tesis de grado previa la obtenciÓn del...

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

RÁTULA

Tema: “Estudio de la Implementación del Sistema de una

Completación Dual Paralela en el Pozo Mariann 24”

TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

AUTOR: DANIEL ALMEIDA JARAMILLO

DIRECTOR DE TESIS: ING. VINICIO MELO

QUITO – ECUADOR

Mayo 2010

III

DECLARACIÓN

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.

Daniel Almeida Jaramillo

CI: 1713674099

Autor

V

Francisco de Orellana, 16 Diciembre 2009 ING. JORGE VITERI Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL Presente,

CARTA DE LA EMPRESA

Por medio este documento, y en base a lo acordado en el contrato de confidencialidad en calidad de Pasante- Tesista firmado el día 17 de Noviembre del 2009 entre la Compañía SCHLUMBERGER SURENCO y el Sr. DANIEL ALMEIDA JARAMILLO con numero de cedula 1713674099 en el cual se le concede la autorización del manejo de información por parte de la compañía, así como también el uso de las instalaciones de nuestra empresa, con el objetivo de la realización de su Tesis de Grado cuyo tema es: “ESTUDIO DE LA IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE UNA COMPLETACIÓN DUAL PARALELA EN EL POZO MARIANN 24”. Yo, Christian Tohaza Mora con cargo EIC de Completions Base Coca, hago valido este certificado para la publicación de datos en el desarrollo de su Tesis. Por la atención otorgada a la presente, le anticipo mis agradecimientos

VI

DEDICATORIA

A mi Madre, que con su amor, dedicación y sacrificio me inculcó valores morales,

espirituales para ser un hombre de bien y llegar a donde estoy. A ti Madre por confiar en

mí, por enseñarme que el camino de la vida debe ser construido sobre cimientos

sólidos y firmes para que no se derrumbe.

A Natalia, mi hermana, con quien compartí juegos, alegrías e ilusiones de mi niñez y

juventud.

A mi tío Oswaldo Jaramillo por ser ejemplo de padre y amigo, porque la familia es el

huerto donde se siembra la vida, se cultiva el corazón y se cosecha el amor.

VII

AGRADECIMIENTO

Doy gracias a Dios por ser el centro de mi vida, por darme sabiduría, inteligencia,

discernimiento y la fuerza necesaria para subir un escalón más, culminar mis estudios e

iniciar mi carrera profesional.

A Mariana Jaramillo, mi Madre, que con su valentía y tenacidad, me enseñó lo que es el

mundo, procurando comprender cuál es mi misión dentro del mismo; me hizo ver que

hay que alcanzar metas en la vida dando lo mejor para obtener la excelencia, porque la

mediocridad es el opio de la humanidad.

A mi hermana Natalia Almeida Jaramillo que fue mi apoyo en momentos de flaqueza,

soledad y tristeza, pero con su ejemplo salí adelante.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial que me ha dado los conocimientos

necesarios para ser un gran profesional y destacarme de la mejor manera llevando el

gran honor de haber estudiado en este prestigioso plantel.

Mi especial agradecimiento al IngenieroVinicio Melo, Director de Tesis; por su tiempo,

por impartirme sus valiosos conocimientos y experiencias profesionales; por enseñarme

a construir mis fortalezas y no avergonzarme de mis debilidades.

A familiares y amigos que de una u otra manera estuvieron brindándome su apoyo. Mil

gracias!

VIII

ÍNDICE GENERAL

Pág.

CARÁTULA .................................................................................................................... II

DECLARACIÓN ........................................................................................................... III

CARTA DEL DIRECTOR ............................................................................................ IV

CARTA DE LA EMPRESA ............................................................................................ V

DEDICATORIA ............................................................................................................ VI

AGRADECIMIENTO .................................................................................................. VII

ÍNDICE GENERAL ................................................................................................... VIII

ÍNDICE DE CONTENIDO ........................................................................................... IX

ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................ XIII

ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................ XIV

ÍNDICE DE ANEXOS .................................................................................................. XV

ÍNDICE DE ABREVIATURAS .................................................................................. XVI

RESUMEN ............................................................................................................... XVIII

SUMMARY ................................................................................................................. XXI

IX

ÍNDICE DE CONTENIDO

Pág.

CAPÍTULO I ................................................................................................................... 1

1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 1

1.1 OBJETIVO GENERAL .......................................................................................... 2

1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................................. 2

1.3. JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO ........................................................................ 2

1.4. HIPÓTESIS ............................................................................................................ 3

1.5. METODOLOGÍA .................................................................................................. 3

CAPÍTULO II ................................................................................................................. 6

2. INTRODUCCIÓN A LAS COMPLETACIONES .................................................. 6

2.1. REQUERIMIENTOS BÁSICOS DE UNA COMPLETACIÓN ........................... 6

2.2. TIPOS DE COMPLETACIONES .......................................................................... 7

2.2.1. Completación a hueco abierto ......................................................................... 7

2.2.2. Completación con hueco entubado ................................................................. 8

2.2.3. Completación con una sola zona ................................................................... 10

2.2.4. Completación con zonas múltiples ............................................................... 11

2.2.5. Completación de flujo natural ....................................................................... 12

2.2.6. Completación con métodos de levantamiento artificial ................................ 12

2.3. FASES DE UNA COMPLETACIÓN .................................................................. 13

2.3.1. Objetivos del diseño ...................................................................................... 13

X

2.3.2. Componentes de la completación.................................................................. 14

2.3.3. Inicio de la producción ................................................................................. 14

2.3.4. Evaluación y monitoreo de la producción ................................................... 15

CAPÍTULO III .............................................................................................................. 16

3. DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES DE LA COMPLETACIÓN DUAL

PARALELA ................................................................................................................... 16

3.1. EMPACADURA DE PRODUCCIÓN ................................................................. 16

3.1.1. Empacaduras recuperables tipo sealbore (área interna pulida) ..................... 17

3.1.2. Empacadura recuperable Omegatrieve ........................................................ 17

3.1.2.1. Ventajas de la empacadura Omegatrieve ............................................... 19

3.2. COMPONENTES AUXILIARES DE UNA COMPLETACIÓN ................... 21

3.2.1. Unidad de sellos ............................................................................................ 21

3.2.2. Niple de asiento (NO-GO) ............................................................................ 24

3.2.3. Pod Sleeve ..................................................................................................... 25

3.2.3.1 Descripción y Operación ......................................................................... 25

3.2.4. Pod Hanger .................................................................................................... 26

3.2.4.1 Aplicaciones ............................................................................................ 26

3.2.4.2 Descripción y Operación ......................................................................... 27

3.2.4.3. Ventajas de la Cápsula POD .................................................................. 30

3.2.5. Camisa (Sleeve) ............................................................................................ 30

3.2.6. Soporte de la bomba ...................................................................................... 32

XI

CAPÍTULO IV .............................................................................................................. 33

4. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN DE LA COMPLETACIÓN DUAL

PARALELA EN EL POZO MARIANN 24 ................................................................ 33

4.1. DATOS DE LAS ARENAS PRODUCTORAS ................................................... 33

4.2. EQUIPO ESPECIAL DE MANIPULEO UTILIZADO ....................................... 35

4.3. ASENTAMIENTO Y PRUEBA DEL PACKER DE FONDO DE 7” .................. 38

4.4. VALORES DE TORQUE PARA LA TUBERÍA ................................................. 38

4.5. CORRIDA DE LA COMPLETACIÓN DUAL PARALELA .............................. 39

4.6. CORRIDA DE LAS TUBERÍAS PARALELAS DE 2-7/8” EUE

(WEATHERFORD) .................................................................................................... 42

4.7. ESPACIAMIENTO DE LAS SARTAS ............................................................... 45

CAPÍTULO V ................................................................................................................ 48

5. CRITERIO TÉCNICO ECONÓMICO .................................................................. 48

5.1 ANÁLISIS ECONÓMICO ENTRE UNA COMPLETACIÓN DUAL

PARALELA Y UNA COMPLETACIÓN DUAL CONCÉNTRICA ......................... 48

5.2 DIFERENCIA DE COSTOS ENTRE UNA COMPLETACIÓN DUAL

CONCÉNTRICA Y UNA COMPLETACIÓN DUAL PARALELA ......................... 54

5.3 DETERMINACIÓN DEL TIEMPO PARA RECUPERAR LA INVERSIÒN

ECONÓMICA EN LA COMPLETACIÓN DUAL PARALELA ............................... 54

CAPÍTULO VI .............................................................................................................. 57

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 57

6.1 CONCLUSIONES ................................................................................................ 57

XII

6.2 RECOMENDACIONES ....................................................................................... 59

BIBLIOGRAFÍA GENERAL ...................................................................................... 60

ANEXOS ........................................................................................................................ 61

XIII

ÍNDICE DE TABLAS

Pág.

Tabla 1 Dimensiones del casing, del Pod y BES ............................................................ 30 Tabla 2. Equipo de Manipuleo ........................................................................................ 36 Tabla 2 Equipo de manipuleo (continuación) ................................................................. 37 Tabla 3 Valores de Torque para Tubería......................................................................... 39 Tabla 4. Propuesta económica de una Completación dual Concéntrica con packer

Multiport ......................................................................................................................... 49

Tabla 5. Propuesta económica de una Completación dual Concéntrica con cápsula POD

y sistema MFIV (mechanical formation isolation valve) ................................................ 50

Tabla 6. Propuesta económica de una Completación dual concéntrica con cápsula POD

con packer Omegatrieve .................................................................................................. 51

Tabla 7. Propuesta económica de una Completación dual paralela con cápsula POD con

packer Omegatrieve ........................................................................................................ 52

Tabla 8. Diferencia de costos entre una Completación dual concéntrica y una

Completación dual paralela ............................................................................................. 53

Tabla 9. Producción actual de las arenas “U superior y “U” inferior ............................. 55

XIV

ÍNDICE DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Completación a hueco abierto ........................................................................... 8

Figura 2. Completación con hueco entubado .................................................................. 10

Figura 3. Completación con zonas múltiples .................................................................. 11

Figura 4. Empacadura recuperable Omegatrieve ........................................................... 20

Figura 5. Unidad de Sellos .............................................................................................. 21

Figura 6. Localizador de doble sello ............................................................................... 23

Figura 7. Niple de Asiento .............................................................................................. 25

Figura 8. Pod Sleeve ....................................................................................................... 26

Figura 9. Encapsulado de la bomba con Pod hanger ...................................................... 28

Figura 10. Cápsula Pod ................................................................................................... 29

Figura 11. Camisa ........................................................................................................... 31

Figura 12. Soporte de la bomba ...................................................................................... 32

XV

ÍNDICE DE ANEXOS

Pág.

Anexo 1. Diagrama Mecánico del Pozo Mariann 24 ..................................................... 61 Anexo 2. Diagrama General de la Completación dual Paralela en el pozo Mariann 24…. ......................................................................................................................................... 62 Anexo 3. Elevador Dual Paralelo .................................................................................... 63 Anexo 4. Cuña Doble Spider con Tubería en paralelo.................................................... 64 Anexo 5. Pod hanger ....................................................................................................... 65 Anexo 6. Pod Sleeve ....................................................................................................... 66 Anexo 7. Ensamble Pod Hanger con Pod Sleeve ............................................................ 67 Anexo 8. Niple de asiento con standing valve ................................................................ 68 Anexo 9. Detalle de los costos de una Completación dual concéntrica con cápsula POD

con packer Omegatrieve .................................................................................................. 69

Anexo 10. Detalle de los costos de una Completación dual concéntrica con packer

Multiport ......................................................................................................................... 70

Anexo 11. Detalle de los costos de una Completación dual concéntrica con cápsula

POD y sistema MFIV (mechanical formation isolation valve) ....................................... 71

XVI

ÍNDICE DE ABREVIATURAS

API Instituto Americano del petróleo

BHT Temperatura de fondo

BFPD Barriles de fluido por día

BPPD Barriles de petróleo por día

BSW Contenido de agua y sedimentos expresado en porcentaje

BAD Barriles de agua por día

BES Bombeo electrosumergible

BOP Preventor de reventones

CCL Registro eléctrico que determina los cuellos de la tubería

Hz Unidad de frecuencia del sistema internacional (herzio)

MD Profundidad medida

MP Presión media

MFIV Válvula de aislamiento mecánico

OD Diámetro externo

Pwf Presión de fondo fluyente

XVII

PCP Bomba de cavidad progresiva

psi Libra por pulgada cuadrada (pound per square inch)

POD Sistema que encapsula a la bomba BES

Pr Presión de reservorio

RIH Corriendo dentro del pozo

SLB Schlumberger

WL Unidad de cable

XVIII

RESUMEN

En los últimos años la industria hidrocarburífera en el Ecuador ha desarrollado métodos

y mecanismos para la extracción de petróleo con el objetivo primordial de disminuir el

costo que implica la instalación de sistemas de completación, así como también

minimizar el tiempo que tome instalarlo. En el Capítulo I se detallan los objetivos e

hipótesis que se plantearon para el desarrollo del presente trabajo.

