and hydroxypropylguar) que mezclado
con salmuera se obtiene una gel. La viscosidad dependerá de la
concentración del polímero, se añade llamado cortador o Braker. El cual
actúa a altas temperaturas y su función es romper la cadena de este
polímero y evitar que dañe la formación.
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4.7 Propante ó Grava
Econoprop 20/40 ceramic: granos de cerámica con un número que
representa el rango en los diámetros del tamaño de la grava. Con un
diámetro medio aproximado de 0.025 pulgadas. Esta grava es la más usada
en el campo Dación por sus buenos resultados desde su implementación.
GRAVA 20/40 FORMACION
REVESTIDOREspesor 0.453”
CEMENTO
0.012”
REJILLAS
Figura 25 Diagrama detallado del empaque con grava 4.8 Proceso de bombeo
En el proceso del empaque con grava se utilizan diferentes tipos de fluidos
de acuerdo a la operación que se esté realizando. Después de haber armado
todo el ensamblaje y entrar al hoyo hasta estar en profundidad, se bombea
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ácido a través de la tubería para limpiarla, luego se circula en directo y
reverso hasta sacar todo el ácido del pozo. Después de esta operación se
bombea gel a través de la tubería hacia la formación a una rata máxima de 8
barriles por minuto. Este gel es bombeado al pozo antes de la grava para
que facilite la inyección de esta. Seguidamente se procede a bombear la
grava a través de la tubería a una rata de 8 barriles por minuto hasta
alcanzar la presión de cierre de 3500 psi ó 241.3 bar. Calculados los
volúmenes y la cantidad de grava necesaria para el trabajo. Se utiliza agua al
2 % KCL como fluido para bombear la grava hacia la formación. Una vez
realizado todo este proceso de bombeo, se coloca la herramienta de servicio
en la primera posición y se reversa todo lo que este en la tubería hasta
obtener retornos limpios Figura 26 Unidad de bombeo TVC Figura 27 Tolva mezcladora
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BombaGrava
Mezclador
Tanque de retorno
Diagrama de Empaque con grava
Pozo GEL
Camión TCV
Figura 28 Diagrama del bombeo del empaque con grava
4.9 Sistema IsoAllPack La configuración típica del ensamblaje IsoAllPack que se usa en el campo
Dación puede ser utilizada para dos y tres zonas. Este ensamblaje permite
completar sencillo selectivo un pozo con control de arena de manera
individual en una sola corrida y con un solo trabajo de bombeo.
Después de asentar la empacadura (ver figura 29)de fondo, perforar el pozo
(dos o tres zonas) y realizar las pruebas de inyección. Se puede entrar en el
hoyo con el sistema IsoAllPack. El tiempo aproximado que toma el armar
dicho sistema es de tres a cuatro horas y de cinco a seis horas llevarlo a la
profundidad deseada. El trabajo de bombeo no toma más de una hora.
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Antes de asentar la empacadura de fondo una segunda prueba de inyección
es realizada para asegurar la disponibilidad de bombear la grava a la
formación. Un alto resultado en la prueba de inyección puede tener dos
connotaciones:
1- La condición del pozo cambia desde el momento que se saca del hoyo el
ensamblaje TCP, se realiza la primera prueba de inyección, se entra al
hoyo con el tapón de hierro y empacadura R3 y cuando se entra al hoyo
el ensamblaje GP. Durante este periodo los desechos son depositados en
los túneles perforados de la formación, provocando daños que pueden
ser irreversibles.
2- Normalmente la formación no absorbe fluido, lo cual es reflejado en la
primera prueba de inyección para esa arena. Evaluar este resultado antes
de tomar la decisión de inyectar ácido a la el cual abrirá la formación.
Figura 29 Empacadura del sist. IsoAllPack
4.10 Tubería de Producción
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4.10.1 Diseño
El diseño y cálculo de la tubería de producción son muy importantes para la
vida útil del pozo. En el campo Dación la gran mayoría de los pozos tienen
un revestidor de 7 pulgadas el cual lleva una tubería de 3-1/2 pulgadas Ver
tabla 2). Esta tubería es de grado N-80 (resistencia, ver tabla de datos de
tubería) está sutilmente sobredimensionada para los trabajos que
realizamos, de esta manera nos aseguramos que no tendremos problemas o
accidentes por ruptura o colapso de la tubería como puede ser el caso de la
corrosión por agentes como: H2S, CO2, O2 entre otros.
