Complet Ac i Ones

7/21/2019 Complet Ac i Ones

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UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR

DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES

COORDINACIN DE INGENIERA MECNICA

EVALUACIN DE EQUIPOS DE COMPLETACIN DE FONDO DE POZOS

PROFUNDOS DE ALTA PRESIN Y TEMPERATURA

Por:

Ronald Augusto Prato Modestino

INFORME DE PASANTA

Presentado ante la Ilustre Universidad Simn Bolvar

Como requisito parcial para optar al ttulo de

Ingeniero Mecnico


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UNIVERSIDAD SIMN BOLVARDECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES

COORDINACIN DE MECNICA

EVALUACIN DE EQUIPOS DE COMPLETACIN DE FONDO DE POZOS

PROFUNDOS DE ALTA PRESIN Y TEMPERATURA

Por:Ronald Augusto Prato Modestino

Realizado con la asesora de:Tutor Acadmico: Prof. Antonio Vidal

Tutor Industrial: Julio Cabello

PROYECTO DE GRADOPresentado ante la Ilustre Universidad Simn Bolvarcomo requisito parcial para optar al ttulo de

Ingeniero Mecnico

Sartenejas, Julio de 2012


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Sartenejas, Julio de 2012

UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR

DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALESDEPARTAMENTO DE MECNICA

RESMEN

Existen distintos tipos de pozos petroleros a lo largo de todo el territorio nacional, cada

uno de ellos cuenta con un sinfn de caractersticas distintas, que a su vez van cambiando

lentamente a medida que transcurre el tiempo. Es necesario adaptarse a dichas caractersticas a

fin de aprovechar cada yacimiento con la mayor eficiencia posible. Existen muchos procesos a

ser realizados desde que se descubre un yacimiento de crudo, gas o algn otro hidrocarburo, hastaque se pone en produccin segn lo que se est buscando, siendo el objeto de nuestro estudio uno

de tantos procesos, la completacin. Sin embargo, no es una tarea sencilla, requiere de una gran

cantidad de anlisis para cumplir con los requisitos establecidos por la empresa. Una vez

estudiadas las condiciones del campo, como presin o temperatura, entre otras. Se deben

seleccionar los equipos que cumplan con dichas caractersticas y que adems de funcionar

perfectamente, brinden costos de operacin que sean altamente competitivos en el mercado. En

este trabajo se presenta una evaluacin de los equipos de completacin de fondo y su

funcionamiento en pozos de alta presin y temperatura, seguido de la posibilidad de cambiar el

diseo de completacin existente por otros alternativos que puedan darle la ventaja en el mercado

a la empresa Baker Hughes Completion sobre otros competidores en el mercado. Se realiz un

estudio terico con informacin facilitada por la empresa sobre la completacin de pozos,

condiciones de los mismos y funcin, rango de operacin y especificaciones de los distintos

equipos utilizados en el proceso. Una vez realizado el estudio pudimos apreciar que ningn

diseo es absoluto, cada empresa plantea su diseo propio y siempre estn en constante

desarrollo. El diseo utilizado por BHC no es la excepcin, se consiguieron equipos que podanser substituidos por otros para intentar un nuevo enfoque. Se propusieron unos diseos

alternativos ms competitivos al mercado que permitieran una mejora apreciable en la calidad y/o

costo. Finalmente se verific la aplicabilidad de los mismos mediante el uso de un programa de

movimiento de tuberas utilizado por BHC en el diseo de nuevas completaciones.


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Palabras Clave: Pozos, Diseo, Evaluacin, Completacin, Eficiente, Competitivo.


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NDICE GENERAL

NDICE DE TABLAS .................................................................................................................... ix

NDICE DE FIGURAS ................................................................................................................... x

SIMBOLOGA Y ABREVIATURAS ........................................................................................... xi

INTRODUCCIN ........................................................................................................................... 1

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................................................ 1

JUSTIFICACIN E IMPORTANCIA ............................................................................................ 2

METODOLOGA ............................................................................................................................ 3

OBJETIVOS .................................................................................................................................... 3

LA EMPRESA ................................................................................................................................ 4

CAPITULO I : MARCO TERICO ............................................................................................... 6