En el Capítulo II se presentan los diferentes sistemas que se ofrecen en la actualidad,

como son las completaciones duales, que envuelve un proceso que se extiende mucho

más allá de la instalación de tuberías y equipos en el pozo, ofreciendo nuevos diseños y

configuraciones, garantizando la producción de dos arenas al mismo tiempo mediante el

uso de una empacadura recuperable y de dos equipos BES.

En el Capítulo III se menciona el estudio de accesorios y componentes de fondo que van

a ser corridos en el pozo, así como también en el Capítulo IV está descrito un programa

en el cual, se indican procedimientos y recomendaciones para la instalación de una

Completación dual paralela.

El uso de una empacadura recuperable tipo “sealbore” es instalada entre las dos zonas

de interés, con el fin de aislar las dos arenas y poder producir independientemente; el

sistema dual paralelo posee un ensamble de localizador de sellos que van a ingresar en

la parte interna pulida de la empacadura logrando canalizar a través de este ensamble los

fluidos de producción provenientes de la arena “U” inferior.

XIX

Sobre la empacadura de producción y dentro de la cápsula POD es instalado un primer

equipo BES el cual va a tener la capacidad de succionar la producción del intervalo

inferior. Una vez que se ha realizado el correcto espaciamiento entre el Pod Hanger y el

Soporte de la bomba, un segundo equipo BES es instalado con la finalidad de producir

la zona superior.

A partir de este punto las dos zonas ya se encuentran totalmente aisladas, solo resta la

implementación de algún medio que va a permitir conducir los fluidos de las dos

producciones de manera independiente, sin que éstas se lleguen a interceptar en algún

punto.

Para esto se correrán tuberías en paralelo que van a ser conectadas una a una, tanto en

el equipo BES superior (sarta corta), así como también en el equipo BES inferior (sarta

larga), respetando un “overlap” entre las dos sartas, y, con la finalidad de que el cable

de los equipos BES no corran riesgo de que se crucen entre sí o se remuerdan, se

instalarán protectores de cable en cada cuello de cada sarta de tubería.

En el Capítulo V está descrito el estudio técnico-económico entre los dos sistemas de

completaciones, los cuales nos van a permitir conocer detalladamente las diferencias de

costos de los equipos que intervienen dentro de un trabajo de completación de pozo, y,

finalmente en el Capítulo VI se mencionan las conclusiones y recomendaciones que se

deben tomar en cuenta, que van a permitir establecer acciones concretas.

La instalación de una completación dual paralela mediante el uso de tuberías en paralelo

y una Cápsula POD es una configuración que ayuda a proteger al equipo BES inferior,

XX

lo que permite mejorar los anteriores sistemas, brindando seguridad, eficiencia y

confiabilidad a todo el proceso.

XXI

SUMMARY

Chapter II presents the different systems currently offered, such as dual completions ,

that involves a process which goes further of piping and equipment installation in the

well; by offering new designs and configurations that allows the production of a two

sands, by means of a retrievable packer and two ESP equipment (lower and upper)

Chapter III mentions the study of bottom accessories and components that will be run in

the well, as a describe in Chapter IV a program of procedures and recommendations for

the installations of a dual parallel completion.

A retrievable seal bore packer is installed between the two sands , lower “U” and upper

“U”, in order to isolated them from each other and be able to produce independently.

The parallel dual system has a locator seal assembly that joins the inner bore seal,

making a channel through this assembly, producing fluids from lower sand “U”.

Above, on the production packer and within the capsule POD is installed a first ESP

electrical submergible pump that will have the capacity to suck the lower sand “U”

production, once the correct spacing has being made between the POD hanger and the

pump support , a second ESP equipment is installed making possible the upper sand

“U” production.

From this point the two sands “U” are completely insolated, only remaining the

implementation of a way that allows the fluids to be produced independently and not

having any interception point.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

A medida que se desarrolla un mejor conocimiento de los reservorios, en referencia a

los métodos y las prácticas de producción; de forma paralela se ha puesto en

funcionamiento un sistema y técnicas nuevas como parte de los procesos del sistema de

completaciones. Así, los primeros pozos fueron perforados en reservorios pocos

profundos los cuales eran lo suficientemente consolidados para prevenir

derrumbamientos, mientras que pozos más profundos se fueron perforando, los

problemas asociados con los contactos de agua hicieron necesario el uso de casings o

conductores para aislar las zonas de agua y evitar derrumbamientos de las paredes del

pozo.

Desarrollos posteriores de este proceso resultaron en pozos entubados completamente y,

completaciones modernas son frecuentemente consideradas en pozos profundos, de alta

temperaturas y de condiciones difíciles, por tanto, el uso de una completación con un

sistema de levantamiento artificial requiere de la instalación de componentes de fondo

especiales como en el caso de las bombas electrosumergibles, las cuales hoy en día son

una técnica que se aplica en el Ecuador.

En el marco legal del Estado ecuatoriano se ha implementado las completaciones

duales, que tienen por objetivo la producción de dos arenas diferentes con el propósito

2

de aumentar las tasas diarias de producción tomando en cuenta que el estudio va a estar

enfocado en completaciones duales paralelas mediante el uso de una empacadura, con la

cual se aísla dos zonas para poder producir de manera independiente los fluidos de las

formaciones productoras a través de tuberías en paralelo.

1.1 OBJETIVO GENERAL

La implementación de un sistema de completación dual paralela tiene como objetivo la

producción de dos zonas al mismo tiempo en un pozo vertical o desviado, usando una

técnica acorde a las nuevas tendencias reduciendo los costos, así como también el

tiempo de instalación, teniendo un aislamiento entre las dos zonas a producir.

1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Estudiar las completaciones duales paralelas ya instaladas en otros campos

petroleros en el Ecuador.

• Describir los componentes de una completación dual paralela.

• Describir el programa de instalación de la completación dual paralela en el pozo

Mariann 24.

• Analizar los costos de implementación que intervinieron en el pozo Mariann 24.

• Establecer las respectivas conclusiones y recomendaciones de este estudio.

1.3. JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO

El diseño de un nuevo tipo de completación utilizando empacaduras para aislación entre

3

zonas de producción tiene como objetivo reemplazar a las completaciones actuales

debido al costo y a las garantías que conlleva la implementación a futuro de este

sistema.

La justificación del estudio se basó al hacer una comparación en los costos de los

equipos que intervienen en la instalación entre una completación dual concéntrica y una

completación dual paralela; el costo de implementación de esta completación se

concentra básicamente en la eliminación de un punto de posible comunicación mediante

el uso de tuberías instaladas en paralelo.

1.4. HIPÓTESIS

Si el estudio de la implementación de la completación dual paralela permite recuperar

la inversión económica e incrementar la producción de las arenas, es viable completar el

pozo Mariann 24 con este tipo de sistema.

1.5. METODOLOGÍA

a) Método deductivo: En cuanto a la palabra deducción, cabe decir que la

etimología de dicha palabra proviene del latín deductio, que significa acción y

efecto de deducir. Esta a su vez deriva del latín deducere: verbo transitivo que

denota sacar consecuencias de un principio, proposición o supuesto. Inferir,

sacar consecuencia de una cosa.

4

En el presente trabajo de investigación utilizaremos el método deductivo con el

objetivo de partir de aspectos generales de la investigación para llegar a

situaciones particulares.

b) Método inductivo: Es aquel que muestra en conductas particulares las

proposiciones más generales que sirven para la predicación o explicación de

conductas en diferentes áreas de fenómenos. Se inicia con la observación de

fenómenos particulares con el propósito de llegar a conclusiones generales.

Adicionalmente, se utilizarán los siguientes métodos para la realización de este

estudio:

• Métodos de Análisis: Por lo que respecta al método analítico debemos

señalar primeramente que la palabra análisis deriva del vocablo griego

análisis y significa: disolución de un conjunto en sus partes.

En el presente trabajo de investigación usaremos el método analítico, el

cual consistirá en la revisión de documentos e información sobre

Completaciones Duales que dispone la compañía Schlumberger Surenco,

ya que para poder comprender la hipótesis debemos analizar el problema

planteado descomponiendo en sus partes todos y cada uno de los

elementos que intervienen para poder tener una mejor claridad del objeto

del estudio para llegar al fin perseguido.

• Métodos Estadísticos: Este método será utilizado durante el desarrollo

de toda la investigación con la ayuda y asesoramiento de personas

5

calificadas para poder efectuar el análisis de la información existente con

el fin de obtener resultados, conclusiones y recomendaciones.

• Método de Observación Científica: Este método se utilizará durante

toda la investigación, especialmente para analizar el estudio del trabajo

de campo.

CAPÍTULO II

6

CAPÍTULO II

2. INTRODUCCIÓN A LAS COMPLETACIONES

La completación de un pozo petrolero se define como el diseño, selección e instalación

de tubulares, herramientas y equipos en un pozo con el propósito de converger, bombear

y controlar la producción o inyección de fluidos. En base a esta definición: instalar y

cementar el casing de producción o liner, así como también correr registros, realizar el

cañoneo y las pruebas, que son parte del proceso de completación, se suma a esto, un

equipo complejo de cabezal y el procesamiento y requerimientos de almacenamiento;

afectan la producción de un pozo y pueden derivar en variaciones en el diseño y en la

configuración de la completación.

2.1. REQUERIMIENTOS BÁSICOS DE UNA COMPLETACIÓN

Los tres requerimientos básicos que debe cumplir una completación, para la producción

de gas y/o petróleo (o inyección) son:

1. Seguridad

2. Eficiencia / Costo

3. Confiabilidad

Muchas condiciones de las industrias obligan a las operadoras a hacer énfasis en los

requerimientos económicos de las completaciones. Sin embargo, un sistema de

completación no-óptimo puede comprometer en el largo plazo los objetivos. Por

7

ejemplo, si los objetivos de la operadora son los de maximizar la recuperación de las

reservas de un pozo o un campo, un diseño de completación mala o inapropiada,

perjudicará los objetivos a medida que el reservorio drena. En el corto plazo, es la

eficiencia técnica de todo el sistema de completación, de acuerdo con los objetivos de la

compañía. Estos son los que al final determinan la complejidad de la configuración del

equipo usado.

2.2. TIPOS DE COMPLETACIONES

Para clasificar o categorizar los tipos de completaciones, los criterios más comunes

incluyen los siguientes:

1. Estructura del hoyo / interfase del yacimiento, hueco abierto o entubado,

completaciones horizontales.

2. Zonas productoras: zona sencilla o múltiples zonas productoras.

3. Métodos de producción: flujo natural o levantamiento artificial (Artificial

lift).

