Diseño de un manual de procedimientos para bajar complementaciones duales concéntricas en los equipos de reacondicionamiento y perforación de pozos petroleros

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

SISTEMA DE EDUCACION A DISTANCIA

CARRERA DE TECNOLOGIA DE PETROLEOS

TESIS DE GRADO

Previa la obtención del título de Tecnólogo de Petróleos

DISEÑO DE UN MANUAL DE PROCEDIMIENTOS PARA BAJAR COMPLETACIONES DUALES CONCENTRICAS EN LOS EQUIPOS DE REACONDICIONAMIENTO Y PERFORACION DE POZOS PETROLEROS

AUTOR: WILSON RAYMUNDO NAVIA CHEVE

DIRECTOR: ING. RAMIRO ALMEIDA

DECLARACIÓN

Yo, WILSON RAYMUNDO NAVIA CHEVE, doy fe que todo el trabajo aquí escrito es de mi exclusiva autoría y no ha sido presentado anteriormente para ningún grado profesional.

CERTIFICACIÓN

Certifico que el “MANUAL DE PROCEDIMIENTOS PARA BAJAR COMPLETACIONES DUALES CONCÉNTRICAS EN LOS EQUIPOS DE REACONDICIONAMIENTO Y PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS” fue desarrollado únicamente por Wilson Raymundo Navia Cheve, bajo mi dirección y supervisión.

Ing. Ramiro Almeida

DEDICATORIA

A Maria Esther mi esposa, mis hijos Genesis Alessia, Wilson Jordy, Michael Julian y mi querida madre que con sus oraciones su gran cariño, comprensión y apoyo incondicional, a todos mis familiares y amigos que apoyaron mi decisión de superación, les dedico este trabajo con todo mi amor, el mismo que encierra toda la dedicación y sacrificio que significó el poder alcanzar un peldaño más en el difícil camino de la vida. Con el único afán de poder aportar al desarrollo y progreso de mi país.

AGRADECIMIENTO

Quiero empezar agradeciendo a todo el personal docente de la Universidad Tecnológica Equinoccial por su gran extendida de mano y predisposición para compartir, darnos la oportunidad de acceder a un título profesional, a los compañeros por su apoyo incondicional, a los distinguidos directivos y docentes de la escuela de petróleos y en especial al Ingeniero ,Ramiro Almeida director de tesis por su efectiva orientación y a quienes de alguna manera apoyaron y aportaron para la culminación de este proyecto

También mi agradecimiento al personal técnico de las compañías:, quienes me proporcionaron información técnica necesaria para cada uno de los enunciados.

ÍNDICE GENERAL

Pág.

PORTADA II

DECLARACIÓN III

CERTIFICACIÓN DE TESIS IV

DEDICATORIA V

AGRADECIMIENTO VI

TABLA DE CONTENIDO

CAPITULO I

1.1 Introducción……….1

1.2 Justificación………2

1.3 Objetivos……….3

1.3.1 Objetivo general………3

1.3.2 Objetivo especifico………4

1.4 Hipótesis o idea a defender……….5

CAPITULO II 2. Marco teórico………...6

2.1 Definiciones……….……..6

2.1.1 Definiciones generales……….6

2.1.3 Levantamiento artificial………..6

2.1.4 Ventajas……….8

2.1.5 Desventajas………,………8

2.1.6 Parámetros importantes para la aplicación del sistema BES…..…………9

2.1.7 Método de levantamiento artificial………..9

2.1.8 Equipos de subsuelo……….……...10

2.1.9 Equipos de superficie……….……….11

2.1.10 Accesorios………...11

2.2 Definiciones específicas………..…11

2.2.1 Equipos (Rig) de reacondicionamiento y perforación………...11

2.2.1.1 Equipo (Rig) de reacondicionamiento…..……….11

2.2.1.2 Equipo (Rig) de perforación………..,12

2.2.2 Componentes de los equipos de elevación de una torre de reacondicionamiento y perforación………12

2.2.2.1 Sistemas circulante………...………….12

2.2.2.2 Torre………...…13

2.2.2.3 Subestructura……….…………..…..14

2.2.2.4 Bloque viajero……….………..…………...15

2.2.2.5 Gancho………..………….…….16

2.2.2.6 Bloque corona……….………...………17

2.2.2.7 Malacate………...………..17

2.2.2.9 Canasta encuelladero………..……….19

2.2.2.10 Planchada……….….………..19

2.2.2.11 Winche hidráulico……….….……….20

2.2.2.12 Winche Neumatico (Man-rider)……….………..21

2.2.2.13 Sistema de potencia………..………..21

2.3 Equipos de control de reventones………...……….………24

2.3.1 Componentes del equipo de control de reventones………..…..………..24

2.3.1.1 Acumulador………..………...25

2.3.1.2 Control remoto de cierre y apertura……….25

2.3.1.3 Preventor anular…….……….25

2.3.1.4 Preventor de tubería (pipe rams)……….……..27

2.3.1.5 Preventor ciego (blind rams)……….……….27

2.3.1.6 Herramientas de manipulación y levantamiento……….……...28

2.3.1.7 Llaves hidráulicas……….…………...28

2.3.1.8 Cuñas……….……...29

2.3.1.9 Elevadores……….…………...29

2.4 Equipos suplementarios……….………...30

2.4.1 Spooler……….30

2.4.2 Equipo de sunchado………..…….…31

2.4.3 Equipo para izaje de los componentes BES (Clams)……….….……...32

2.4.4 Grua……….………..……….32

CAPITULO III

3 Manual de procedimientos para corrida de completaciones duales

concéntricas………..34

3.1 Propósito………34

3.2 Alcance………34

3.3 Precauciones y medidas preventivas ………..34

3.4 Preparación y verificación de materiales en el sitio de trabajo………36

3.5 Responsabilidades……….37

3.6 Practicas de trabajo seguro……….37

3.7 Riesgos………...38

3.8 Consecuencias por incumplimiento de los procedimientos de exceder los límites de operación……….38

3.9 Pasos para evitar la desviación de actividades……….39

3.10 Responsables de la operación de una corrida de completación dual concéntrica en el pozo……….40

3.11 Puntos importantes de verificación……….40

3.12 Procedimiento general para bajar una completación dual concéntrica en el pozo………...41

3.12.1 Preparación del pozo en superficie……….42

3.12.2 Descripción del sistema dual concéntrico………...42

3.12.3 Calibración del casing de 9 5/8”………..43

3.12.5 Instalación del equipo BES inferior en el pozo……….45

3.12.6 Ensamble de tubería intermedio………45

3.12.7 Valores de torque de tubería………..46

3.12.8 Cuidado y manejo de tubería……….46

3.12.9 Prueba de presión del 7¨ packer permanente y prueba de casing ……….47

3. 12.10 Preparación de completacion superior……….49

3. 12.11 Armado del localizador de sellos tailpipe assembly……….51

3.12.12 BES inferior encapsulado pod de 7¨………...52

3.12.13 Ensamble intermedio………....55

3. 12.14 Armado del equipo BES superior / sistema dual de flujo………...55

3. 12.15 Corrida de tubería de producción exterior………...55

3. 12.16 Corrida de tubería de producción interior con el stinger sub assembly...59

3. 13 Definiciones………..61

3.14 Generalidades………...62

3.15 Programa de instalación de una completación doble concéntrica para bombeo electrosumergible………..63

CAPITULO IV

4 Equipo de protección personal salud seguridad y ambiente……….70

4.1 Sistema de permisos de trabajo………70

4.2 Clases de permisos de trabajo………..70

4.3 Reunión pre-operacional con la cuadrilla de turno “Safety meeting”…….72

4.4 Cumplimiento del chequeo diario del sistema de proteccion de corona y

CAPITULO V

5 Conclusiones y recomendaciones………..73

5.1 Conclusiones………73

5.2 Recomendaciones………74

Bibliografía……...………..77

CAPITULO I

1. INTRODUCCION

En la Industria Petrolera y en la corrida de Completaciones Duales se deben tener en cuenta muchos factores que influyen para que la operación o el trabajo sean exitosos, algunos de ellos influyen en una adecuada selección de las herramientas, y los sistemas que se usaran en un ensamblaje de completaciones dual.