Datos de tuberías y revestidores Rosca
Peso nominal Espesor Diam Ext Resistencia Esfuerzo Esfuerzo Diam Externo T&C Tubería Diam Inte Tolerancia Upset al a la a la (in) Upset (in) (in) (in) (in) Grado colapso presion Tension
FINAL HELIX ANGLEMOVEMENT IF PERMITED (in) -32.36 Helix Angle
1.1 Deg/100'FORCES and STRESSES FORCE STRESS Maximum Tool Length (lbs) (psi) 36.03 FeetBottom Section Top -70357 25960
Bottom -8047 16168Packer - Tubing -28952
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CAPÍTULO 5 Levantamiento Artificial
El levantamiento artificial es un método que se utiliza para asistir al fluido que
llegue a superficie cuando la presión del yacimiento no es lo suficiente como
para que el fluya de manera natural. Hoy en día se manejan diferentes tipos
de sistemas de levantamiento artificial de acuerdo a las características que
presenta cada pozo.
5.1 Tipos de levantamiento artificial 5.1.1 Levantamiento Artificial por Gas (Gas lift)
Representa el método de levantamiento más usado en el Campo Dación.
Camco es la contratista que suple los mandriles de gas y válvulas.
Generalmente en los pozos de Dación se instalan de 8 a 12 mandriles . Las
líneas de flujo no deben tener mas de 1,2 km de longitud.
El costo de un mandril de gas para una tubería de 3-1/2” es de $ 1.500.
En pozos con baja gravedad API (15° o menos) este método no es eficiente
puesto que se recircula gas, creando un efecto de “bypass” entre el crudo y
el gas
Trabaja muy bien en pozos productores de arena y gas , el mantenimiento
es muy sencillo.
5.1.2 Bomba Electro-sumergible(ESP)
Este sistema trabaja mejor en pozos de alta rata de producción , su
instalación es recomendada en pozos que produzcan por encima de 800
bopd (barriles de petróleo por día) con una baja producción de agua.
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Es necesario el empaque con grava ya que la presencia de arena afecta el
rendimiento de la bomba. Normalmente una bomba de 200 Hp cuesta
alrededor de 140.000 $ (equipos dentro del hoyo) y unos 60.000 $ (equipos
en superficie).
La corriente eléctrica es suplida por PDVSA en el campo Dación.
Tiene limitaciones de temperatura entre 250 y 325 °F
5.1.3 Bomba Mecánica (Rotoflex)
Este sistema de bombeo esta diseñado para pozos de alta rata de
producción con desplazamiento largo y lentos desplazamientos por minuto.
Rotoflex usa una bomba dentro del hoyo la cual es puesta en funcionamiento
por un motor eléctrico o a gas en superficie a través de un eje.
Es recomendable para bombear crudo pesado, no tiene limitaciones con
temperatura.
Tiene un rendimiento pobre en plataformas marinas.
La bomba rotaflex tiene un costo de $ 175.000:
5.1.4 Jet Pump
Posee la ventaja de trabajar en pozos de alta rata de producción a grandes
profundidades sin tener limitaciones de temperatura. Los equipos que van
dentro del hoyo no son costosos en comparación con los otros sistemas,
además es sumamente fácil de instalar.
En caso de daño o mantenimiento no hace falta sacar la tubería.
El aspecto negativo de este sistema es en superficie. Los equipos son
sumamente delicados, muy costosos y necesitan un buen mantenimiento.
Este sistema es remendados en pozos de baja gravedad API.
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5.1.5 Bomba de Cavitación Progresiva: (PCP) Este sistema de levantamiento maneja volúmenes medianos. Tiene
limitaciones de temperatura 200° F y profundidad de 6000’ No son
recomendables en el manejo de Gas. si están conectadas a superficie a
través de un eje como los sistemas Rotoflex. Son fácil de instalar y operar,
no tienen problemas con la presencia de arena ni pozos desviados
5.2 Principios básicos del levantamiento artificial por gas 5.2.1 Introducción La mayoría de los pozos de petroleros completados, fluirán naturalmente por
cierto tiempo después que empiezan a producir. Las presiones del reservorio
y las formaciones de gas proveen suficiente energía para hacer llegar el
fluido a superficie. A medida que el pozo esta produciendo esta energía se
consume hasta que no es suficiente para que el pozo fluya natural. Cuando
la energía del reservorio es muy baja para llevar el fluido a superficie, se
hace necesario la utilización de algún sistema de levantamiento artificial para
dar esa energía que hace falta para llevar el fluido a superficie. En los
diferentes sistemas de lavantamientos artificial ya mencionados posemos
observar que cuando el levantamiento artificial por gas (LAG) es utilizado, la
alta presión que el gas aporta la energía suficiente que permita al pozo fluir.