2.2.1. Completación a hueco abierto

Sólo pueden ser posibles en yacimientos en formaciones consolidadas como para

prevenir derrumbes, en estas completaciones no hay manera de producir selectivamente

o de aislar intervalos dentro del reservorio o de la sección a hueco abierto. El casing o

liner de producción se baja y cementa en el tope rocoso, dejando las paredes del hueco

8

abiertas. El uso de completaciones a hueco abierto se limita principalmente a ciertos

tipos de pozos horizontales y a pozos donde los daños de formación por los fluidos de

perforación son severos. Para prevenir que una formación inestable colapse y se tape, en

las paredes del pozo se pueden colocar rejillas ranuradas o liners perforados a lo largo

de la sección a hueco abierto. En la siguiente figura 1 se presenta el diagrama de una

completación a hueco abierto.

Figura 1. Completación a hueco abierto

Fuente: Schlumberger Inc.

Elaborado por: Daniel Almeida Jaramillo

2.2.2. Completación con hueco entubado

La evaluación y desarrollo de herramientas de perforación y operaciones de registros

confiables y eficientes han resultado en el diseño de completaciones complejas con un

alto grado de eficiencia y confianza. Las técnicas y cargas modernas de cañoneo son

diseñadas para proveer una perforación limpia y una comunicación sin daños a la zona

9

alrededor del pozo, esto facilita el acceso a la formación, permitiendo que el yacimiento

produzca a toda su capacidad.

Pozos con casings y cementados generalmente requieren de métodos de control de

presiones menos complicados durante la etapa inicial de la completación. Una

interpretación eficiente del yacimiento en combinación con técnicas apropiadas con un

alto grado de control de profundidades, permiten perforar selectivamente, esto ayuda a

garantizar el éxito de la completación y la producción moderna de gas y/o petróleo,

definiendo con precisión la zona a abrir para el flujo.

Las completaciones de zonas múltiples son frecuentemente usadas en yacimientos de

estructuras y características de producción complejas. La habilidad de seleccionar y

controlar la producción (o inyección) de zonas individuales siempre es la clave para

asegurar el método más eficiente de producción para el campo o el yacimiento.

Consecuentemente completaciones de zonas múltiples pueden ser complejas pero

mantienen un alto control de la producción. A continuación en la figura 2 se muestra el

diagrama de una completación con hueco entubado.

10

Figura 2. Completación con hueco entubado



2.2.3. Completación con una sola zona

En completaciones con una sola zona, es relativamente directo el producir y controlar el

intervalo de interés con un mínimo de equipo de subsuelo y/o de superficie. Ya que

típicamente un conducto o sarta de tubería es utilizado, los objetivos de seguridad,

instalación y producción son fáciles de alcanzar. Generalmente en las completaciones de

una zona, se utilizan empacaduras (método de aislamiento) y sarta de tuberías. Esto

provee protección al casing o liner y permite el uso de herramientas de control de flujo

para controlar la producción. La complejidad de la completación es determinada por los

requerimientos funcionales y las variables económicas. Algunos accesorios de

contingencia pueden ser instalados a menor costo al momento de la instalación inicial.

Por lo tanto, se debe considerar tales opciones durante la fase inicial del diseño.

11

2.2.4. Completación con zonas múltiples

Las completaciones con zonas múltiples se diseñan para producir más de una zona de

interés. Sin embargo, existen muchas configuraciones posibles de completaciones con

zonas múltiples, algunas de las cuales permiten la selectividad en vez de producción

simultánea.

Existen tres opciones de completación básica para un yacimiento con zonas múltiples

productoras siguiendo un análisis cuidadoso de las condiciones específicas del pozo:

1. Producir las zonas secuencialmente a través de una sola tubería.

2. Producir varias zonas simultáneamente a través de tuberías múltiples.

3. Producir varias zonas mezclando producción en una sola tubería.

En la figura 3 se detalla el diagrama de una completación con zonas múltiples.

Figura 3. Completación con zonas múltiples



12

2.2.5. Completación de flujo natural

Los pozos completados en yacimientos que son capaces de producir sin levantamiento

artificial son generalmente más económicos de producir. Sin embargo, en aplicaciones

con altas temperaturas - altas presiones, es necesario un gran esfuerzo de ingeniería y

trabajo de diseño especializado para asegurar que se cumplan los requerimientos de

calidad. En general, los pozos de flujo natural requieren de componentes y equipos de

fondo menos complicados. Aún más, la confiabilidad y la durabilidad de los

componentes de fondo, es generalmente mejor que en completaciones para sistemas de

levantamiento artificial.

En muchos casos, el pozo puede fluir naturalmente durante la fase inicial de su vida

productiva, y posteriormente requieren de la ayuda de algún método de levantamiento

artificial a medida que se depleta el yacimiento. Tal consideración se debe revisar al

momento del diseño de la completación para evitar gastos innecesarios e interrupción de

la producción.

2.2.6. Completación con métodos de levantamiento artificial

Todas las completaciones que utilicen bombas o cualquier otro método artificial de

levantamiento, requieren de la instalación de componentes de fondo especiales. Estos

elementos son operados eléctrica o mecánicamente, o son aparatos de ingeniería de

precisión y generalmente significa que la durabilidad y confiabilidad de las

completaciones de levantamiento artificial son limitadas. Aún más, los costos de

mantenimiento o reparación generalmente son mayores que en aquellos pozos a flujo

natural; los métodos de producción por bombeo y levantamiento asistido más comunes

y actualmente en uso incluyen los siguientes:

13

1. Bombeo neumático (Gas lift)

2. Bombas electrosumergibles (Electrical submersible pumps)

3. Levantamiento por émbolo (Plunger lift)

4. Bomba hidráulica jet (Jet Pump)

5. Bomba de Cavidad Progresiva (Progressive cavity pump, PCP)

2.3. FASES DE UNA COMPLETACIÓN

Se requiere un enfoque secuencial y lógico al diseño y ejecución del proceso, ya que la

eficiencia final de una completación está determinada por los procedimientos y las

operaciones ejecutadas durante cada fase de la vida del pozo, por lo tanto, se requiere un

proceso de revisión y monitoreo continuo. Esto se puede resumir de la siguiente

manera:

2.3.1. Objetivos del diseño

Un diseño óptimo es esencial para la vida proyectada del pozo. Los objetivos para los

cuales un diseño de completación es creado, varían. Sin embargo, los siguientes puntos

se deben considerar como esenciales y tendrán impacto en cualquiera de las

aplicaciones:

1. Asegura el potencial para una producción (o inyección) óptima.

2. Provee capacidad para un monitoreo adecuado o servicio.

3. Provee flexibilidad para cambio de condiciones o aplicaciones.

4. Contribuye al desarrollo eficiente de producción de un pozo/ reservorio.

14

5. Asegura una instalación eficiente en costos y una buena operatividad.

2.3.2. Componentes de la completación

SELECCIÓN E INSTALACIÓN

Es mandatoria una selección e instalación adecuada de los componentes de la

completación, los componentes se pueden clasificar de la siguiente manera:

1. Componentes primarios de la completación.- Son los componentes

esenciales necesarios para que una completación funcione de forma segura,

por ejemplo empacaduras.

2. Componentes auxiliares de la completación.- Proveen el sistema de

completación de flexibilidad y control, por ejemplo mangas deslizantes.

2.3.3. Inicio de la producción

En general, la configuración óptima de una completación y del sistema proveerá un

balance entre la flexibilidad y la simplicidad, en la mayoría de los casos, esta fase de la

completación se subdivide en las etapas siguientes:

1. Inicio del flujo para establecer comunicación entre el reservorio y el

pozo.

2. Definición de un programa de limpieza adecuado para permitir así una

rata de producción óptima, de manera segura y sin daños a la formación, los

componentes de la completación o los equipos de superficie.

15

3. Diseño de cualquier estimulación o tratamiento que pueda ser necesario

para permitir la restauración de permeabilidad de los yacimientos.

2.3.4. Evaluación y monitoreo de la producción

Una evaluación de la producción inicial es necesaria para confirmar que las condiciones

del sistema satisfacen las capacidades de producción requeridas para el objetivo del

diseño. Es necesario realizar subsecuentes evaluaciones y chequeos posteriores que

proveerán la información del yacimiento, del pozo y del sistema:

1. Estadísticas relacionadas con la confiabilidad y durabilidad de los

componentes de la completación.

2. Verificación de que lo asumido durante el proceso del diseño, esté acorde

con la realidad y que sea representativo.

3. Tendencias o estadísticas, las cuales nos puedan proveer indicaciones a

tiempo de problemas o de la necesidad de una intervención o work-over.

4. El monitoreo periódico de los parámetros del reservorio facilita una

información muy útil para la completación y producción de futuros pozos

vecinos o re-completación requerida por el drenaje del reservorio.

CAPÍTULO III

16

CAPÍTULO III

3. DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES DE LA COMPLETACIÓN DUAL

PARALELA

La selección de los componentes y partes de una completación se basan en los

requerimientos operacionales del pozo o yacimiento para poder lograr que el sistema sea

eficiente, seguro y con una producción económica. Existen muchos tipos de

componentes disponibles, y cada uno es específico debido a su función o variaciones

dimensionales, por ejemplo por el contenido de ácido sulfhídrico.

Los componentes primarios de una completación se categorizan de la siguiente manera:

1. Empacaduras de producción

2. Equipos de control de flujo

3. Accesorios de completación

3.1. EMPACADURA DE PRODUCCIÓN

La empacadura generalmente se considera la herramienta más importante del pozo en la

tubería de producción, los tipos de empacaduras de completación varían

significativamente y están diseñadas para cubrir condiciones específicas del pozo o del

reservorio por ejemplo completaciones simples, completaciones duales o triples.

17

Las empacaduras de producción pueden tener varias funciones, sin embargo su principal

función es la de proveer la forma de sellar el espacio tubular del espacio anular. Este

sello debe proveer un efectivo aislamiento de la zona y ser compatible con los fluidos y

gases del yacimiento, al igual que los fluidos y gases del casing. Las empacaduras de

producción al mismo tiempo tienen que permitir un flujo eficiente (de producción o

inyección) de la formación a la tubería o conducto de producción.

3.1.1. Empacaduras recuperables tipo “sealbore” (área interna pulida)

Descripción

Las empacaduras recuperables con área interna pulida están diseñadas para soportar

presiones diferenciales menores que las empacaduras y se usan comúnmente en

aplicaciones con empaques de grava, así como también en completaciones simples o

duales; y utilizan los mismos accesorios que las empacaduras permanentes, como son

adapter kits, herramientas de asentamiento, sellos, etc. También vienen disponibles para

asentamiento con herramienta de wireline o por medio del uso de una herramienta

hidráulica.

3.1.2. Empacadura recuperable “Omegatrieve”

La empacadura Omegatrieve es un packer recuperable con una sección pulida interna,

que permite el alojamiento de un dispositivo que produce un sello hermético con la

superficie interna del packer y su extensión. Ésta puede ser corrida y asentada mediante

una herramienta de wireline o con tubería por medio del uso de una herramienta

hidráulica. Una vez que nos encontramos dentro de la profundidad deseada y

18

verificando por medio de los registros eléctricos tomados durante la corrida de la

herramienta que no nos encontremos dentro de algún cuello de la tubería de

revestimiento, se procede a asentar la empacadura. El mecanismo de asentamiento

requiere del rompimiento de unos pines de asentamiento ubicado en la camisa de

liberación, al momento en que se rompen estos pines se genera una fuerza descendente

hacia el cono superior, que de igual manera rompe otros pines de asentamiento que van

hacer que estos dos elementos se desplacen a través del mandril de las gomas,

generando un movimiento externo del packer.

El mandril del packer se mantiene estático, ya que tiene un elemento el cual bloquea el

movimiento interno, permitiendo que el cono superior se mueva a través de éste

anclando así las cuñas bidireccionales a la pared del casing y, por último,

produciéndose la expansión de las gomas, logrando así un aislamiento total de la zona.

La velocidad de corrida no debe exceder los 100 ft/min.