Debido a la complejidad de la operación y recursos económicos invertidos se debe garantizar que las operaciones se desarrollen exitosamente, siguiendo un manual de procedimientos, para de esta manera realizar una operación segura.

Un manual de procedimientos es un instrumento donde se hacen hincapié los puntos relevantes de una operación de campo.

De esta manera tomamos en cuenta que un manual de procedimientos no es solo un documento escrito, si no que viene convirtiéndose en una guía que nos orienta y facilita la ayuda necesaria para identificar las falencias existentes, proporcionando soluciones a las metas trazadas por la organización.

1.2 JUSTIFICACION

Disponer en los taladros de reacondicionamiento y perforación un documento que fortalezca las actividades necesarias en la bajada de completaciones duales.

Por la necesidad de mejorar la producción de petróleo y aprovechar el apoyo de la tecnología de los nuevos diseños de completaciones y no existe un manual de procedimiento específico para esta operación.

Es muy importante la existencia de un manual de procedimientos en las operaciones de corrida de completaciones duales concéntricas ya que ayudará a comprender mejor las técnicas que se vienen aplicando, minimizando riesgos y perdidas de tiempo en el momento de las operaciones para garantizar una operación segura, optimizando el tiempo y los recursos.

En este proceso de elaboración del manual de procedimiento de corrida de completaciones duales, se debe tomar muy en cuenta, el personal, que va a realizar el trabajo entre los cuales tenemos:

 Company-man. Hombre representante de la compañía supervisor de reacondicionamiento o perforación.

 Rigmanager. Gerente de torre representante de la compañía de servicios.

 Toolpusher. Supervisor o encargado del turno puede ser del dia o la noche.

 Maquinista. Operador de la maquina de perforación o reacondicionamiento.

 Encuellador. Encargado de enganchar los tubos en el elevador desde el encuelladero o canasta en la torre.

 Obreros de patio. Personal de varios servicios en el equipo.

 Personal de compañías de servicio. Son representantes, técnicos de cada una de las herramientas que se usan en una corrida de completacion dual.

En cada trabajo de corrida de completaciones duales concéntricas se ha tenido la oportunidad de compartir información con personal técnico dando la oportunidad de fortalecer las operaciones, así mismo con el desarrollo de este manual queremos brindar el mejor soporte para perfeccionar los procesos sirviendo como un entrenamiento para efectuar futuros trabajos.

1.3 OBJETIVOS

Los objetivos de la elaboración del manual para bajar completaciones duales concéntricas son:

1.3.1 OBJETIVO GENERAL

1.3.1.1 El objetivo general esta enfocado a elaborar un manual de procedimientos para bajar completaciones duales concéntricas.

1.3.1.2 Proteger cada una de las actividades y hacer cumplir el manual de procedimientos

1.3.1.3 Dar liderazgo para promover una cultura exitosa y así asegurar que se pueda llevar a cabo una operación sólida

1.3.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS

Los objetivos específicos del presente manual son los siguientes:

1.3.2.1 Capacitar al personal para seguir los procedimientos y su debido cumplimiento

1.3.2.2Describir las operaciones en bajada de completaciónes duales concéntricas 1.3.2.3Diseñar procedimientos adecuados para cada operación simultáneamente

1.3.2.4Definir un procedimiento específico de seguridad para las operaciones en bajada de completaciónes dual concéntricas

1.3.2.5Optimizar los tiempos en la instalación.

1.3.2.6 Poner en conocimiento los conceptos básicos, de la guía para una corrida de completaciones duales concentricas.

1.3.2.7Describir el funcionamiento de las diferentes herramientas que se usaran en una corrida de completación dual concentrica

1.3.2.8 Dar a conocer los daños, causas que se podrían tener en una corrida de completación dual concéntrica.

1.3.2.9Estandarizar y hacer cumplir en todos los Equipos de reacondicionamiento y perforación el manual de procedimientos.

1.3.2.10Describir el funcionamiento de las diferentes herramientas que se usaran en una corrida de completaciones duales

1.4 HIPOTESIS O IDEA A DEFENDER

CAPITULO II

2. MARCO TEORICO

2.1 DEFINICIONES

2.1.1 DEFINICIONES GENERALES (FLUJO NATURAL Y LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL).

2.1.2 FLUJO NATURAL.

El flujo natural es cuando un pozo petrolero usa su propia energía del yacimiento para hacer emigrar sus derivados. Esto se logra obtener en algunos campos en su proceso inicial.

2.1.3 LAVANTAMIENTO ARTIFICIAL.

Es cuando se requiere el uso de una fuente externa de energía. La utilización de esta fuente, es con el fin de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta superficie esto es lo que se denomina levantamiento artificial. El propósito de los métodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora, con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que se generen problemas de producción. En este caso hablaremos a cerca del Método de levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible (BES).

La técnica para diseñar las instalaciones de bombeo electrosumergible consiste en: seleccionar una bomba que cumpla los requerimientos de la producción deseada, de asegurar el incremento de presión para levantar los fluidos, desde el fondo del pozo hasta la estación, y escoger un motor capaz de mantener la capacidad de levantamiento y la eficiencia del bombeo.

Este es un método de levantamiento artificial altamente eficiente para la producción de crudos livianos y medianos; sin embargo, es uno de los métodos de extracción de crudo que exige mayor requerimiento de supervisión, análisis y control, a fin de garantizar el adecuado comportamiento del sistema.

En la actualidad este ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y económica.

En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas artificiales de producción tiene ventajas y desventajas, debido a que por diversas razones no siempre puede resultar el mejor.

2.1.4 SUS VENTAJAS SON:

 Maneja altos cortes de agua

 Su vida útil puede ser muy larga.

 Puede usarse para inyectar fluidos a la formación.

 Trabaja bien en pozos desviados

 Puede levantar altos volúmenes de fluidos

 No causan destrucciones en ambientes urbanos

 Fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión y formaciones de escamas.

 No tiene casi instalaciones de superficie a excepción de un control de velocidad del motor.

 La motorización es eléctrica exclusivamente y el motor se encuentra en la bomba misma al fondo del pozo.

 Su tecnología es la más complicada y cara pero son preferidas en caso de tener que elevar grandes caudales.

2.1.5 SUS DESVENTAJAS SON:

 Alto consumo de potencia.

 No es rentable en pozos de baja producción.

 Los cables se deterioran al estar expuestos a temperaturas elevadas.

 Inversión inicial muy alta.

 Susceptible a la producción de gas y arena.

 Su diseño es complejo.

 Las bombas y motor son susceptibles a fallas.

 En cuanto al costo de instalación, es el más alto, pero el mantenimiento de

superficie es mínimo y limitado a los componentes electrónicos de los variadores de velocidad y protecciones eléctricas

2.1.6 PARAMETROS IMPORTANTES PARA LA APLICACIONE DEL

SISTEMA BES

 Temperatura: limitado por > 350ºF para motores y cables especiales.

 Presencia de gas: saturación de gas libre < 10%

 Presencia de arena: < 200 ppm (preferiblemente 0)

 Viscosidad: limite cercano a los 200 cps

 Profundidad: 6000 – 12.000.00 pies

 Tipo de completación: Tanto en pozos verticales, como direccionales.

 Volumen de fluido: hasta 100.000 BPD.