Existen dos tipos de levantamiento artificial por gas (LAG): Levantamiento
por flujo continuo y levantamiento por flujo intermitente. En flujo continuo, el
gas a alta presión es inyectado en la columna de fluido con el propósito de
reducir la densidad del fluido lo suficiente para permitir a la presión del
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reservorio levantar el fluido hasta superficie. Este tipo de levantamiento es el
mejor que podemos aplicar a pozos con alta rata de fluido. Rata hasta
75.000 barriles por día o más, pueden ser levantados en tuberías de gran
tamaño.
Cuando usamos el levantamiento con gas de manera intermitente.
Inyectamos gas a alta presión a la columna de fluido del pozo y este es
levantado hacia superficie como efecto pistón. Después que el fluido
bombeado llega a superficie, el gas a alta presión deja de ser inyectado a la
tubería , después que esto sucede y la presión dentro de la tubería baja,
fluido de formación vuelve a entrar a la tubería y se repite todo el proceso
nuevamente. Este tipo de levantamiento es usado en pozos de baja rata, es
decir , de 250 barriles de petróleo por día o menos.
5.2.2 Aplicaciones del levantamiento artificial por gas 1- Induce a la producción a los pozos que no fluyen de manera natural.
2- El mantenimiento y operaciones de estos equipos de gas lift son menos
costosos que los sistemas Rotflex, jet pump, Esp, etc
3- Simplifica la completación del pozo. Las válvulas y mandriles no
necesitan conexión mecánica con la superficie para su funcionamiento.
Disminuyendo así tiempo del taladro al momento de alguna reparación,
haciéndolo así mas rentable.
4- Buen comportamiento en pozos que aportan arena.
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5.2.3 Válvulas de inyección de presión Estas válvulas están diseñadas de manera que la presión en el revestidor
controle su funcionamiento de estas. La presión de trabajo de estas válvulas
en el campo Dación es de 1300 psi, por debajo de estos valores, las
válvulas están cerradas. Un beneficio que tiene este tipo de operación es
cuando la presión de inyección llega a su valor máximo, una caída de presión
en el revestidor puede ser diseñada para asegurar que las válvulas
superiores estén cerradas. Aumentando la presión en el revestidor las
válvulas se abren nuevamente.
En un pozo, el número de mandriles de gas depende de la profundidad de
este. Al establecer el número exacto de mandriles y conocer el nivel de fluido
del pozo, todos las válvulas por encima del nivel de fluido actuarán como bi-
pass dejando abierta para inyectar gas la válvula que esté alrededor de 1000
pies ó 305 m por debajo del nivel de fluido.
Figura 30 Válvula interna
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5.2.4 Ventajas y Limitaciones del levantamiento Artificial por Gas La flexibilidad de este sistema en términos de rata de producción y
profundidades requeridas para realizar el levantamiento no puede ser
comparada con otros método (Rotflex, jet pump, Esp, etc) de levantamiento
artificial para la mayoría de los pozos en donde la inyección de gas sea
viable. Este sistema es considerado una de las mejores maneras de
levantamiento de fluidos ya que por muy simple que sea en comparación con
los otros sistemas, cumple con su función de llevar el fluido a superficie.
En pozos altamente desviados. LAG es un excelente candidato para levantar
el fluido. Muchas instalaciones de LAG son diseñadas para aumentar la
producción diaria de los pozos.
Las válvulas internas de los mandriles de gas pueden ser reemplazadas sin
tener que parar la producción o sacar la tubería del pozo. Esto facilita las
operaciones de mantenimiento que se tengan que realizar. Inclusive si el
pozo esta produciendo, no hace falta la movilización del taladro para realizar
este trabajo, lo cual representa un ahorro económico y de tiempo. Muchas de
estas válvulas son dispositivos no muy sofisticados. Las partículas de arena
que en ciertos casos aportan el yacimientos al pozo, no pasan por estas
válvulas operativas, el equipo de superficie es relativamente económico,
estos son bastante sencillos y de poco peso, el mantenimiento es mínimo y
ocupan muy poco espacio al momento de su instalación. Los reportes de
mantenimiento, cambio de piezas y costos operativos son mucho menores
en comparación a los de otros métodos.