Para desasentar el packer se usa una herramienta de liberación (retrieving tool) la cual

se engancha por medio de cuñas que se fijan dentro de la camisa de liberación y se

procede a tensionar con alrededor de 20.000 lbs, rompiendo así los pines de liberación y

permitiendo recorrer el cono superior a través del mandril del packer, logrando que las

cuñas bidireccionales y las gomas se contraigan, con lo cual la herramienta queda

liberada y se procede a sacarla del pozo.

19

3.1.2.1. Ventajas de la empacadura Omegatrieve

1. Al tener una sección de área interna pulida, los sellos alojados pueden

ser removidos en el caso que la herramienta haya sido asentada

accidentalmente.

2. El mecanismo de liberación del packer no se ve afectado por el

diferencial de presión o por el peso de la tubería de producción.

3. Tiene un sistema de 3 elementos de sellos diseñados para reducir la

posibilidad de un suaveo.

4. Posee cuñas bi-direccionales, ubicadas por debajo de las gomas para

soportar fuerzas ascendentes o descendentes bruscas, así como para

proteger las gomas de elementos que puedan dañar su estructura y

que no permitan aislar correctamente las zonas.

5. Tiene cuñas y elementos sellantes independientes.

6. El mecanismo interno de bloqueo es mediante rotación para que no

haya ningún problema en el momento de desconectar la unidad de

sellos del packer.

En la figura 4 se muestra el diagrama de una empacadura recuperable.

20

Figura 4. Empacadura recuperable Omegatrieve



21

3.2. COMPONENTES AUXILIARES DE UNA COMPLETACIÓN

Los componentes auxiliares de una completación están compuestos por:

3.2.1. Unidad de sellos

La unidad de sellos está diseñada para usarse como una unidad inferior de sellos,

ubicada por debajo de un tubo separador llamado localizador de sellos. La longitud de

los espaciadores asegura dos juegos de sellos que van a ser alojados dentro de la parte

interna pulida del packer cuando estos son corridos al mismo tiempo. El material del

que están construidos los sellos es moliglass, material que cumple con los

requerimientos para un material sellante dentro de la parte interna del packer, ya que

está diseñado para estar en contacto con altas temperaturas, así como también, para

manejar altas presiones sin que pierda su efectividad de sello. Detallando a continuación

en la figura 5 el diagrama de una unidad de sellos.

Figura 5. Unidad de Sellos



22

Localizador de doble sello

Un ensamble de localizador de doble sello es usado para aplicaciones en las cuales es

necesario prevenir los movimientos de la sarta, ya sean estos movimientos ascendentes

o descendentes. Este ensamble es usado para modelos de packer tipo “sealbore” (área

interna pulida). Como medida estándar, el localizador usa en su parte inferior un

extremo aguzado así como en combinación de una extensión de separación de sello.

La conexión de la tubería a la empacadura y de los sellos dentro de la empacadura se

logra usando uno de los siguientes ensamblajes de sello.

1. Localizador Candado o estático (también conocido como sellos de anclaje) - La

tubería se conecta a la empacadura con un ancla y ensamble de sellos. La tubería

no se puede mover libremente dentro del empaque. Las fuerzas en la tubería se

transmiten directamente al empaque y estas fuerzas pueden provocar fallas en el

tubo superior.

2. Movimiento Limitado - El ensamblaje se hace con sellos dinámicos y se meten

en la parte pulida de la empacadura. Este tipo de ensamble permite movimiento

limitado hacia abajo, y utiliza un localizador tipo no-go para evitar que los sellos

se muevan completamente a través de la empacadura. Esto es útil en situaciones

donde se espera enfriamiento de la tubería (inyección de fluidos fríos) y

permiten contracción de la tubería sin colocar tensión excesiva en la junta

superior.

23

3. Penetración Completa o movimiento libre - Esto es útil para prevenir doblez y/o

rupturas de la tubería. La configuración es similar a la de una junta de expansión

y provee cierto movimiento de la tubería.

En la figura 6 se detalla los componentes de un localizador de sellos.

Figura 6. Localizador de doble sello



24

3.2.2. Niple de asiento (NO-GO)

A la tubería de producción se le puede anexar una gran variedad de accesorios de flujo y

otros más que están diseñados para incrementar la versatilidad de la completación.

Algunos de estos accesorios se corren como parte de la tubería mientras que otros se

instalan y recuperan por métodos de alambre fino (Slickline) o coiled tubing. Los que se

instalan con slickline deben tener en la tubería un complemento, que les permita a estos

accesorios anclarse de una forma segura.

Los niples de asiento, son niples de anclaje los cuales tienen una pequeña restricción

pulida en su diámetro interno (ID) que permiten que otro accesorio selle dentro de él.

La herramienta localiza el diámetro reducido en el ID y se mantiene en posición debido

a la presión aplicada en la tubería. El standing valve (válvula de pie) es un ejemplo de

un accesorio frecuentemente utilizado en niples de asiento, este niple se lo muestra en la

figura 7.

25

Figura 7. Niple de Asiento



3.2.3. Pod Sleeve

3.2.3.1 Descripción y Operación

El pod sleeve va conectado en la parte superior de la junta de casing del Pod Hanger; el

sleeve tiene diseñado un perfil para la aceptación de la conexión del Pod Hanger; por

tanto, el Pod sleeve está conectado al Support ring, el cual hace un solo ensamble

esperando que el Pod hanger y el equipo inferior de la bomba se alojen dentro de estas

dos camisas y de las juntas de casing. En la figura 8 se puede observar el ensamble de

un Pod sleeve.

26

Figura 8. Pod Sleeve



3.2.4. Pod Hanger

3.2.4.1 Aplicaciones

1. Desvía los fluidos provenientes de una empacadura de aislamiento,

mientras que el casing está aislado por fluidos de producción.

2. Capacidad de suspensión de tubería larga o ensamblajes pesados que

están por debajo de un BES.

3. Puede ser usado para implementar una segunda BES para proveer mayor

fuerza así como de incrementar la capacidad de transporte de fluido.

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4. Puede ser usado conjuntamente con un sistema de bypass de tubería para

producir pozos de múltiples zonas con múltiples equipos BES.

3.2.4.2 Descripción y Operación

El sistema “Pod” es usado para encapsular una bomba eléctrica sumergible (BES). Los

fluidos son desviados dentro del anular que se crea dentro del “Pod” y el fluido es

transmitido a superficie mediante tubería de producción.

El sistema “Pod” comprende de un Pod Hanger, un Pod sleeve, juntas de casing y de un

crossover inferior. Dependiendo de la aplicación se pueden instalar Pod clamps (flejes)

y un no-go. Puede ser usado con un equipo de completación para producir de múltiples

zonas, la bomba inferior es alojada dentro del “Pod” mientras que por debajo está todo

el ensamblaje de sellos que va a permitir que el fluido proveniente de la zona inferior

sea producido por medio de la bomba inferior. Con la siguiente ilustración se puede

comprender cómo está estructurada la cápsula “Pod” con un equipo BES.

28

Figura 9. Encapsulado de la bomba con Pod hanger



El equipo BES superior incluye un sistema de tubería de bypass que va a lo largo de

todo el equipo superior; permitiendo que el fluido de la bomba inferior no se una con el

de la bomba superior mediante el uso de tubería en paralelo para luego ser producido a

29

superficie; por lo que esta configuración es una completación dual paralela. Las zonas

pueden ser producidas independiente o simultáneamente mientras están funcionando el

equipo inferior y superior o las dos bombas al mismo tiempo, la cual en la siguiente

figura 10, se puede ver la trayectoria de los fluidos dentro del encapsulado.

Figura 10. Cápsula Pod



30

3.2.4.3. Ventajas de la Cápsula POD

1. Encapsula totalmente el BES con una armadura a prueba de presión

(POD).

2. Disponibles para adaptarse a una amplia gama de tamaños de casings,

como también de series de BES.

3. Disponibles en varias opciones metalúrgicas para adaptarse a las medidas

medioambientales del pozo.

4. Disponibles para configuraciones del Pod simples o dobles.

En la tabla 1 se presentan las dimensiones y tamaños del casing para la aceptación de

una cápsula Pod y de un equipo BES.

Tabla 1. Dimensiones del casing, del Pod y BES

Tamaño del casing

Serie del

motor (máx)

Serie de la bomba (máx)

Tamaño de la cápsula Pod (máx)

7" 5-1/2" 456 400

7- 5/8" 5-1/2" 456 400 8-5/8" 7" 562 540 9 5 /8 " 7-5/8" 562 562 10-3/4" 8-5/8" 738 675 13-3/8" 9.5/8" 738 675



3.2.5. Camisa (Sleeve)

Las camisas deslizantes son un método más eficiente de circulación entre la tubería y el

31

anular. Este mecanismo es usado comúnmente para permitir la circulación entre el

tubing y el espacio anular o para producir selectivamente zonas productoras. Las

camisas deslizantes se pueden abrir y/o cerrar utilizando métodos de slickline, bien sea

con efectos de martillo hacia abajo o hacia arriba, utilizando una herramienta especial.

Las camisas tienen una alta capacidad de circulación y son herramientas para

producción, para controlar el pozo, o cualquier aplicación donde se requiera un flujo

grande entre el espacio anular y el tubular. En la figura 11 se presenta el diagrama de

una camisa (sleeve).

Figura 11. Camisa



32

3.2.6. Soporte de la bomba

Es un ensamble que se lo instala una vez que el sistema del Pod hanger ha sido

conectado junto con la bomba inferior y previo su correcto espaciamiento con tubería de

3 ½ OD, se procede a conectar el Soporte de la bomba que va a permitir el alojamiento

de un nuevo equipo BES superior con la finalidad de hacer producir el intervalo a través

de la bomba y la tubería paralela de 2 7/8, que es la que va a conducir la producción a

superficie. A continuación se detalla el ensamble de un soporte de bomba.

Figura 12. Soporte de la bomba



CAPÍTULO IV

33

CAPÍTULO IV

4. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN DE LA COMPLETACIÓN DUAL

PARALELA EN EL POZO MARIANN 24

El pozo Mariann 24 se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos y actualmente

es operado por la compañía Andes Petroleum, explotando un crudo entre 20 y 35 grados

API. Como información adicional se tiene que el pozo Mariann 24 se encontraba

produciendo la arena “U” superior con un sistema de completación simple, por lo que

para la implementación de la completación dual paralela, la arena “U” inferior va a ser

el nuevo intervalo productor; por lo tanto, fue necesario un programa de instalación en

el que se describieron los datos de las arenas productoras, el equipo de manipuleo, los

procedimientos para asentar la empacadura, los valores de torque para la tubería

instalada, las recomendaciones previo a la corrida de la completación dual paralela, así

como también para el respectivo espaciamiento de la tubería en paralelo.

4.1. DATOS DE LAS ARENAS PRODUCTORAS

A. Arena “U” superior

Intervalos: (Longitud Total 15 ft )

8.803 ft MD – 8.806 ft MD

• Pwf = 1.500 psi

• Pr = 2.900 psi

• Presión de cabeza = 150 psi

34

• BHT = 200 °F

• Temperatura del fluido en superficie = 160°F

• Caudal (Fluido Total a producirse) = 1.500 BFPD

• BSW = 60%

• API = 19°

El fluido del yacimiento “U” superior no tiene producción de arena pero si tiene

tendencia a producir sólidos o finos (arcillas) en pequeñas cantidades.

Longitud aproximada del equipo BES +/- 65 ft

• Gradiente de fractura de la formación = 0.7 psi/ft

• Concentración de SH 2 = 13 ppm

• Porcentaje de 2CO = 50%

B. Arena “U” inferior

Intervalos: (Longitud Total 26 ft )

8.859 ft MD – 8.863 ft MD

8.868 ft MD – 8.872 ft MD

• Pwf = 1730 psi

• Pr = 3.200 psi

• Presión de cabeza = 150 psi

• BHT = 220°F

• Temperatura del fluido en superficie = 170 °F

35

• Caudal (Fluido Total a producirse) = 1.500 BFPD

• API = 30

• BSW = 80 %

Longitud aproximada del equipo BES +/- 60 ft

• Gradiente de fractura de la formación = 0.7 psi/ft

• Concentración de SH 2 = 8 ppm

• Porcentaje de 2CO = 80%

Separación entre arenas productoras 41 ft MD

La empacadura recuperable Omegatrieve se asentó entre las dos arenas productoras “U”

superior y ‘U” inferior. La profundidad de asentamiento del packer fue @ 8.840 ft MD.