El sistema de Bombeo Electrosumergible (BES) ha demostrado ser una alternativa altamente eficiente para la producción de crudos livianos y medianos en el ámbito mundial, gracias a las ventajas que proporciona en comparación con cualquier otro.

2.1.7 METODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Este sistema posee la

través del empleo del variador de frecuencia. Otro de los beneficios que proporciona este método, es la indicación continúa de las condiciones de presión y temperatura en el pozo, gracias a las señales transmitidas por el censor de presión y temperatura ubicado en el fondo del pozo.

Una unidad del Sistema de Bombeo Electrosumergible se compone básicamente de equipos de subsuelo, equipos de superficie, cables y componentes superficiales.

2.1.8 EQUIPOS DE SUBSUELO

2.1.9 EQUIPOS DE SUPERFICIE

Los equipos de superficie están conformados por el cabezal de descarga, el variador de frecuencia o el controlador de arranque directo, la caja de unión o venteo y por el conjunto de transformadores.

2.1.10 ACCESORIOS

Entre los componentes, accesorios se pueden listar la válvula de drenaje, la válvula de venteo, los soportes en el cabezal, los centralizadores y las bandas de cable.

2.2 DEFINICIONES ESPECÍFICAS

2.2.1 EQUIPO (RIG) DE REACONDICIONAMIENTO Y PERFORACION

2.2.1.1 EQUIPO (RIG) DE REACONDICIONAMIENTO

Los equipos de reacondicionamiento son equipos fáciles de manejar y transportar, su capacidad de tensión de una sarta de tubería es mucho menor que de un equipo de perforación se debe recalcar que un equipo de reacondicionamiento esta diseñado para Transformador

Ca

b

ez

al

Caja deventeo

3

4

2

₁

trabajar en condiciones normales con tubería de perforación de hasta 7000 pies y 13000 pies, con capacidades de torre desde los 175.000 lbrs y 600.000 lbrs.

2.2.1.2 EQUIPO (RIG) DE PERFORACION

Los equipos de perforación por lo general son equipos grandes con grandes capacidades tanto en el sistema le elevación como la capacidad de su torre

2.2.2 COMPONENTES DEL LOS EQUIPOS DE ELEVACION DE UNA TORRE

DE REACONDICIONAMIENTO Y PERFORACION

Los equipos de elevación de una torre de reacondicionamiento y perforación son.

 Sistemas circulante de lodo

 Torre

 Subestructura

 Bloque viajero

 Gancho

 Bloque Corona

 Malacate y Accesorios

 Consola del Perforador con sus Instrumentos

 Canasta o Encuelladero

 Winches Auxiliares

 Rampa

 Generación

2.2.2.1 SISTEMAS CIRCULANTE DE LODO

Los componentes principales del sistema de circulación son cuatro.

 El fluido de Perforación

 El área de preparación y almacenaje

 El equipo para bombeo y circulación de fluidos

FIGURA N.- 1

2.2.2.2 TORRE

Estructura metálica cuyo objetivo es suministrar un medio a través del cual se pueda bajar gradualmente la sarta o el ensamblaje al pozo

FIGURA N.- 2

MASTIL FUENTE NABORS REALIZADO POR. WILSON NAVIA

2.2.2.3 SUBESTRUCTURA

Es la parte donde se asienta la meza rotaria, se ocupa para trabajar sobre ella armando los diferentes ensamblajes de BHA y esta ubicada en el centro del pozo, además debe ser suficientemente alta para que permita colocar el conjunto de impide reventones en su parte inferior la subestructura esta ligeramente pegada a la base de la torre con grandes pines de seguro, los mismos que hacen que sea firme y pueda ser aliniada al centro del pozo, esta estructurada de tal manera que se pueda acoplar por medio un cardan y pueda transmitir la fuerza del motor a la rotaria para darle su respectivo movimiento en caso que se necesite mover la sarta.

FIGURA N.- 3

2.2.2.4 BLOQUE VIAJERO

El bloque viajero es una armadura de hierro diseñada, y que exteriormente protege una serie de poleas alrededor de las cuales pasa el cable de perforación para formar un polipasto con el conjunto de bloque corona, en su parte inferior se acopla un gancho el cual esta estructurado con dos orejas que sirven para colocar dos brazos, y en el lado contrario colocar un elevador de acuerdo con el tipo de tubería que se este trabajando.

FIGURA N.- 4

En el conjunto bloque viajero de la figura podemos ver claramente su constitucion interna con cada una de sus partes asi es que podemos notar que todas la poleas estan sujetas a un eje firme que por medio de rodamientos se permite que su jiro sea suave y no se produsca el desgaste del eje.

FIGURA N.- 5

2.2.2.5 GANCHO

El Gancho es un elemento que se une al bloque viajero a la parte inferior a través de un ojal y un pin. Se utilizan para conectar diferentes equipos al sistema de elevación

FIGURA N.-6

BLOQUE VIAJERO Y SUS PARTES FUENTE NABORS REALIZADO POR. WILSON NAVIA

2.2.2.6 BLOQUE CORONA

Es un grupo de poleas, girando en un eje, montada en la parte superior de la torre de perforación.

El sistema de aparejos de poleas formadas por el bloque corona y viajero multiplican la capacidad del peso que puede levantar el malacate

El sistema de elevación en una torre de perforación es el mecanismo que permite sacar o bajar las diferentes herramientas que se usaran en un pozo petrolero.

FIGURA N.- 7

2.2.2.7 MALACATE

Es un elemento del equipo de perforación que consiste de un tambor que gira sobre un eje, alrededor del cual va enrollado el cable de perforación. El propósito principal es formar el polipasto con el conjunto de bloque corona y bloque viajero

El malacate es el centro de control de la fuerza aplicada a la torre de perforación.

Gigantesco winche que enrolla ò desenrolla el cable de perforación.

Utiliza grandes motores que hacen girar el tambor para sacar la sarta del pozo.

Para introducirla se hace utilizando el freno para controlar el descenso

FIGURA N.- 8

2.2.2.8 CONSOLA DE INSTRUMENTOS

Lugar donde se encuentran los instrumentos que sirven para monitorear el funcionamiento del equipo de perforación, punto importante ya que de aquí se da la señal para que accionen los diferentes controles estos pueden ser neumáticos mecánicos eléctricos y hidráulicos

FIGURA N.- 9

2.2.2.9 CANASTA ENCUELLADERO

Es el lugar de la torre donde las secciones de tubería son paradas y amarradas por el encuellador cuando la sarta de perforación está fuera del pozo

FIGURA N.- 10

2.2.2.10 PLANCHADA

Es el lugar a través del cual se izan la tubería de perforación y otros equipos, se colocan en un costado del piso de la meza rotaria y la planchada

CONSOLA FUENTE NABORS REALIZADO POR WILSON NAVIA

FIGURA N.- 11

2.2.2.11 WINCHE HIDRAULICO

Equipo que permiten mover equipos pesados tanto para subir a la meza de perforación como para bajarlos este tipo de winches son para una capacidad de 12000 mil libras.

FIGURA N.- 12

PLANCHADA RAMPA FUENTE NABORS REALIZADO POR. WILSON NAVIA

2.2.2.12 WINCHE NEUMATICO (MANRIDER)

Winche neumático que se usa para el izaje de personas cuando se realiza trabajos de altura este equipo esta calibrado con la finalidad de que no se le de otro tipo de uso.

FIGURA N.- 13

2.2.2.13 SISTEMA DE POTENCIA

La energía requerida por la torre de perforación es generada por motores de combustión interna de +/- 700 HP llamados motores principales. Dependiendo del equipo la energía es transmitida por medio de un sistema mecánico ò eléctrico.