Una de las limitaciones que este método tiene al momento de operar, es la
falta de gas de formación o la disponibilidad de este proveniente de otras
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fuentes. Otras limitaciones son los espacios reducidos en plataformas
marinas al momento de instalar los compresores de gas. Este método no es
recomendado para el levantamiento de crudo pesado o extra pesado; es
decir; crudo con una gravedad °API menor a los 12°. Figura 31 Diagrama de sistema Gas - Lift
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5.2.5 Funciones del cabezal
1- Es la interface entre el pozo y las líneas de flujo.
2- Mantiene la integridad tanto de la tubería de producción como del
revestidor de producción, intermedio (si hace falta) y el revestidor de
superficie; además provee dos barreras requeridas por la ley de
hidrocarburos de Energía y Minas para todo pozo productor de
hidrocarburos.
3- Facilita la entrada de las herramientas necesarias para hacer intercambio
de zonas, válvula, instalación de equipos , herramientas de registros , etc.
5.2.6 Diagrama de Cabezal
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Figura 32 Diagrama del cabezal Figura 33 Cabezal
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CAPÍTULO 6 Costos 6.1 Tabla de costo estimado Vs costo real
Tabla comparativa de CostosDescripción
Valor estimado Valor real DiferenciaTALADRO CONTRATADO 51,250 51,250 0MUDANZA DE TALADRO 10,000 10,000 0LOCALIZACIÓN Y ACCESO 10,000 10,000 0FLUIDOS DE COMPLETACION 14,000 16,000 2000COMBUSTIBLE Y SUMINISTRO DE AGUACAÑONEO Y REGISTRO 54,700 54,700 0TRANSPORTE PROPIOEMPAQUE CON GRAVA Y SERVICIO TÉCNICO 40,000 48,728.62 8,728.62CEMENTACION 0 0ALQUILER EQPO. DE PESCA Y MISCELÁNEOSSERVICIO DE GUAYA FINA 4,000 4,000 0TRANSPORTE ALQUILADO 800 800 0LABOR PROPI
0
ALABOR CONTRATADA RESTAURACIÓN DE LOC. PARA DISPOCISIÓN DE FLUIDOSSEGURIDAD, SUMINISTROS PARA EL TALADRO Y MISCS.O/MAT. SUMIN. Y MANEJ. BOD.ARBOL DE NAVIDAD 18,000 20,000 2000EQUIPOS DE COMPLETACION 180,000 229,939.93 49,939.62CONTINGENCIAS 15,000 16,000 1000TUBERIA 30,360 32,500 2500CASING, COLGADOR, OTROS MAT. DE SUPERFICIE. 4,500 6,000 2500LÍNEAS DE FLUJO Y EQUIPO
TOTAL 462,610 499,918.55 37308.55tabla 5 Tabla de costos 1- Taladro contratados trabajos de completación tienen una duración
aproximada de 5 días y tiene un valor de 10.250 dólares/día.
2- Mudanza del taladro: una vez terminado el trabajo de completación , el
taladro tiene que mudar a una nueva locación. Todo el traslado de todos
los equipos tiene un valor de 10.000 dólares (fijo según contrato).
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3- Localización y acceso: antes de realizar una completación se debe
acondicionar el área de trabajo. Esto trabajo tiene un costo entre 5.000 y
10.000 dólares. Normalmente es necesario realizar trabajos de
deforestación y movimientos de tierra y la mayoría de estas localizaciones
están en zonas sembradas.
4- Fluidos de completación: son todos los fluidos que se usarán durante la
labor de completación (aprox. 750 bbls a un costo de $ 19 por bbl =
14.000).
5- Cañoneo y registros: servicio que brinda contratista Schlumberger al
momento de perforar el revestidor y registrar el trabajo.
6- Empaque con grava y servicio técnico: este trabajo es realizado por la
operadora de la contratista Dowell Schulmberger la cual se encarga de
armar todo el ensamblaje, bajarlo a profundidad, realizar el trabajo de
empaque con grava y realizar todas las pruebas necesarias (simple $
32.500, doble $ 33.000 y triple $ 40.000).