4.2. EQUIPO ESPECIAL DE MANIPULEO UTILIZADO

El equipo de manipuleo que se requirió en esta completación dual paralela se lo presenta

en la tabla 2 a continuación:

36

Tabla 2. Equipo de Manipuleo

Descripción

QTY Req.

Compañía

Mesa trabajo equipo BES (25 ton)

1 SLB Completions

Mesa del POD 1 SLB Completions Grapas de seguridad 2-7/8” (30 Tons)

1 SLB Completions

Juntas de manipuleo para tubería 2-7/8” 8.6# Vam FJL

2 SLB Completions

Junta de manipuleo para POD de 7”

1 SLB Completions

Bomba hidráulica ENERPAC (8.000 psi)

1 SLB Completions

Junta de bypass para probar tubería 2-7/8” 8.6lbs/ft

1 SLB Completions

Grapas de seguridad para equipos BES

Varios SLB-AL

Protectores MLE Varios SLB-AL

Cuña para completación dual (2-7/8 Spider)

1 Weatherford

Elevador para completación dual 2-7/8” (mínimo 200 Ton.)

1 Weatherford

Panel de control para Spider y elevador dual

1 Weatherford

Separador para tubería paralela

1 Weatherford

Elevador, collarín, cuñas de 2-7/8”

1 Weatherford

Elevador, collarín, cuñas de 3 1/2"

1 Weatherford

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Tabla 2. Equipo de manipuleo (continuación)



Elevador, collarín, cuñas de 7”

1 Weatherford

Torquímetro con PC controlador

1 Weatherford

BOP 11” x 3.000 1 Workover Comp

Tapón de prueba para BOP

1 Workover Comp

Sistema de bombas de lodo para 3.000 psi

1 Sistema

Workover Comp

Choke manifold, líneas de lodo y válvulas para 3.000 psi

1 Sistema

Workover Comp

Capacidad para tensionar 25.0000 lbs

… Workover Comp

Winche (Mínimo 2 ) cada uno de 5 toneladas

2 Workover Comp

Penetradores de superficie BIW

2 FMC – Black Gold

BPV tipo H tubing hanger para alojar tubería 2-7/8


Cabezal dual paralelo (con todos los accesorios)

1 Sistema

FMC – Black Gold

Junta telescópica (para espaciamiento)


Kit de instalación de Cabezal dual paralelo


38

4.3. ASENTAMIENTO Y PRUEBA DEL PACKER DE FONDO DE 7”

Luego de que se conectó la herramienta de wire-line (CPST) conjuntamente con el

adapter kit del packer Omegatrieve, se bajó y se asentó a una profundidad de 8.840 ft

MD, asegurándose de seguir las instrucciones de trabajo, las cuales se describen a

continuación:

1. Se bajó el ensamblaje en el pozo a una velocidad que no superó los 100 ft/min.

2. Se correlacionó la profundidad con registro gama ray & CCL-CBL.

3. De acuerdo a la información proporcionada de los registros eléctricos se analizó

detenidamente para no asentar la empacadura en algún cuello de la tubería.

4. Cuando las herramientas estuvieron en superficie, se inspeccionó

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 WL/AK fue

correctamente roto.

4.4. VALORES DE TORQUE PARA LA TUBERÍA

Los valores que se presentan en la tabla 3 se aplican para couplings con dimensiones de

OD estándar y se obtuvieron usando una grasa para rosca API. Otro tipo de lubricante

podría requerir un factor de corrección para el torque recomendado.

Nota: Además se consideró que estos torques son para tubería nueva o clase A

39

Tabla 3. Valores de Torque para Tubería

Conexión

Mínimo, ft lbs

Óptimo, ft lbs

Máximo, ft lbs

2-7/8”, 6.5lb/ft, EUE

1.730

2.300

2.880

2-7/8”, 8.6lbs/ft, Vam FJL, L-80

1.170

1.300

.430

2-7/8”, 8.6lbs/ft, New Vam, P-110

3.390

3.760

4.130

3-1/2”, 9.3lb/ft, EUE

2.400

3.200

4.000

Fuente: Baker Oil Inc.


4.5. CORRIDA DE LA COMPLETACIÓN DUAL PARALELA

Una vez ensamblado el localizador con los respectivos sellos (4.00” OD) y

centralizadores (6.00” OD) se procedió a bajarlo dentro del pozo tomándose las

siguientes precauciones:

• Se aseguró el ensamblaje se sellos y localizador con grampas y collarines.

• Se levantó y conectó uno a uno los blast joints de 3-1/2” EUE Box x Pin, 4.5”

OD, ya que este tipo de tubería no tiene cuello se usó un pup joint de 3-1/2”

EUE como junta de manipuleo.

40

• Previo a conectar las juntas de casing de 7” (que formarán la cápsula POD), se

aseguró con cuña de 7” y collarín de seguridad en cada junta.

• Usando sub de prueba con un pup joint de 3-1/2” como junta de manipuleo se

conectó el POD Sleeve, se aseguró con cuña y collarín Pod Sleeve.

• Se realizó una prueba de presión de la sarta @ 2.000 psi durante 15 min.

• Se pescó la standing valve (válvula de pie) que está en el no-go 2.75 del

localizador con sellos.

• Se instaló la mesa de trabajo en el tope del conjunto del POD asegurándose que

el tope del POD se encontraba protegido.

• Dentro de la cápsula POD se armó y bajó el equipo BES inferior.

• Se levantó en los elevadores el ensamble del POD hanger, y se conectó la

descarga del equipo BES.

• Se conectó la descarga + no-go nipple 1.81” R x 3-1/2” EUE box x Pin.

(asegurándonos de que está instalada la standing valve 1.81” R) + ensamble

POD hanger al resto del equipo BES.

• Se realizó las conexiones de líneas de inyección de químicos y venteo, en la

parte inferior del POD hanger.

41

• Se removió la mesa de trabajo del equipo electrosumergible del tope del

conjunto del POD.

• Se bajó lentamente hasta que la sarta del POD hanger se enganchó con el tope

de la camisa del POD y se levantó el anillo de seguridad exterior para permitir

presenciar un correcto aislamiento en el tope superior del sello de la camisa.

• Se conectó al puerto de prueba del POD hanger una bomba manual, tipo

enerpack, y se realizó una prueba de presión de los sellos del hanger a 4000 psi

durante 15 minutos.

• Se continuó bajando la sarta con la cápsula POD y el equipo BES dentro de

ésta.

• Se colgó la polea del cable del equipo BES inferior en la torre.

• Se levantó y conectó las juntas de tubería de 3-1/2” para espaciar los equipos

BES (respecto a las profundidades de los equipos)

• Se continuó bajando en el pozo en tubing de 3 1/2” e instaló protectores de

cable en cada coupling.

• Se conectó el soporte de la bomba (usando una junta 2-7/8” FJL para levantar

el ensamble).

42

• Se levantó y se conectó el by-pass tubing (por lo menos unos 40 ft), luego se

ensambló el equipo BES superior paralelo al by-pass tubing, y se instaló los

by-pass clamps

• Se continuó bajando el equipo BES/by-pass en el pozo hasta alcanzar el tope

de la bomba.

• Se realizó otra prueba de presión en tubing by-pass de 2-7/8” 8.6# FJL a

2.000 psi, contra el standing valve 2.125 previamente asentado, durante 15

minutos.

4.6. CORRIDA DE LAS TUBERÍAS PARALELAS DE 2-7/8” EUE

(WEATHERFORD)

Luego de que se concluyó con el armado del equipo BES superior; y el by-pass tubing

tuvo un overlap de +/- 3 ft sobre la descarga, se realizó lo siguiente:

• En la sarta larga (bomba inferior) sobre el by-pass tubing se conectó el sub-

ensamble del sliding sleeve:

o Junta 2-7/8” 8.6# New vam

o Sliding sleeve 2-7/8” 8.6# New Vam Box x Pin, 2.125”SLFU profile.

o X-Over 2-7/8” 8.6# New Vam Box x 2-7/8” 8.6# FJL pin.

• Se mantuvo el elevador de 2-7/8” con cuñas de Weatherford en la junta 2-7/8” 8.6#

New vam del sub-ensamble arriba descrito.

43

• Se levantó con el winche la sarta corta (bomba superior) y conectó el sub-ensamble

de No-go 2.125”R + descarga de la bomba inferior:

o X-Over 2-7/8" 8.6# New Vam Box x 3-1/2" 9.3# EUE Pin

o No-go nipple 3-1/2” 9.3# EUE x 2.125” R

o Descarga BES 3-1/2” 9.3# EUE Box

• Se bajó el elevador lentamente hasta tener las dos juntas a la altura de trabajo.

• Se realizó el Rig Up del equipo de torque y manipuleo para tuberías paralelas de

Weatherford.

• Se asentó las dos tuberías de 2-7/8” 8.6# New Vam usando la cuña doble SPIDER.

• Se mantuvo las juntas colgadas únicamente con las fajas y se conectó primero la

junta que va en la sarta larga, y luego la junta de la sarta corta.

• Se retiró las fajas del coupling de las dos tuberías y se procedió a encuellarlas. El

elevador dual debe ingresar por arriba del coupling de las dos juntas.

• Una persona de Weatherford trabajó como encuellador, guiando las juntas para que

ingresen en el elevador sin chocarse con éste.

44

• Cuando las juntas estuvieron correctamente dentro del elevador, se procedió a cerrar

el mismo. El encuellador dió la señal al operador del panel de control para que cierre

el elevador dual, primero se cerró la sarta larga y luego la sarta corta.

• Siguiendo este mismo procedimiento se conectó una junta a cada lado, RIH la sarta

instalando protectores cannon 2-7/8” en cada cuello de la tubería, para cada cable,

en cada cuello de tubería por separado.

• Se mantuvo siempre un overlap entre las dos sartas de +/- 3 ft mínimo para tener

una correcta altura de trabajo, al tener casi iguales estas 2 tuberías se intercambió las

juntas de diferentes medidas.

Nota: Se aseguró de que el cable no corre riesgo de quedar atrapado en la cuña

doble, antes de cerrar la misma.

• Cada 1.000 ft se instaló protectores centralizadores de black gold (para ayudar a

proteger el cable y unir las tuberías, haciéndolas más rígidas, evitando que estas se

entrelacen una sobre otra); se realizó una prueba de cada sarta de tubing @ 2.000 psi

por 10 minutos y se midió parámetros eléctricos de los equipos BES.

• Se continuó corriendo las tuberías hasta localizar el seal bore packer previamente

asentado @ +/- 8.840 ft MD.

• Para probar que los sellos del localizador ingresaron correctamente al seal bore

packer se procedió a:

45

o Con slick line, se recuperó el standing valve del la sarta larga (1.81”R, que

fué instalado sobre la descarga del equipo BES Inferior).

o Se continuó bajando lentamente hasta localizar el seal bore Packer (se puso

la sarta en peso neutro).

o Se procedió a aplicar presión por esta misma sarta +/-700 psi máx, máx 5 bbl

de inyección.

o Los sellos estuvieron correctamente en posición, ya que no hubo ningún tipo

de retorno por el anular de 9-5/8”.

• Se realizó el espaciamiento de las tuberías paralelas usando pup joints en la sarta

larga y en la sarta corta.