FIGURA N.- 14

FIGURA N.- 15

2.3 EQUPO DE CONTROL DE REVENTONES

La función del equipo para control de reventones (BOP´S) es cerrar el pozo y parar su flujo en el caso de pérdida del control primario y ser capaz de mantener la presión defondo igual a la presión de formación mientras se restaura el control primario.Cuando se seleccione un equipo para el control de pozos debe considerarse lo siguiente:

SISTEMA DE POTENCIA MECANICO FUENTE NABAOR REALIZADO POR. WILSON NAVIA

•El equipo debe seleccionarse para sostener la máxima presión anticipada en superficie.

•El conjunto de preventores de reventones debe constar de un equipo de control remoto capaz de cerrar el pozo con o sin la tubería adentro.

•En algunas áreas puede ser necesario equipo para el control de pozo adecuado para el servicio de ácido; en tales casos el sistema de BOPs de alta presión completo están construidos en materiales resistentes a los esfuerzos deformantes de los ácidos por. Ej. , El sulfuro.

•El tiempo de respuesta de los BOP´S debe estar de acuerdo con lo especificado en el

API RP 53

por. Ej. el sistema de cierre debe ser capaz de cerrar cada ariete del preventor en menos de 10 segundos, el tiempo de cierre para los preventores anulares menores de 20” no debe exceder 30 segundos y 45 segundos para los anulares mayores de 20” .

•La distribución de las preventoras y la posición de los arietes son críticas y se debe seguir la norma de la compañía operadora.

•No se deben usar conexiones roscadas en las líneas de alta presión, todas deben ser soldadas o a su ves conexiones NPT en linias no mayor a 3”

CLASIFICACION DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE POZO DE ACUERDO A SU PRESION DE TRABAJO

Los equipos de control de pozo están divididos en algunas clasificaciones de acuerdo con su presión de trabajo.Las Presiones de trabajo con las cuales se fabrican los equipos de Control de Pozo son:

•10.000 PSI W.P. (10M) •15.000 PSI W.P.

2.3.1 COMPONENTES DEL EQUIPO DE CONTROL DE REVENTONES

2.3.1.1 ACUMULADOR

El acumulador es el elemento en el cual se acumula presión para accionar cada uno de los accesorios de control de cierre del pozo en el cual esta montado una bomba de pistones impulsada por un motor eléctrico y una bomba impulsada por aire estas dos juntas trabajas cargando la unidad para que este lista para ser usada en caso de una emergencia

FIGURA N.-16

2.3.1.2 CONTROL REMOTO DE CIERRE Y APERTURA

El control remoto no es más que un dispositivo que sirve para cerrar o abrir los preventores a distancia cabe destacar que esta es una herramienta de vital importancia ya que se la puede ubicar muy cerca del maquinista (perforador en los equipos de perforación) para poder realizar la maniobra de apertura o cierre de cada uno de los segmentos que conforman el conjunto del BOP por sus siglas en ingles (bock out preventor)

FIGURA N.-17

2.3.1.3 PREVENTOR ANULAR

Los preventores anulares están diseñados para que un pistón forzado hidraulicamente empuje un elemento (empaque circular) hacia arriba o lateralmente, este elemento debe

cerrarse contra las herramientas que estén en el pozo no importando su configuración: Kelly, botellas de perforación, tubería perforación, tubing, wire line y en una emergencia puede cerrarse completamente hasta cerrar el hueco abierto.El preventor anular consta de:

•Pistón

•Elemento empacador o empaque (packing unit) •Cuerpo de dos cavidades una de cierre y otra apertura •Cabeza o tapa

El material de caucho empleado es de alto impacto y/o larga vida y los materiales máscomún mente usados son:

Caucho natural. Que se usa en operaciones de perforación con lodo base agua y temperaturas inferiores a -30 °F (color negro)

•Caucho Nitrilo. Es un compuesto sintético y se usa para operaciones con lodo base aceite y temperaturas por debajo de 20 °F (color Rojo)

•Caucho Neopreno o buna N. Se usa para operaciones con temperaturas -30 °F y lodo base aceite (color verde.)

FIGURA N.- 18

2.3.1.4 PREVENTOR DE TUBERIA (PIPE RAMS)

A diferencia del preventor anular este tipo se ajusta al tipo de tubería que se este usando en al pozo con elementos adecuados para los diferentes diámetros, tipos de tubería existentes

FIGURA N.-19

2.3.1.5 PREVENTOR CIEGO (BLIND RAMS)

Como su nombre lo indica ciego es porque este tipo de preventor es para cerrar el pozo cuando esta sin tubería o emergencia. En la mayoria de los equipos este preventor esta ubicado en su parte inferior.

FIGURA N.- 20

2.3.1.6 HERRAMIENTAS DE MANIPULACIÓN Y LEVANTAMIENTO

2.3.1.7 LLAVES HIDRAULICAS

Son equipos hidráulicos que se utilizan para aplicar torque a la tubería de perforación bien sea para enroscarla ò desenroscarlas en la actualidad las llaves hidráulicas tienen sensores con los cuales podemos dar el torque exacto a la tubería que en este caso usaríamos para las completaciones duales concéntricas.

SECCION PREVENTOR CIEGO BLIND RAMS REALIZADO POR. WILSON NAVIA

FIGURA N.- 21

2.3.1.8 CUÑAS

Las cuñas son elementos que se colocan al rededor de la sarta de perforación para soportar el peso de la sarta esta diseñada de tal manera que ingresa en el orificio de la rotaria y se puede acoplar perfectamente si seleccionamos la cuña para el diámetro de la tubería adecuada.

FIGURA N.- 22

CUÑAS FUENTE NABORS REALIZADO POR. WILSON NAVIA

2.3.1.9 ELEVADORES

El elevador es una herramienta que sujeta la sarta de perforación a nivel de las juntas, para levantarla y/o sacarla del pozo

FIGURA N.- 23

2.4 EQUIPOS SUPLEMENTARIOS

2.4.1 SPOOLER

El spooler es un equipo suplementario para una bajada de completaciones dules que consta de un eje, sistema de piñones, un motor de combustión que por medio de una bomba genera la energía hidráulica para acoplar un motor hidráulico que luego hace girar un carrete de cable enrrollado de 4000 a 8000 pies cada uno, que controlado por un controlador hidráulico lo hace gira gradualmente de acuerdo a la velocidad con la que se este bajando la tubería al pozo.

FIGURA N.24

2.4.2 EQUIPO DE SUNCHADO

El equipo de zunchado son herramientas que se utilizan en el campo petrolero para realizar el fijado del cable eléctrico al tubo.

FIGURA N.-25

EQUIPO DE SUNCHADO FUENTE SCHLUBERGER REALIZADO POR. WILSON NAVIA

2.4.3 CLAMS

Esta herramienta sirve para sujetar y levantar los equipos electrosumergibles desde la planchada hasta la meza de perforación.

FIGURA 26

2.4.4 GRUA

La grua es uno de los equipos de elevación suplementarios que se usa en este caso para realizar el cambio o montaje del carreto de cable eléctrico en el spooler

FIGURA N.- 27 CLAMS FUENTE SCHLUBERGER REALIZADO

POR. WILSON NAVIA

2.4.5 MONTACARGAS

Maquinaria que se utiliza para movilizar las diferentes herramientas y tuberia de una manera fácil y rápida en la plataforma de perforación.

FIGURA N.- 28

CAPITULO III MONTACARGAS FUENTE SWAMBER REALIZADO

CAPITULO III

3. MANUAL DE PROCEDIMIENTOS PARA CORRIDA DE

COMPLETACIONES DUALES CONCENTRICAS

3.1 PROPOSITO

El propósito del presente procedimiento es describir cada uno de los pasos, métodos que se aplicarán en una corrida de completaciones duales concéntricas a fin de maximizar el recobro de los hidrocarburos del yacimiento.