7- Servicio de guaya fina (slickline): esta operadora se encarga de realizar
operaciones a herramientas sin necesidad de sacarlas del pozo ( precio
varia dependiendo del trabajo, alrededor de $ 4.000).
8- Trasporte alquilado: en el lugar de trabajo siempre se cuenta con servicio
de montacargas y camiones para mover herramientas.
9- Arbol de Navidad: válvulas que es necesaria una vez que la completación
haya finalizado. Su función es conectar el pozo a las líneas de flujo y el
sistema de levantamiento artificial a utilizar si es necesario (costo fijo $
18.000).
10- Equipos de completación: son todas las herramientas que se necesitan
para poder realizar la completación ( mandriles de gas, niples de asiento,
camisas, empacaduras entre otros).
• Empacadura QUANTUM: $ 17.765
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• Localizador: $ 3.060
• Junta de seguridad: $ 1.377
• Unidad de sello: $ 597
• Tubo liso 3-1/2”: $ 35/pie
• Rejilla de 3-1/2” con tubos divergentes $ 237/pie
• Empacadura MZ: $ 11.927
• Tbo ailasnte de 2-3/8” $ 29,45/pie
11- Contingencias: son todos los imprevistos que se puedan presentar
durante la completación (10 % del costo total de la completación).
12- Tubería: es la cantidad de tubos que se necesitan para la completación.
Generalmente el costo es por pie de tubería y tiene un valor de 4.4
dólares por pie.
13- Revestidor, colgador, otros materiales de superficie (mantenimiento de
las secciones “A” $ 4.000):
Nota: todos estos cálculos están especificados bajo este sistema de unidade.
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Programa Detallado del Pozo LG-396 Objetivo El objetivo en este trabajo es realizar la completación original del pozo
productor de petróleo LG-396.(L-ABP). Se espera perforar las arenas: T en el
intervalo (6900’- 6925’), S2 (6789’- 6800’) y R4L (6766’- 6780’) con TCP y
200 psi (bajo balance). Achicar cada arena por separado y evaluarla.
Empaque con grava IsoAll Pack sencillo selectivo en cada arena. El método
de levantamiento será LAG.
La completación resultante será Empaque triple, sencillo selectivo.
CONSIDERACIONES HSES
Para el control de pozo:
Un mínimo de dos barreras de protección deben estar instaladas en el pozo.
Las barreras deben estar bien mantenidas durante todo el trabajo.
Si se necesita utilizar un lubricador en una operación de guaya fina, debe de
ser lo suficientemente larga para mantener las herramientas de trabajo por
encima de la BOP.
Cualquier incidente o accidente debe ser reportado de inmediato al personal
de IWT equipo de ingeniería de completaciones en las oficinas de San Tome
y guardarla bajo la política de Dacion HSES.
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Los equipos de control del pozo deben ser probados con presión y los
resultados archivarlos en la carpeta IADC de reportes.
Chequear que las tuberías s e encuentren en buen estado. Utilizar la
herramienta ECHOMETER para comparar los niveles de fluido y el reporte
que la herramienta aporte mantenerlo en la carpeta del pozo.
HSES: control ambiental
Datos del Pozo
Localización del pozo: L-ABP Nombre del pozo: LG-396
Campo: Dación
Area: San Tomé, Venezuela
Bloque: Leona
Tipo de pozo: Direccional
Coordenadas (UTM): Superficie: N 986.491,63 m E 410.184,13 m
Fondo N 986.796,42 m E 409.709,58 m
TD profundidad total: 7196 ft KB MD & 6660 ft TVD
PBTD: 7103 ft KBMD (FC) RKBE altura de la mesa rotaria: 659,4 ft GLE altura del terreno: 644,4 ft Prospectos e intervalos: T (6900’- 6925’) 2447 (0,38 psi/ft), S2 (6789’-
6800’)
2140 (0,38 psi/ft) y R4L (6766’- 6780’) 2110 (0,38 psi/ft)
Angulo Máximo: 36,57° @ 6317 ft MD
Estación: DED-03
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Costo estimado: USD 419.940 del AFE (estimado $ 462,610), se necesitan
$ 101.413 suplementarios.
Tiempo Estimado 5 días
Producción estimada 600 barriles de petróleo por día.
Datos de los revestidores Superficie: 9 5/8”, 36lb/ft,J-55 @ 1.735 ft KBMD