4.7. ESPACIAMIENTO DE LAS SARTAS

Luego de que se calculó el espaciamiento necesario para las sartas paralelas, se procedió

a:

• Conectar en cada mandrel hanger (FMC-black gold), arriba una junta de 2-7/8” (que

sirvió como landing Joint) ajustada a mano y debajo de un pup joint de 2-7/8” x +/-

10 ft.

• Hacia el lado de la sarta larga se deslizó el tubing hanger por debajo del pup joint

que tuvo ya conectado el mandrel hanger en lugar del coupling. Se mantuvo el

46

tubing hanger levantado con el winche, usando los lifting bolts y una faja.

• Se conectó 3 pup joints que hicieron falta en el lado de la sarta larga, (para esto se

tiene disponibles en la locación sets de pup joints de varias medidas; 2 ft, 3 ft, 4ft,

6ft, 8ft, 10ft, 11ft, etc).

• En la sarta corta se insertó por arriba del tubing hanger, el pup joints que tiene

conectado el mandrel hanger en lugar del coupling.

• Por debajo, se conectó el telescopic swivel de FMC-black gold + X-Over.

• Se conectó pup joints de 2-7/8” para dejar las dos sartas lo más iguales posibles.

• Los dos mandrel hangers deberán quedar exactamente a la misma altura. Para esto

usamos la junta telescópica del lado de la sarta corta.

• Se enganchó los dos tubos que fueron dejados sobre los mandrel hangers como

landing joints usando el elevador dual neumático de Weatherford, y se levantó

lentamente para abrir la cuña spider.

• Se bajó la sarta hasta tener el tubing hanger a una altura de trabajo; asegurando los

cables BES y cerrando la cuña dual spider.

• Se retiró los landing joints, y se realizó la última prueba de presión a cada sarta por

separado @ 2.000 psi x 15 min.

47

• Se recuperó la standing valve 1.81” (del no-go que fue instalado sobre la descarga

del equipo BES Inferior).

• En la sarta corta se bajó y recuperó el standing valve 2.125”R del no-go que fue

instalado sobre la descarga del equipo BES superior.

• Usando las dos landing joints, se bajó lentamente la sarta hasta asentar el tubing

hanger en la sección B del BOP.

• Se retiró el BOP.

• Personal de Black Gold & de la torre de workover, armaron y probaron el cabezal

dual paralelo.

• Se procedió a poner en funcionamiento los equipos BES, el personal de ALS

Schlumberger estuvo encargado de esta operación.

• Cuando la producción de las dos arenas se estabilizaron y se comprobó el correcto

funcionamiento de la completación, se dió por terminadas las operaciones y se

realizó el respectivo trasteo de la torre de workover.

CAPÍTULO V

48

CAPÍTULO V

5. CRITERIO TÉCNICO ECONÓMICO

Para determinar la factibilidad de instalación de una completación dual paralela es

necesario basarse en los costos de los equipos de fondo, como también de los accesorios

que se requieren y compararlos con los costos de una completación dual concéntrica, ya

que se han desarrollado nuevas técnicas con el fin de evitar posibles problemas de

comunicación entre las zonas de producción, como se ha venido teniendo durante algún

tiempo al tener una completación dual concéntrica, y por medio de este estudio tener

una visión de lo ventajoso que representa el uso a futuro de este nuevo sistema.

5.1 ANÁLISIS ECONÓMICO ENTRE UNA COMPLETACIÓN DUAL

PARALELA Y UNA COMPLETACIÓN DUAL CONCÉNTRICA

Con el fin de seleccionar la mejor alternativa para completar el pozo Mariann 24, se

muestran las diferentes propuestas económicas (ver tablas 4 al 7) que en su momento

fueron presentadas por la compañía Schlumberger Surenco, y, se concluye que el

sistema dual paralelo con cápsula POD cumple con los requerimientos y expectativas

de la compañía Andes Petroleum; por tanto, se procederá a realizar el respectivo análisis

económico entre los dos sistemas (dual concéntrico y dual paralelo), tomando en cuenta

que el tiempo de instalación de los equipos de fondo de una dual paralela es

relativamente similar al de una completación dual concéntrica. Los valores mostrados

en las tablas son equipos y accesorios nuevos, y no contemplan el costo de los equipos

49

BES y el costo de la torre de workover, y cuyos costos se detallan a continuación:

Tabla 4. Propuesta económica de una Completación dual Concéntrica con packer

Multiport

Equipos y materiales de completación Cantidad Precio Unitario ($) Costo ($)230 ( para tuberia 5 1/2) 170 39.10073 ( para tuberia 2 7/8) 120 8.700

5 1/2" BTC L 80 (9000 ft) 33 297.0002 7/8 " EUE L 80 (9000 ft) 30 270.000

Cabezal de pozo 1 cabezal 162.000 162.000

equipo de completación con packer multiport

Servicios técnicos 3 técnicos de campo 17.563,28 17.563,28

Herramientas de instalación (standing valve, adapater kit)

Penetradores BIW 3 penetradores 18.000 54.000

Costo Total ($) 1.115.185

Protectores cannon clamps doble capilar

Tubería de completación

Equipo de manipuleo (llave hidráulica ) 1 sistema 40.000 40.000

Herramientas de fondo 215.610,81 215.611,81

9 accesorios 11.210 11.210



50

Tabla 5. Propuesta económica de una Completación dual Concéntrica con cápsula POD y sistema MFIV (mechanical formation isolation valve)

Equipos y materiales de completación Cantidad Precio Unitario ($) Costo ($)

7.200 ft (5 1/2" LTC L 80) 17 122.4007.200 ft (2 7/8 " EUE L 80) 6,5 46.800

equipo de completacióny accesorios MFIV

Servicios técnicos 3 técnicos de campo 19.670 19.670


Herramientas de instalación (standing valve, adapater kit)

Penetradores BIW 3 penetradores 19.000 57.000

Costo Total ($) 765.255

393.100,37Herramientas de fondo


21 accesorios 32.585 32.585

Protectores cannon clamps doble capilar 230 protectores 190 43.700

393.099,37



51

Tabla 6. Propuesta económica de una Completación dual concéntrica con cápsula POD con packer Omegatrieve


7.200 ft (5 1/2" LTC L 80) 17 122.4007.200 ft (2 7/8 " EUE L 80) 6,5 46.800


Herramientas de fondo equipos de CDC 175.676,37 175.676,37


Herramientas de instalación (standing valve, adapater kit, mesa de trabajo)

Equipos especiales recomendados (centralizadores)

Costo Total ($) 512.126

Protectores cannon clamps doble capilar 210 protectores 165 34.650


Equipo de manipuleo (llave hidráulica ) 1 sistema (Weatherford) 37.000 37.000

11 accesorios de completación 16.284 16.285

2 centalizadores + 1 camisa 9.020 9.021



52

Tabla 7. Propuesta económica de una Completación dual paralela con cápsula POD con packer Omegatrieve



Herramientas de fondo equipos de CDP 125.865,49 125.865,49


Herramientas de instalación (standing valve, adapater kit, mesa de trabajo)

Equipos especiales recomendados (centralizadores)

Costo Total ($) 697.383,49

50.000 50.001

11 accesorios de completación 16.284 16.285

2 centralizadores 55.570 55.571

Protectores cannon clamps doble capilar


Equipo de manipuleo (llave hidráulica )

510 protectores 87 44.370

15.000 ft (2 7/8 NV P110) 16 240.000

1 sistema (Weatherford)



53

Tabla 8. Diferencia de costos entre una Completación dual concéntrica y una Completación dual paralela



54

5.2 DIFERENCIA DE COSTOS ENTRE UNA COMPLETACIÓN DUAL

CONCÉNTRICA Y UNA COMPLETACIÓN DUAL PARALELA

En base a lo demostrado en la tabla 8, tenemos que el costo total de la completación

dual concéntrica es de $ 512.124,37 y el de la completación dual paralela es de $

697.383,49 existiendo una diferencia entre los dos sistemas de $ 185.259,12. Esta

diferencia de costos se da básicamente ya que en el sistema dual paralelo tenemos un

gran incremento en el uso de protectores cannon y en tubería 2 7/8 OD, al mismo

tiempo el cabezal de pozo y el alquiler de el equipo de manipuleo (llaves hidráulicas)

son factores que hacen que la completación dual paralela sea más costosa en relación a

la completación dual concéntrica; por tanto, es conveniente realizar un estudio

económico el cual nos determine el tiempo que se va a recuperar la inversión

económica.

5.3 DETERMINACIÓN DEL TIEMPO PARA RECUPERAR LA INVERSIÓN

ECONÓMICA EN LA COMPLETACIÓN DUAL PARALELA

Para conocer el tiempo en el cual se va a recuperar la inversión económica en el sistema

dual paralelo es necesario conocer las producciones actuales de las arenas las cuales se

detallan en la tabla 9, así como también se considerarán los siguientes datos:

55

• Precio barril de petróleo = $ 70

• Costo del sistema dual paralelo sin tomar en cuenta el costo de la torre de

workover = $ 697.383,49

Tabla 9. Producción actual de las arenas “U superior y “U” inferior

Arena "U" superior Arena "U" inferior

Producción total de fluido 1.497 BFPD 2.073 BFPD

Producción de petróleo 598 BPPD 1.658 BPPD

BSW 60 % (898 BAD) 20 % (414 BAD)



Es importante mencionar que previo a la instalación de la completación dual paralela, el

pozo Mariann 24 se encontraba produciendo a través de la arena “U” superior 320

BPPD y 480 BAD, con un tipo de completación simple, por ende, con la

implementación de la completación dual paralela se logró incrementar la producción de

la arena “U” superior a 598 BPPD, ya que se instaló una bomba de mayor capacidad de

succión (bomba DN 1750 serie 400), la que al momento se encuentra trabajando a una

frecuencia de 55 hz con una producción total de fluido de 1.497 BFPD con un corte de

agua del 60 %.

Mientras que con la arena “U” inferior al ser un intervalo productor nuevo se está

produciendo a través de una bomba electrosumergible (bomba SN 2600 serie 538) a una

56

frecuencia de 50 hz teniendo una producción de petróleo de 1.658 BPPD y 415 BAD,

con lo cual se tiene en total 1.936 BPPD extras produciendo a través de las dos arenas

“U”, por lo que, este tipo de sistema se beneficia y garantiza su inversión ya que se tiene

produciendo dos arenas al mismo tiempo, por tanto, como resultado final se obtiene que

a partir de los 51 días de su instalación, se logrará recuperar lo invertido, parámetro que

hace factible y viable este tipo de completación.

Tiempo en días para recuperar la inversión económica del Sistema dual paralelo

( ) díasx

5170658.1278

697.383,49=

+

CAPÍTULO VI

57

CAPÍTULO VI

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

• De acuerdo al estudio realizado se determina que el costo económico de

instalación entre la completación dual paralela y la concéntrica no queda sólo en

la eliminación del flow crossover y el reemplazo por tubería en paralelo; ya que

el tener dos sartas de tuberías crea un incremento adicional en costos en tubería,

protectores de cable, llaves hidráulicas y equipo de manipuleo, por lo tanto, este

sistema no resulta ser el más económico en relación a otro tipo de

completaciones.

• El uso de una empacadura con área interna pulida es de suma importancia, ya

que va a soportar todos los movimientos bruscos que puedan existir en fondo y

va a separar totalmente las producciones, tanto de la arena inferior como de la

superior.

• El uso de tubería en paralelo, permite tener un acceso independiente hacia la

descarga de la bomba el momento en que se requiera hacer intervenciones de las

zonas mediante slickline.

58

• La implementación de un sistema de completación dual paralelo elimina la

comunicación entre zonas, debido a que en los anteriores sistemas por motivos

de que el ensamble de sellos era demasiado corto y al tener una elongación

aproximada de 5 ft en la tubería de 2 7/8 OD este sistema era ineficiente; por

tanto, en este aspecto la completación dual paralela no presenta ningún tipo de

inconvenientes.