3.2 ALCANCE

Este procedimiento solo debe ser utilizado en aquellos pozos donde se cumpla ciertas condiciones normales de operación determinadas previamente por el personal de Reservorios y Operaciones

3.3 PRECAUCIONES Y MEDIDAS PREVENTIVAS

 Asegurarse de que los trabajadores conozcan por completo los procedimientos correctos que se deben seguir y las precauciones de seguridad que se deben tener muy en cuenta antes de realizar el trabajo

 En el piso de perforación debe estar estrictamente el personal involucrado en la operación

área de trabajo, usar arnés de seguridad donde aplique, utilizar el equipo de protección personal, mantenerse alejado de guayas que estén sometidas a tensión.

 Cargas en suspensión: Solo personal certificado puede operar equipos de izamiento, utilizar eslingas acordes a la carga, evitar posicionarse bajo cargas en suspensión, usar equipos certificados, utilizar una cuerda como guía.

 Electricidad: Solo personal calificado puede operar equipos eléctricos, evitar contacto con equipos energizados, aterrar las instalaciones donde aplique.

 Presión: Inspeccionar el estado físico de mangueras, líneas, equipos y conexiones de los sistemas hidráulico y neumático, áreas restringidas, mantener los sistemas de seguridad del proceso operativos. Reemplazarlos de ser necesario.

 Incendio o explosión: Eliminar fuentes de ignición (uso de fósforos, encendedores, cigarrillos u otros dispositivos que produzcan chispas), disponer de extintores de incendio, realizar el mantenimiento preventivo y predictivo, validar la certificación de los equipos contra incendio, realizar prueba de gas e identificar las áreas restringidas y dirección del viento, con la utilización de la manga de viento, utilización de herramientas y equipos no ignitivos (combos de bronce y sistemas de mata chispas en los escapes de los motores).

 Quemaduras. Intoxicación por sustancias químicas, pérdida parcial ó total de la visión, inhalación de partículas sólidas y gases: Usar los implementos de seguridad personal requeridos para la tarea.

 Condiciones climatológicas adversas tormenta eléctrica severa, oleaje fuerte, vientos huracanados: suspender actividades si el caso lo amerita .

 Contaminación ambiental: Colocación de bandeja recolectora de desechos, lonas, contenedores secundarios, unidad recolectora de fluidos residuales, productos químicos y desechos sólidos. Plantas de Tratamientos de aguas negras y grises, utilización de productos biodegradables. Tener un kit de contingencia (absorbente en tela y en paño, salchicha, pico, pala, casco, botas)

3.4 PREPARACION VERIFICACION DE MATERIALES EN EL SITIO DE

TRABAJO

3.4.1 Usando la lista de Chequeo (Check List) y guía de remisión del Equipo, verifique que todo el equipo de la completacion (consumibles y herramientas de corrida) estén en locación y en buenas condiciones.

3.4.2 Anote los números de especificación así como los números de serie y partes de fabricación de cada componente.

3.4.3 Registre todas las medidas relevantes del equipo – longitudes, OD’s, ID’s etc. Calibre pasando el conejo correspondiente a todo el equipo en locación. Esto es para asegurar que no le haya sucedido nada al equipo durante el transporte a la locación. Sea cuidadoso de no dañar las roscas y superficies de sello cuando se pase el conejo.

3.5 RESPONSABILIDADES

3.5.1 El rig manager (Gerente de Torre) es el responsable que su equipo trabaje ininterrumpidamente verificando el buen desempeño del mismo como de gestionar los materiales necesarios si lo requiriera.

3.5.2 El toolpusher (Jefe de Pozo) y maquinista son los encargados de verificar que las herramientas que se usaran en las completaciones estén en el área de trabajo.

3.5.3 Son responsabilidades de todos los empleados velar por el buen desarrollo de las actividades en el patio y la meza rotaria y la manipulación de cada una de las herramientas, armado como desarmados de los equipos.

3.5.4 La responsabilidad de cada uno de los trabajadores deberá mantenerse siempre en el sitio de trabajo para una operación segura.

3.5.5 Por otra parte, el Supervisor de Reacondicionamiento en el pozo es el responsables de su implementación y cumplimiento en las operaciones.

3.6 PRÁCTICAS DE TRABAJO SEGURO:

El propósito de la práctica de trabajo seguro es establecer los métodos de evaluación para garantizar que todos los riesgos asociados con las operaciones específicas estén evaluados, conocidos y se comuniquen mediante este sistema, que es el análisis de riesgos y los permisos de trabajo.

Análisis Trabajo Seguro JSA. Es la evaluación de los riesgos que se realiza al

Permisos de Trabajo. Es la perisología a seguir para realizar un trabajo cabe indicar que el permiso de trabajo esta designado para cada operación simultanea esto quiere decir que usemos el permiso adecuado en cada área de trabajo.

3.7 RIESGOS:

En el area petrolera el riesgo siempre esta latente en cada actividad que realizamos por ello es muy importante delimitar nuestra área de trabajo para evitar cometer errores que lamentar. Entre los riesgos podemos mencionar alguno de ellos.

Físicos. Químicos. Ergonómicos Psicosociales. Biológicos.

3.8 CONSECUENCIA POR INCUMPLIMIENTO DE EXCEDER LOS LÍMITES

DE OPERACIÓN:

Las consecuencias que puede acarrear por infringir o bay pasear las secuencias en las operaciones nos puede llevar a que tengamos hechos que lamentar por ello hemos visto la necesidad de citar alguno de ellos.

Lesiones al personal,

Interrupción de las operaciones por daños a los componentes del equipo

Pérdida de activos (equipo, herramientas y pozo)

Daños a la formación,

Incremento de tiempos

Costos operacionales

3.9 PASOS PARA EVITAR LA DESVIACIÓN DE ACTIVIDADES:

Es muy importante seguir estrictamente los procedimientos para cada actividad simultánea en una corrida de completaciones duales concéntricas por que esto nos llevara a ser cada día mejores profesionales y no sufrir consecuencial al exceder los límites en las operaciones.

3.9.1 Elaborar el Análisis de Riesgos en el Trabajo JSA.

3.9.2 Cumplir con las normas, disposiciones y ordenamientos legales sobre Seguridad, Higiene y Ambiente vigentes con el programa de completación establecido.

3.9.3 Mantener los parámetros de bombeo dentro de los límites de operación.

3.9.4 Supervisión continua durante la operación.

3.9.5 El óptimo funcionamiento de los equipos (alarmas, indicadores de flujo).

3.9.6 Colocar avisos de seguridad.

3.9.7 Asegurar las líneas para evitar vibraciones y/o movimiento.

3.9.8 Realizar mantenimiento preventivo / predictivo e inspección a los equipos de (izamiento y herramientas).

3.9.9 Inspeccionar los equipos y herramientas de completación antes de comenzar el trabajo.

3.9.10 Trabajar con las herramientas adecuadas (llaves neumáticas, cuñas,elevadores, combos anti-chispa, eslingas).

3.9.12 Calibración de los instrumentos de medición (manómetros, indicador de peso, torquimetros).

3.9.13 Usar grasa apropiada para las uniones de herramientas y tuberia.

3.10 RESPONSABLES DE LA OPERACIÓN DE CORRIDA DE

COMPLETACION DUAL CONCENTRICA EN EL POZO:

3.10.1 Supervisor de Reacondicionamiento

3.10.2 Rig manager Toolpusher

3.10.3 Tecnicos de Empresas de Servicios de Completación

3.11 PUNTOS IMPORTANTES DE VERIFICACION

3.11.1 Asegurarse de que el Rig tenga la capacidad suficiente para levantar la sarta de Completacion Dual Concentrica (Usualmente el peso total de la sarta en fluido de matado esta entre 180 000 Lbs.

3.11.2 El nivel de fluido del pozo.

3.11.3 Diámetro, peso, grado, tipo de conexión y torque requerido de la tubería de producción.

3.11.4 Que todos los equipos de completación que lleguen al pozo tengan un certificado de inspección.

3.11.6 Detalles de presión, temperatura y profundidad estimada de la formación a completar.

3.11.7 Medir y calibrar todos los equipos y accesorios de la completación antes de ser bajados al pozo.

3.11.8 Realizar inspección visual, calibrado y limpieza de las roscas de la tubería y engrase.

3.12 PROCEDIMIENTO GENERAL PARA BAJAR UNA COMPLETACION

DUAL CONCENTRICA

3.12.1 PREPARACION DEL POZO EN SUPERFICIE

Usando un Sistema de preventores (BOP) en caso de que se use XMT de FMC necesitaremos cambiar la sección original B, e instalar un Sistema de preventores (BOP) de 13 5/8”, Para ello necesitamos Asentar un Tapón Recuperable RBP (de 9 5/8”) en el casing a +/-2000 ft de profundidad (MD), para asegurar un adecuado control del pozo, luego levantamos y desarmamos el BOP, se instala la seccion B

Se instala nuevamente el BOP, se baja y recupera el 9 5/8” RBP.Packer

Armar Raspadores de casing (casing scrapers), con la tubería y limpiar el casing de 9 5/8” hasta 100 ft bajo la profundidad donde estuvo asentado el Tapón Recuperable RBP.

La tubería deberá estar limpia, calibrada y medida antes de ser utilizada. Pasar Scraper alrededor del área de asentamiento del packer y continuar bombeando a una rata elevada hasta que los retornos sean completamente limpios.

Armar Schlumberger wireline y correr en el pozo con wireline gauge ring and junk basket en el CSG de 9 5/8” y sacar BHA de calibracion.

3.12.2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DUAL CONCENTRICO

interés, con esta configuración de Packer y cápsula POD aíslan las zonas productoras una de otra. El flujo de fluido de la zona inferior se canaliza a través del Tailpipe y llega hasta la cápsula de 7” POD, de ahí será levantada hasta superficie con la ayuda del equipo BES Inferior. Un equipo BES con un Sistema Dual de flujo será instalado arriba del POD, para producir la zona superior. El sistema Dual de Flujo permite que el fluido producido de la zona inferior pase a través de este sin mezclarse con la producción que viene de la zona superior ya que el flujo que viene de la zona inferior es levantado con la ayuda del equipo BES inferior es conducido hasta superficie a través de la tubería interior de 2 7/8”, y el fluido que viene de la zona superior que es levantado con la ayuda del equipo BES superior es conducido hasta superficie a través del anular que se forma entre la tubería exterior de 5 ½” y la tubería interior de 2 7/8”. Con esto se consigue que las dos zonas sean independientemente, o simultáneamente producidas, ya que la producción de cada zona llega a superficie a través de tuberías separadas, por lo tanto pueden ser medidas independientemente en superficie.

3.12.3 CALIBRACION DE CASING DE 9 5/8”

Este paso puede ser opcional y se dará previo a un analisis

3.12.4 CORRIDA DE COMPLETACION INFERIOR EN EL POZO

Armar el ensamble de Completacion Inferior: Ensamble 7” Packer Permanente con el apropiado Wire Line Adapter kit y Taponera. Correr en el pozo el ensamble con cuidado.

Correlacionar la profundidad con registro CBL, y asentar empacadura Packer a la profundidad indicada o acordada en el programa de completación.

IMPORTANTE. Cuando las herramientas estén en superficie, inspeccionar cuidadosamente la taponera y el Wire line adapter kit para asegurarse de que todas las partes fueron sacadas del pozo y que el punto débil del sistema fue correctamente roto.

FIGURA N.- 29

3.12.5 INSTALACION DEL EQUIPO BES INFERIOR

El equipo BES inferior será instalado dentro de la cápsula formada por casing de 7”a una profundidad tal que esta cápsula quede ubicada en el casing de 9 5/8” y no vaya a chocar con el tope del liner. Además que a esta profundidad no haya una severa pata de perro. La posición del Equipo BES inferior puede ser determinada con un espaciamiento realizado a partir del tope del Packer, con tubería 3 ½” New Vam, las blast Joints y el ensamble Tailpipe que va debajo de la cápsula (POD).

FIGURA N.-30

3.12.6. ENSAMBLE DE TUBERÍA INTERMEDIO

El ensamble de tubería entre los dos Equipos BES, deberá ser capaz de compensar la posible excentricidad de la completacion causada por el perfil de los ensambles.

La longitud total de esta sección de tubería, deberá ser al menos 120 ft. Pup Joints adicionales deberán ser incluidos en el Ensamble de Tubería Intermedio, de tal manera que se puedan instalar los protectores de cable BES sin problemas. El perfil del Crossover New Vam x EUE (cuando estos son torqueados con las juntas de tubería) deberán permitir que un Protector pueda ser fácilmente instalado sobre este. Si no es

posible instalar un protector de cable sobre el crossover, un pup joint deberá ser unido a la tubería para instalar el protector de cable en este.

3.12.7 VALORES DE TORQUE PARA TUBERIA

3.12.8 CUIDADOS Y MANEJO DE TUBERIA

Asegúrese de que todos los tubulares sean entregados en el sitio acompañados por la documentación apropiada relacionada con la última inspección (si son usados) o por la certificación de fábrica (si son nuevos).

En el momento de la entrega, cada junta deberá ser revisada visualmente para verificar si está recta y que no haya ningún daño, tales como marcas. Si hay tubería dañada, deberá colocarse en otro sitio para que sean reparados.

Revise las marcas de identificación de tubería en uniones de tubería para saber si el peso y grado de tubería son correctos. Nunca recoja una junta de tubería que no haya sido identificada apropiadamente por peso y grado.

Los puntos principales en los que hay que fijarse son:

a) Uso de protectores en pin y caja que no solo protegen las roscas sino también los apoyos.

b) Evitar combinar roscas dañadas con roscas en buen estado. Las roscadas dañadas en la subestructura de protección y en las subestructuras para levantar cosas pueden causar muchos daños en la sarta.

c) Mantener limpias las roscas y muy bien engrasadas con los tipos recomendados de grasa.

d) Fijarse que las roscas tengan la cantidad correcta de torsión, a verificarse con un medidor de torsión.

e) Para evitar tener que realizar tareas de pesca separe las juntas que tengan apoyos dañados. Si éstos son leves se pueden reparar en el sitio de perforación con una herramienta para pulir apoyos. Las juntas severamente dañadas pueden ser reparadas en el taller de máquinas.

3.12.9 PRUEBA DE PRESIÓN DEL 7” PACKER PERMANENTE Y PRUEBA

DEL CASING VÍA ANULAR.

Para realizar esta prueba debemos armar un Packer Mecánico recuperable de 7” y un Localizador sin sellos bajo este.

Completacion Inferior (lower completion Sub Assembly), parar la bajada antes de asentar el packer. Tocar el Packer de 7” cargar 5000 lb. de peso sobre este, levantar 20 ft, y asentar el Packer mecánico.

IMPORTANTE. El Packer Mecánico recuperable será asentado con rotación hacia la derecha y luego cargar el peso necesario para lograr el sello de las gomas. (Peso máximo 15000 lb) Aplicar presión en la tubería hasta 1500 PSI para probar el Ensamble de Completación Inferior, y mantener por 15 minutos.

Una vez que el Packer ha sido probado, continuar incrementado la presión en la tubería hasta romper el Tapón de corte (Shear Plug), la presión con la que va a romper el tapón de corte será aproximadamente +/-2400 PSI.