• La instalación de capilares en las bombas permite la inyección de químicos para

controlar aspectos corrosivos y salinidad de los fluidos en casos donde estas

características sean críticas.

• El tiempo de la recuperación de la inversión económica es de 51 días, lo que

permite verificar que fue factible completar el pozo Mariann 24 con un sistema

de completación dual paralelo.

59

6.2 RECOMENDACIONES

• La capacidad de las torres para trabajos de completación debe ser de 200.000

lbs, ya que el peso aproximado de la completación dual paralela es de 180.000

lbs

• El momento de instalar los blast joint, se debe tener en cuenta que sean alojados

en frente de la formación, ya que al ser tubería más robusta va a estar expuesta a

presiones de reservorio muy altas.

• El espaciamiento entre el Pod Hanger y el soporte de bomba debe ser como

mínimo de 30 ft y como máximo de 120 ft para no tener problemas de deflexión

en el equipo.

• El equipo BES no debe ser alojado en un dog leg mayor a 2 grados.

• El equipo de fondo a ser instalado debe ser previamente probado en base a

presiones superiores a las expuestas en el pozo para no tener inconvenientes en

el momento en que entre en funcionamiento.

60

BIBLIOGRAFÍA GENERAL

1. Baker oil Inc. Baker Field data handbook, Vol 2/2. Edición 2007. Houston Texas

USA.

2. Schlumberger Inc. Servicio de Completaciones de pozos, Vol 1. Edición 2004,

pag 12. Houston Texas USA.

3. Schlumberger Inc. Packers and bridge plugs, Vol 1. Edición 2006, pag 18-24.

Houston Texas USA.

4. Schlumberger Inc. Manual de Completaciones, Vol 1. Edición 2006. Houston

Texas USA.

5. Schlumberger Inc. Seal material Procedure, Vol 1.Edición 2006. Houston Texas

USA.

6. Schlumberger Inc. Procedimientos de instalación de una Completación Dual

Paralela, Vol 1. Edición 2009. Houston Texas USA.

7. Weatherford Inc. Manual de torque para tuberías, Vol 1. Edición 2007. Houston

Texas USA.

8. http:// www.robinsonrubber.com. Guía de selección de materiales de las gomas.

9. http:// www.slb.com. Herramientas de Completación.

ANEXOS

61

Anexo 1. Diagrama Mecánico del Pozo Mariann 24


Elaborado por: Schlumberger Inc.

62

Anexo 2. Diagrama General de la Completación dual Paralela en el pozo

Mariann 24



63

Anexo 3. Elevador dual paralelo

Fuente: Weatherford Inc.

Fotografiado por: Daniel Almeida Jaramillo

64

Anexo 4. Cuña doble Spider con tubería en paralelo

Fuente: Wetarherford


Fuente

:

Schlumberger Inc.


65

Anexo 5. Pod hanger



66

Anexo 6. Pod Sleeve



67

Anexo 7. Ensamble Pod Hanger con Pod Sleeve



68

Anexo 8. Niple de asiento con standing valve



69

Anexo 9. Detalle de los costos de una Completación dual concéntrica con cápsula POD con packer Omegatrieve



Línea DESCRIPCION SCHLUMBERGER Precio Unitario Cantidad UDM PRECIO TOTAL

1 UNIVERSAL BYPASS CLAMP, (Incluye Cable Clips) 1.538,82$ 7 EA 10.771,71$ 2 STINGER SUB ASSY 2.750 2-7/8 NV B VITON(A068) 21.120,00$ 1 EA 21.120,00$ 3 FLOW CROSSOVER ASSY, 9.625, 5.50X2.88X3.50, 3.688X2.75, 4140 VIT 39.655,00$ 1 EA 39.655,00$ 4 TUBING, BY PASS, SET, 2-7/8" , 8.6 PPF, VAM FJL, BOX X PIN, TO SUIT SPACED ESP

G SS15.000,00$ 1 EA 15.000,00$

5 PUMP SUPPORT SUB ASSY 2-7/8 8.6 FJL X 3-1/2 19.261,00$ 1 EA 19.261,00$ 6 POD HANGER SUB ASSEMBLY 3-1/2" EUE BOX x PIN) 28.503,80$ 1 EA 28.503,80$ 7 SLEEVE SUB ASSY 7" BUTTRES 9.573,50$ 1 EA 9.573,50$ 8 POD Bottom CROSSOVER SUB ASSEMBLY 7" BUTTRES x 3-1/2" EUE 5.261,80$ 1 EA 5.261,80$ 9 SLIDING SLEEVE, 2-7/8" , 2.312" EUE BOX X PIN 3.091,50$ 1 EA 3.091,50$

10 SAFETY SHEAR SUB 3 1/2" EUE BOX X PIN 3.807,90$ 1 EA 3.807,90$ 11 TUBING, SHEAR PLUG, 2 7/8" EUE / Wire Line re-entry Guide 625,22$ 1 EA 1.200,00$ 12 Integral Centralizers (6" OD Blades) 3.000,00$ 2 EA 6.000,00$ 13 NIPPLE, 3-1/2"EUE BxP, 2.125"R 1.500,00$ 1 EA 1.500,00$ 14 NIPPLE, 2-7/8"EUE Bx P, 2.25"R 889,82$ 2 EA 1.779,64$ 15 NIPPLE, 3-1/2"EUE BxP, 2,75"R 2.008,13$ 1 EA 2.008,13$ 16 LOCATOR SEAL ASSEMBLY 3 1/2" EUE BOX UP MULE SHOE DOWN 5.045,63$ 1 EA 5.045,63$ 17 Premium Seal Units, 3.625 SA Box Up x Pin Down 1.535,63$ 3 EA 4.606,89$ 18 Seal Spacer Tube, 3.625 SA Box Up x Pin Down 2.269,69$ 1 EA 2.269,69$ 19 HALF MULE SHOE WITH SPECIAL CLEARANCE STUB ACME BOX P/N: 037186122-AD 2.500,00$ 1 EA 2.500,00$ 20 SEAL BORE PACKER 7" X 4.00" BORE ID 15.147,00$ 1 EA 15.147,00$ 21 SEAL BORE EXTENSION COUPLING 1.054,69$ 1 EA 1.054,69$ 22 SEAL BORE EXTENSION 5.799,94$ 1 EA 5.799,94$ 23 TAIL PIPE ADAPTER 1.417,50$ 1 EA 1.417,50$ 24 BLAST JOINT, 3 -1/2" BOX X PIN EUE 20 FT LENGTH 5.273,45$ 3 EA 15.820,35$ 25 PUP JOINT, 2-7/8" 6.5 LBS/FT EUE BOX X PIN 643,43$ 1 EA 643,43$ 26 PUP JOINT, 3-1/2" 9.3 LBS/FT EUE BOX X PIN 975,38$ 2 EA 1.950,76$

224.789,86$

EQUIPOS EXTRAS NO SLB


1 TUBING CLAMP PROTECTOR CROSS COUPLING 5-1/2" BTC (PARA DOS CABLES DE O C )

190,00$ 230 EA 43.700,00$ 2 BIW PENETRATORS, FOR POD AND FOR 5-1/2" BTC HANGER 19.000,00$ 3 EA 57.000,00$

100.700,00$

HERRAMIENTAS DE RENTA Y PERSONAL DE COMPLETIONS


1 Model WR Wire Line Set Retrievable Bridge Plug Initial First Day Rental for Size 9-5/8" 4.200,00$ 0,0 EA -$

2 WR Retrieving Tool Rental Initial First Day Rental for Sizes 4-1/2" thru 9-5/8" $ 800,00 0,0 EA -$

3 Model E Hydraulic Setting Tool (Equivalent to Baker #20) Initial Fisrt Day Rental 2.100,00$ 0,0 EA -$

4 Model E Hydraulic Setting Tool (Equivalent to Baker #20) Each Additional Day Rental 350,00$ 0,0 EA -$

5 Standing Valve 3.688" Seal diameter 2.400,00$ 1,0 EA 2.400,00$ 6 Standing Valve 1.687" Seal diameter 1.850,00$ 1,0 EA 1.850,00$ 7 Standing Valve 2.125" Seal bore diameter $ 870,00 1,0 EA 870,00$ 8 Standing Valve 2.25" Seal diameter $ 870,00 1,0 EA 870,00$ 9 Standing Valve 2.75" Seal diameter 870,00$ 1,0 EA 870,00$

10 Standing Valve Redress Kits per valve per run $ 279,00 5,0 EA 1.395,00$ 11 Pressure Test / Lift sub 7" Pod Casing $ 2.390,00 1,0 EA 2.390,00$ 12 Pod Casing Work Table 7" Pod Casing $ 2.390,00 1,0 EA 2.390,00$ 13 Bypass Stove Pipe 9 5/8" Casing. Heavy Duty $ 950,00 1,0 EA 950,00$ 14 Bypass SAFETY CLAMP 2 7/8" Grooved Bypass, Heavy Duty $ 2.300,00 1,0 EA 2.300,00$ 15 Swivel Lift Nubbin, 2 7/8" Bypass, Heavy Duty (Elevator Type) $ 550,00 2,0 EA 1.100,00$

16 Rental of Wire Line adapter kit to set Seal Bore Packer / WR RBP $ 900,00 1,0 EA 900,00$

17 Rental of Mechanical Set Packer to test Lower Assembly $ 2.800,00 1,0 EA 2.800,00$ PERSONAL

18 COMPLETIONS WELL SITE SUPERVISOR 1.000,00$ 7 DAY 7.000,00$ 19 COMPLETIONS FIEL ENGINEER/SPECIALIST 805,00$ 7 DAY 5.635,00$ 20 COMPLETIONS FIELD OPERATOR/HELPER 450,00$ 7 DAY 3.150,00$

TRANSPORTE21 TRANSPORTE PERSONAL, PICK UP 3,78$ 368 KM 1.391,04$ 22 TRANSPORTE EQUIPO, TRUCK 7,18$ 368 KM 2.642,24$

40.903,28$

366.393,14$

GRAND TOTAL

GRAND TOTAL

TOTAL COMPLETION

GRAND TOTAL

70

Anexo 10. Detalle de los costos de una Completación dual concéntrica con packer

Multiport


1 UNIVERSAL BYPASS CLAMP, (Incluye Cable Clips) 1.538,82$ 8 EA 12.310,52$ 2 STINGER SUB ASSY 2.750 2-7/8 NV B VITON(A068) 21.120,00$ 1 EA 21.120,00$ 3 FLOW CROSSOVER ASSY, 9.625, 5.50X2.88X3.50, 3.688X2.75, 4140 VIT 39.655,00$ 1 EA 39.655,00$ 4 3 1/2 MODEL C TUBING BALL CHECK VALVE (3 1/2 EUE(9.3 ) BOX x PIN, P110) $ 4.300,00 1 EA 4.300,00$ 5 TUBING, BY PASS, SET, 2-7/8" , 8.6 PPF, VAM FJL, BOX x PIN, TO SUIT SPACED ESP

LENGTH ASSY15.000,00$ 1 EA 15.000,00$

6 PUMP SUPPORT SUB ASSY 2-7/8 8.6 FJL X 3-1/2 19.261,00$ 1 EA 19.261,00$ 7 SLIDING SLEEVE, 2-7/8" , 2.312" EUE BOX x PIN 3.091,50$ 1 EA 3.091,50$ 8 SAFETY SHEAR SUB 3 1/2" EUE BOX x PIN 3.807,90$ 1 EA 3.807,90$ 9 Integral Centralizers (6" OD Blades) 3.000,00$ 4 EA 12.000,00$ 10 NIPPLE, 3-1/2"EUE BxP, 2.125"R 1.500,00$ 1 EA 1.500,00$ 11 NIPPLE, 2-7/8"EUE Bx P, 2.25"R 1.450,00$ 1 EA 1.450,00$ 12 NIPPLE, 2-3/8" EUE BxP, 1.81"R. $ 1.500,00 1 EA 1.500,00$ 13 4-1/2" Cannon Clamp Especiales x 20 ft (Para Proteger Cable sobre Blast joints) 2.950,00$ 3 EA 8.850,00$ 14 Packer Multiport 7", 26-29 #, 2-7/8" 6.5lbs/ft EUE Box, 2-7/8" 6.5lbs/ft EUE Pin $ 38.500,00 1 EA 38.500,00$ 15 Off-Set Union (Para Centralizar la Bomba), 2-3/8" 4.5 lbs/ft EUE Box x Pin $ 2.500,00 1 EA 2.500,00$ 16 Crossover, 3-1/2" 9.3lbs/ft EUE Box, 2-7/8" 6.5lbs/ft EUE Pin $ 1.100,00 1 EA 1.100,00$ 17 Crossover, 2-7/8" 6.5lbs/ft EUE Box, 2-3/8" 4.5 lbs/ft EUE Pin $ 1.100,00 1 EA 1.100,00$ 18 BLAST JOINT, 3 -1/2" BOX x PIN EUE 20 FT LENGTH 5.273,45$ 4 EA 21.093,80$ 19 PUP JOINT, 2-7/8" 6.5 LBS/FT EUE BOX x PIN 643,43$ 1 EA 643,43$ 20 PUP JOINT, 3-1/2" 9.3 LBS/FT EUE BOX x PIN 975,38$ 7 EA 6.827,66$

215.610,81$



7 Standing Valve 3.688" Seal diameter 2.400,00$ 1 EA 2.400,00$ 8 Standing Valve 1.687" Seal diameter 1.850,00$ 1 EA 1.850,00$ 9 Standing Valve 2.125" Seal bore diameter $ 870,00 1 EA 870,00$ 10 Standing Valve 2.25" Seal diameter $ 870,00 1 EA 870,00$ 11 Standing Valve 1.81" Seal diameter $ 870,00 1 EA 870,00$ 12 Standing Valve 2.75" Seal diameter 870,00$ 1 EA 870,00$ 14 Bypass Stove Pipe 9 5/8" Casing. Heavy Duty $ 950,00 1 EA 950,00$ 15 Bypass SAFETY CLAMP 2 7/8" Grooved Bypass, Heavy Duty $ 2.300,00 1 EA 2.300,00$ 16 Swivel Lift Nubbin, 2 7/8" Bypass, Heavy Duty (Elevator Type) $ 550,00 2 EA 1.100,00$

PERSONAL17 COMPLETIONS WELL SITE SUPERVISOR 1.000,00$ 6 DAY 6.000,00$ 18 COMPLETIONS FIEL ENGINEER/SPECIALIST 805,00$ 6 DAY 4.830,00$ 19 COMPLETIONS FIELD OPERATOR/HELPER 450,00$ 6 DAY 2.700,00$

TRANSPORTE20 TRANSPORTE PERSONAL, PICK UP 3,78$ 368 KM 1.391,04$ 21 TRANSPORTE EQUIPO, TRUCK 7,18$ 368 KM 2.642,24$

29.643,28$



1 TUBERIA 5-1/2' BTC, 17#, L-80 $ 33/ft 9000 ft EA 297.000,00$ 2 TUBERIA 2-7/8" eue, 6.4#, L-80 $ 30/ft 9000 ft EA 270.000,00$ 3 TUBING CLAMP PROTECTOR CROSS COUPLING 5-1/2" BTC (PARA DOS CABLES DE

DOBLE CAPILAR)170,00$ 230 EA 39.100,00$

4 TUBING CLAMP PROTECTOR CROSS COUPLING 3-1/2" EUE (PARA UN CABLE DE DOBLE CAPILAR)

120,00$ 60 EA 7.200,00$ 5 TUBING CANNON MID JOINT PROTECTOR 3-1/2" EUE (PARA UN CABLE DE DOBLE

CAPILAR)100,00$ 15 EA 1.500,00$

6 XMT DUAL, FMC 162.000,00$ 1 EA 162.000,00$ 7 BIW PENETRATORS, FOR MULTIPORT PACKER AND FOR 5-1/2" BTC HANGER 18.000,00$ 3 EA 54.000,00$

830.800,00$

SERVICIOS DE TERCEROS NO SLB


1 SERVICIO DE TORQUE Y MANIPULEO ( WEATHERFORD) 40.000,00$ 1,00$ JOB 40.000,00$

1.116.054,09$

GRAND TOTAL

GRAND TOTAL

GRAND TOTAL

TOTAL COMPLETION



71

Anexo 11. Detalle de los costos de una Completación dual concéntrica con cápsula

POD y sistema MFIV (mechanical formation isolation valve)




1 UNIVERSAL BYPASS CLAMP, (Incluye Cable Clips) 1.538,82$ 8 EA 12.310,52$ 2 MLE Protectors (For POD Assy) 1.377,50$ 6 EA 8.265,00$ 3 STINGER SUB ASSY 2.750 2-7/8 NV B VITON(A068) 21.120,00$ 1 EA 21.120,00$ 4 FLOW CROSSOVER ASSY, 9.625, 5.50X2.88X3.50, 3.688X2.75, 4140 VIT 49.568,75$ 1 EA 49.568,75$ 5 TUBING, BY PASS, SET, 2-7/8" , 8.6 PPF, VAM FJL, BOX X PIN, TO SUIT SPACED ESP

G SS15.000,00$ 1 EA 15.000,00$

6 PUMP SUPPORT SUB ASSY 2-7/8 8.6 FJL X 3-1/2 19.261,00$ 1 EA 19.261,00$ 7 POD HANGER SUB ASSEMBLY 3-1/2" EUE BOX x PIN) 28.503,80$ 1 EA 28.503,80$ 8 SLEEVE SUB ASSY 7" BUTTRES 9.573,50$ 1 EA 9.573,50$ 9 POD Bottom CROSSOVER SUB ASSEMBLY 7" BUTTRES x 3-1/2" EUE 5.261,80$ 1 EA 5.261,80$

10 SLIDING SLEEVE, 2-7/8" , 2.312" EUE BOX X PIN 3.390,00$ 1 EA 3.390,00$ 11 SAFETY SHEAR SUB 3 1/2" EUE BOX X PIN 3.000,00$ 1 EA 3.000,00$ 12 TUBING, SHEAR PLUG, 2 7/8" EUE / Wire Line re-entry Guide 2.000,00$ 1 EA 1.200,00$ 13 Integral Centralizers (6" OD Blades) 3.000,00$ 2 EA 6.000,00$ 14 NIPPLE, 3-1/2"EUE BxP, 2.125"R 1.500,00$ 1 EA 1.500,00$ 15 NIPPLE, 2-7/8"EUE Bx P, 2.25"R 1.500,00$ 2 EA 3.000,00$ 16 NIPPLE, 3-1/2"EUE BxP, 2,75"R 1.500,00$ 1 EA 1.500,00$ 17 LOCATOR SEAL ASSEMBLY 3 1/2" EUE BOX UP MULE SHOE DOWN 4.500,00$ 1 EA 4.500,00$ 18 Premium Seal Units, 3.625 SA Box Up x Pin Down 2.500,00$ 3 EA 7.500,00$ 19 Seal Spacer Tube, 3.625 SA Box Up x Pin Down 4.000,00$ 1 EA 4.000,00$ 20 HALF MULE SHOE WITH SPECIAL CLEARANCE STUB ACME BOX P/N: 037186122-AD 2.500,00$ 1 EA 2.500,00$ 21 SEAL BORE PACKER 7" X 4.00" BORE ID 19.000,00$ 1 EA 19.000,00$ 22 SEAL BORE EXTENSION COUPLING 2.000,00$ 1 EA 2.000,00$ 23 SEAL BORE EXTENSION 5.000,00$ 1 EA 5.000,00$ 24 TAIL PIPE ADAPTER 2.000,00$ 1 EA 2.000,00$ 25 BLAST JOINT, 3 -1/2" BOX X PIN EUE 20 FT LENGTH 3.500,00$ 4 EA 14.000,00$ 26 PUP JOINT, 2-7/8" 6.5 LBS/FT EUE BOX X PIN 1.000,00$ 1 EA 1.000,00$ 27 PUP JOINT, 3-1/2" 9.3 LBS/FT EUE BOX X PIN 1.235,00$ 7 EA 8.645,00$

258.599,37$

NEW TECHNOLOGY, MFIV (Mechanical Formation Isolation Valve) & SHIFTING TOOL


1 5.50 in x 2.940 in Mechanical Formation Isolation Vlave (MFIV) 113.500,00$ 1 EA 113.500,00$ 2 STS-R, 2.940 X 0.500, MFIV SHIFTING TOOL 21.000,00$ 1 EA 21.000,00$

134.500,00$



1 TUBING CLAMP PROTECTOR CROSS COUPLING 5-1/2" BTC (PARA DOS CABLES DE O C )

190,00$ 230 EA 43.700,00$ 2 BIW PENETRATORS, FOR POD AND FOR 5-1/2" BTC HANGER 19.000,00$ 3 EA 57.000,00$

100.700,00$



1 Model WR Wire Line Set Retrievable Bridge Plug Initial First Day Rental for Size 9-5/8" 4.200,00$ 1,0 EA 4.200,00$

2 WR Retrieving Tool Rental Initial First Day Rental for Sizes 4-1/2" thru 9-5/8" $ 800,00 1,0 EA 800,00$

3 Model E Hydraulic Setting Tool (Equivalent to Baker #20) Initial Fisrt Day Rental 2.100,00$ 2,0 EA 4.200,00$

4 Model E Hydraulic Setting Tool (Equivalent to Baker #20) Each Additional Day Rental 350,00$ 4,0 EA 1.400,00$

5 Standing Valve 3.688" Seal diameter 2.400,00$ 1,0 EA 2.400,00$ 6 Standing Valve 1.687" Seal diameter 1.850,00$ 1,0 EA 1.850,00$ 7 Standing Valve 2.125" Seal bore diameter $ 870,00 1,0 EA 870,00$ 8 Standing Valve 2.25" Seal diameter $ 870,00 1,0 EA 870,00$ 9 Standing Valve 2.75" Seal diameter 870,00$ 1,0 EA 870,00$

10 Standing Valve Redress Kits per valve per run $ 279,00 5,0 EA 1.395,00$ 11 Pressure Test / Lift sub 7" Pod Casing $ 2.390,00 1,0 EA 2.390,00$ 12 Pod Casing Work Table 7" Pod Casing $ 2.390,00 1,0 EA 2.390,00$ 13 Bypass Stove Pipe 9 5/8" Casing. Heavy Duty $ 950,00 1,0 EA 950,00$ 14 Bypass SAFETY CLAMP 2 7/8" Grooved Bypass, Heavy Duty $ 2.300,00 1,0 EA 2.300,00$ 15 Swivel Lift Nubbin, 2 7/8" Bypass, Heavy Duty (Elevator Type) $ 550,00 2,0 EA 1.100,00$

16 Rental of Wire Line adapter kit to set Seal Bore Packer / WR RBP $ 900,00 2,0 EA 1.800,00$

17 Rental of Mechanical Set Packer to test Lower Assembly $ 2.800,00 1,0 EA 2.800,00$ PERSONAL

18 COMPLETIONS WELL SITE SUPERVISOR 1.200,00$ 10 DAY 12.000,00$ 19 COMPLETIONS FIEL ENGINEER/SPECIALIST 1.000,00$ 10 DAY 10.000,00$ 20 COMPLETIONS FIELD OPERATOR/HELPER 550,00$ 10 DAY 5.500,00$

TRANSPORTE21 TRANSPORTE PERSONAL, PICK UP 5,50$ 90 KM 495,00$ 22 TRANSPORTE EQUIPO, TRUCK 7,50$ 90 KM 675,00$

61.255,00$

555.054,37$

GRAND TOTAL

GRAND TOTAL

GRAND TOTAL

TOTAL COMPLETION

GRAND TOTAL

tesis de grado previa la obtenciÓn del...

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