FIGURA N.-31

En caso de que el tapón de corte (shear plug) se rompa prematuramente, una “standing valve” puede ser asentada en el No-Go nipple “R” que esta instalado directamente arriba del tapón de corte para realizar la prueba del Packer 7”.

TAPON DE CORTE FUENTESHLUMBERGER REALIZADO

POR. WILSON NAVIA

Desasentar el Packer mecánico recuperable y sacrar 3 paradas de tubería. Asentar el Packer mecánico nuevamente +/-150 ft arriba del la ultima perforación superior.

Cerrar los Pipe Rams sobre la tubería, y Probar el casing con 1000 PSI y monitorear por 15 min. Desasentar el Packer mecánico y sacar hasta superficie, Quebrando la tubería Drill pipe hacia los caballetes

FIGURA N.- 32

3.12.10 PREPARACION DE COMPLETACION SUPERIOR

Asegurarse que todos los Sub-ensamblajes de la Completacion estén debidamente torqueados, medidos, calibrados, y con una prueba de integridad con 3000 PSI de presión , antes de empezar a armar la completacion en el pozo.Marcar los motor(es) a lo largo de toda su longitud (cada sección si es posible), mostrando el alineamiento de el

Podhead (de tal manera que esta alineación pueda ser vista en la base de el motor inferior)

Antes de armar el equipo BES y sistema dual de flujo en la locación, medir en forma precisa y revisar que corresponda con el diseño de espaciamiento. Extender la Junta de Expansión (Adjustable Union) hasta su máximo de 12 pulgadas. La camisa de la junta de expansión tiene una rosca interna la cual aun permanece full roscada para 12 pulgadas de extensión. No exceder las 12 pulg. De expansión ya que la rosca interna de la camisa de la junta puede quedar parcialmente enroscada lo cual resultaría en una reducción de la capacidad de carga de tensión que soporta esta junta de expansión. Identificar y claramente marcar el orden en el cual serán armadas en la sarta cada Tubería de Bypass (bypass Tubing) de acuerdo al Diagrama de espaciamiento Calibrar cada tubería de Bypass

3.12.11 ARMADO DEL LOCALIZADOR CON SELLOS (TAILPIPE

ASSEMBLY)

FIGURA N.-33

3.12.12 BES INFERIOR/ENCAPSULADO POD DE 7”

Levantar con el elevador el POD Crossover Sub-ensamble, y conectar a la ultima junta de tubería 3 ½” New Vam. Continuar corriendo en el pozo, Asegurar el Pup Joint 7” BTC en la mesa rotaria con cuña y collarín de seguridad. Levantar y conectar la primera junta de Casing 7” BTC (+/- 42 ft), continuar corriendo en el pozo, siempre asegurar en la mesa rotaria con cuña y collarín de seguridad bien ajustado. Continuar levantando y conectando las 7” BTC juntas de Casing en la misma manera. Levantar el POD Sleeve Sub-ensamble, usando el Sub de Prueba de presión y conectar al resto de la sarta. Continué corriendo en el pozo y asegure en la mesa rotaria con cuña y collarín de seguridad. Armar las líneas de las bombas del taladro y conectar al Sub de Prueba de presión del POD. Llenar el POD lentamente, continuar incrementando la presión hasta un máximo de 1500 PSI. Monitorear por 15 minutos. Descargar la presión usando el Maninfold del taladro. Remover el Sub de prueba de presión del POD y recuperar con

FIGURA N.- 34

FIGURA N.- 35

MEZA DE TRABAJO COLLARIN Y CUÑA FUENTE SHLUMBERGER REALIZADO POR WILSON NAVIA

3.12.13 ENSABLE INTERMEDIO

Levante y conecte la Junta de seguridad Superior (Upper Shear Sub sub-assembly), asegurarse que esta junta tenga instalados 14 tornillos de corte de tal manera que la fuerza de ruptura sea de 70,000 lbs. Realice un empalme en el cable de poder del Equipo BES inferior con el Conector BIW debajo de la junta de seguridad. Levante y retire la cuña. Continué Corriendo la sarta en el pozo, instalando Protectores de cable Cannon en cada coupling. Asegure el ultimo pup joint del ensamble en la mesa rotaria con cuña y collarín de seguridad. Levante y conecte las juntas de tubería 3 ½” New Vam. Instalando protectores de cable cannon en cada coupling. Asiente la ultima junta de Tubería 3 ½” New Vam en la mesa rotaria con cuña y collarín de seguridad.

3.12.14 ARMADO DEL EQUIPO BES SUPERIOR/ SISTEMA DUAL DE FLUJO

seguridad y la línea del Winche, cerrar la junta de expansión (usando una llave 24). La altura de trabajo será de aproximadamente unos 10 ft, sobre la mesa rotaria.

NOTAS INPORTANTES:

otro lado del crossover de flujo. Bajar hasta una apropiada locacion para realizar el empalme en el cable. Mida y realice el empalme de el MLE del equipo BES superior y la línea de inyección de químico de 3/8” con el Cable principal (main cable with 1 x 3/8” capillary tube) Importante: La junta de expansión debe ser cerrada solamente. Esta será totalmente ajustada a una altura de trabajo normal.

3.12.15 CORRIDA DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN EXTERIOR

inferior y realice el empalme como se requiera. Corte el tubo capilar e instale los fitting en la parte de abajo del Colgador. Asegure que los cables de poder de los Equipos BES y tubos capilares no estén envueltos alrededor de la tubería de 5 ½”, ya que el colgador es excéntrico y puede dañar al cable o capilar al momento de asentar el hanger a través del BOP. Instale dos Conectores inferiores en la parte superior de los mandriles BIW para permitir revisión eléctrica de los cables del equipo BES. Luego asentar el colgador (esto debe ser realizado antes de desarmar el BOP y la parte superior de los capilares multipac) para evitar daño durante el asentamiento del hanger. Instalar protectores de cable si fuera necesario para proteger todos los cables y capilares durante el asentamiento del colgador. Revise y asegurarse que la tubería de 5 ½” esta llena de fluido de matado. Instale la BPV (Back Pressure Valve) Válvula de Contra presión en el Colgador de tubería de5 ½”.

FIGURA N.-36

3.12.16 CORRIDA DE TUBERIA DE PRODUCCIÓN INTERIOR CON

STINGER SUB ASSEMBLY.

3.13 DEFINICIONES

3.13.1 Empleado autorizado.- Es una persona que usa el procedimiento de corrida de completaciones duales concéntricas.

3.13.2 Empleado afectado.- Es una persona que trabaja en un área en la cual el procedimiento de corrida de completaciones duales concéntricas ha sido implementado.

3.13.3 Rig manager.- Significa (Gerente de Torre).

3.13.4 Toolpusher.- Significa en el campo petrolero Jefe de pozo.

3.13.5 Encuellador.- Persona que engancha o desengancha los tubos en el encuelladero de la torre.

3.13.6 BHA.- (Bottom hole assembly) Ensamblaje de fondo.

3.13.7 Casing.- Tubería que se utiliza para entubar un pozo petrolero.

3.13.8 Corrida de completacion.- Proceso de bajar tubería con el BHA hasta el fondo del pozo

3.13.9 Standing Valve.- Herramienta que se usa como tapón de prueba

3.13.10 Crown Matic y Floor Matic.- Controlador neumático que sirve para frenar el malacate este dispositivo se regula y controla automáticamente el freno del malacate en una emergencia, para evitar chocar con la corona arriba y la meza rotaria abajo

3.13.12 X-MAS TREE.- Cabezal del pozo conocido como arbolito de navidad

3.13.13 POD.- Se denomina así a la capsula donde ingresa a la bomba 3.13.14 Drill Pipe.- tubería que tiene las características para perforar un pozo

3.13.15 Perforación.- Operación que consiste en perforar el subsuelo con la ayuda de herramientas apropiadas para buscar y extraer hidrocarburos

3.13.16 Autoridad del área Es la persona responsable de un area especifica del lugar de trabajo.

3.13.17 Espacio confinado Es un espacio suficiente y configurado como para que una persona entre y realice su trabajo asignado con medios limitados de ingreso o salida, y no esta diseñado para estar ocupado constantemente.

3.13.18 Representante de la empresa El supervisor de la empresa petrolera que es responsable de las actividades de la torre.

3.13.19 Tipo de pozo. Es la geometría de construcción del pozo

3.14 GENERALIDADES

3.14.1 Los supervisores son los encargados de realizar un documento (Traspaso de turno) donde este estipulado todos los trabajos que se realizaron en sus doce horas de trabajo y que esta pendiente por hacer.

3.14.2 Para cada operación simultánea se deberá realizar un permiso de trabajo

3.14.4 Durante las operaciones simultáneas se requiere una coordinación estrecha entre todos los departamentos y líneas mas definidas de responsabilidad para llevar a cabo una operación segura.

3.14.5 El toolpusher (Jefe de Pozo) será la persona encargada de informar el estado de las operaciones con mucha responsabilidad y destreza

3.15 PROGRAMA DE INSTALACIÓN DE COMPLETACIÓN DOBLE

CONCÉNTRICA PARA BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE.

Realizar una reunión de seguridad previa a realizar el trabajo de corrida de la completación doble concéntrica con todas las compañías involucradas en esta fase.

Todos los equipos a ser corridos deben ser calibrados y medidos en presencia del representante de la operadora

Tener en cuenta que estaremos trabajando y realizando operaciones conjuntas con otras compañías como por ejemplo al bajar con Wire line cable eléctrico para armar la completación de fondo y asentar el packer, el toolpusher es el encargado de verificar conjuntamente con el representante de la operadora, que al correlacionar, este no se asiente en una cupla o cuello

Luego que se asiente el packer se debe probar para ello tenemos que bajar y asentar empacadura recuperable probar asentamiento del packer de producción con las disposiciones del técnicas del encargado de la herramienta para verificar hermeticidad del casing.

Armar la siguiente completación de acuerdo con la secuencia:

3.15.1 COMPONENTES DE UNIDAD DE SELLOS (LOCATOR SEAL

ASSEMBLY)

 Especial Mule shoes

 Premium seal Units,

 Seal Spacer Tube,

 Premium Seal Units,

 Double Premium Locator Seal Asembly X-Over

 Seating Niple

Al levantar Ensamble Localizador Con Sellos y Centralizador. Asegurar con grampas y collarines. (Asegurarse De que el Ensamble Localizador tenga Instalado un Standing Valve en el No-go). Las mediadas serán de acuerdo especificaciones del técnico de herramientas

Levantar y conectar el Ensamble de Centralizadores Las juntas de tubería, según se necesiten.

Levantar y conectar uno a uno los Blast Joints, , Usando un tubo corto Como Junta de Manipuleo.

Levantar y Conectar Juntas de tubería según se necesite para espaciar la cápsula POD y continuar bajando.

Levantar y Conectar una a una las Juntas de Casing Que formarán la Cápsula POD), en cada Junta Asegurar estas con Cuña adecuada para esa mediada y Collarín de Seguridad apropiado.

Levanta y Conectar el POD Camisa superior, Usando Sub de Prueba con un tubo corto como Junta de manipuleo. Asegurar con Cuña y collarín la camisa superior POD. Realizar prueba de presión de la Sarta de acuerdo a recomendaciones del técnico encargado de la operación

Instalar la mesa de trabajo en el tope del conjunto del POD asegurándose que el tope del POD se encuentre protegido.

3.15.2 ARMADO DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE EN

LA COMPLETACION DUAL CONCENTRICA

Al armar y bajar en el pozo el equipo electrosumergible se debe seguir los procedimientos establecidos por la compañía encargada del ensamblaje

Para el armado de los equipos electrosumergibles debemos tener encuenta que entodo memento estamos usando el equipo de elevación

3.15.3 COMPONENTES DE UN EQUIPO DE BOMBEO ELECTRO

SUMENGIBLE INFERIOR

 Sensor de fondo

 Adaptador

 Motor

 Protector Inferior

 Protector Superior

 Intake

 Bomba Inferior

 Bomba Superior

 Descarga

 Cable

Levantar en el elevador Ensamble de Hanger POD, conectar descarga del equipo ESP. No-Go Asegúrese que este instalado un Standing Valve Ensamble Hanger POD al resto del Equipo ESP.

Realizar empalme vertical del Cable en el Lower Pig Tail del Penetrador (previamente Instalado en el POD Hanger).

Realizar Conexiones de de líneas de inyección de químicos, en la parte inferior del POD Hanger.

Remover la mesa de trabajo del equipo electro sumergible del tope del conjunto del POD.

Bajar lentamente hasta que la sarta del POD hanger se enganche con el tope de la camisa. Levantar anillo de seguridad exterior para permitir presenciar un correcto aislamiento en el tope del límite del sello de la camisa.

Enroscar Anillo Lock del POD Hanger y asegurar los prisioneros de este.

Conectar al Puerto de Prueba del POD Hanger una bomba manual, tipo Enerpack, y realizar prueba de presión de los sellos del hanger el tiempo que el operador lo requiera Levantar conector con cable y Polea para cable

Pasar conector con el Cable a través de la Polea.

Realizar empalme del conector superior al cable principal de poder.

Colocar el primer tubo y colocar al tope del conjunto del POD Assembly. Bajar en el pozo a través de la mesa rotaria lentamente.

Seguir bajando en el pozo tubing instalar grapas alrededor de cada coupling. Levantar y conectar el soporte de bomba.

Armar el equipo superior electrosumergible y pass tubing, instalar las grapas del by-pass para asegurar el equipo electro sumergible, el by by-pass tubing y el cable de poder del equipo BES inferior.

3.15.4 COMPONETES DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

SUPERIOR

 Adaptador

 Motor

 Protector Inferior

 Protector Superior

 Intake

 Adaptador Bomba

 Bomba Inferior

 Bomba Superior

 Descarga

 Cable

Continuar bajando el Equipo electrosumergible By-pass en el pozo hasta alcanzar el tope de la bomba.

Levantar y Conectar el conjunto del cross over de flujo al equipo electro sumergible superior y al by pass tubing.

Correr el casing, realizar pruebas de presión de la sarta el diámetro y el tiempo de prueba debe ser recomendado por el operador. Durante cada prueba de presión, debe estar presente un representante de la operadora

En caso de fallar la prueba es decir Si hay liquéo, se debe levantar la sarta hasta localizar el punto de fuga.

Cuando se este en profundidad, realizar el espaciamiento respectivo para dejar los sellos del locator seal assembly en correcta posición dentro del packer, se conectaran todos los Pup Joint que hagan falta el Tubing Hanger. Para realizar la última prueba de presion Con Slick Line bajar a recuperar Standing Valve que esta en el No-go sobre la descarga del Equipo de bombeo electrosumergible Inferior.

Asentar el Tubing hanger. Usar un Landing Joint que no quede muy elevado sobre la mesa rotaria para poder realizar una prueba de presión a toda la Completacion a través de la tuberia Esta prueba de presión se la realizará de acuerdo a recomendaciones de la operadora Con esto se esta probando que los sellos del localizador en la punta de la completación están dentro del packer. Por lo tanto no debe haber retorno por el anular Retirar BOP’s

Prueba de presión al Tubing hanger a través del puerto de prueba El limite de presión depende de las especificaciones del fabricante

3.15.5 CORRIDA DE LA TUBERIA INTERIOR CON EL STINGER SUB

ASSEMBLY