1.1 INFORMACIN RELEVANTE PARA EL PROYECTO EMPRESARIAL EN EL

MBITO DE EXPLOTACON PETROLERA .......................................................................... 6

1.2 RECUPERACIN SECUNDARIA POR INYECCIN DE AGUA .............................. 9

1.3 COMPLETACIONES .................................................................................................... 10

1.4 COMPLETACIONES MONOBORE ............................................................................. 141.5 EQUIPOS DE COMPLETACIN DE FONDO ............................................................ 15

CAPTULO II : CONDICIONES GENERALES QUE PRESENTAN LOS POZOS

PROFUNDOS DEL NORTE DEL ESTADO MONAGAS, ESPECFICAMENTE CAMPO

CAMPO EL FURRIAL ............................................................................................................ 24

2.1 PROBLEMA ................................................................................................................... 24

2.2 OBJETIVOS ................................................................................................................... 24

2.3 ACTIVIDADES REALIZADAS ................................................................................... 25

2.4 RESULTADOS .............................................................................................................. 25

2.5 ANLISIS ...................................................................................................................... 29


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CAPTULO III : ESTUDIO DE LOS COLGADORES Y EMPACADURAS DE BC QUE

CUMPLEN CON LAS CONDICIONES REQUERIDAS ............................................................ 31

3.1 PROBLEMA ................................................................................................................... 31

3.2 OBJETIVO ..................................................................................................................... 31


3.4 RESULTADOS .............................................................................................................. 31

3.5 ANLISIS ...................................................................................................................... 40

CAPTULO IV : DISEOS ALTERNATIVOS DE COMPLETACIONES DE FONDO A SER

UTILIZADOS LOS POZOS PROFUNDOS DEL NORTE DEL ESTADO MONAGAS .......... 42

4.1 PROBLEMA ................................................................................................................... 42

4.2 OBJETIVO ..................................................................................................................... 42


4.4 RESULTADOS .............................................................................................................. 43

4.5 ANLISIS ...................................................................................................................... 47

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................ 49

REFERENCIAS ............................................................................................................................ 51

APNDICES ................................................................................................................................. 52

Apndice A. ................................................................................................................................... 52

Apndice B. ................................................................................................................................... 53

Apndice C. ................................................................................................................................... 54

Apndice D. ................................................................................................................................... 55

Apndice E. ................................................................................................................................... 56

Apndice F. .................................................................................................................................... 57

Apndice G. ................................................................................................................................... 58

Apndice H. ................................................................................................................................... 59

Apndice I. .................................................................................................................................... 60


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Apndice J. .................................................................................................................................... 61

Apndice K. ................................................................................................................................... 62


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NDICE DE TABLAS

Tabla 1.1. Fallas en la industria petrolera. ....................................................................................... 8

Tabla 1.2. Corrosin en la industria petrolera. ................................................................................ 8

Tabla 2.1. Pruebas de presiones en pozos vecinos a la localizacin T-84, campo El Furrial. ...... 26

Tabla 2.2. Presiones estimadas en Loc. T-84. Unidades de flujo Carapite E y Naricual. ............. 27

Tabla 2.3. Porosidad y permeabilidad de las arenas del Naricual. ................................................ 28

Tabla 3.1. Colgadores y sus caractersticas. .................................................................................. 36

Tabla 3.2. Empacaduras, equipos hbridos y sus caractrsticas. .................................................... 38

Tabla 4.1. Ventajas y desventajas de diseo con empacadura ZXP. ............................................. 46

Tabla 4.2. Ventajas y desventajas de diseo con UniFlex. ........................................................... 46


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NDICE DE FIGURAS

Figura 1.1. Completacin Monobore sencilla ............................................................................... 14

Figura 1.2. Tuberas de produccin. .............................................................................................. 16

Figura 1.3. Ejemplo de camisa de circulacin. .............................................................................. 16

Figura 1.4. Ejemplo de niples de asiento. ...................................................................................... 17

Figura 1.5. Ejemplo de sellos. ....................................................................................................... 17

Figura 1.6. Ejemplo de localizador ................................................................................................ 18

Figura 1.7. Ejemplo de empacadura mecnica. ............................................................................. 19

Figura 1.8. Ejemplo de empacadura hidrulica. ............................................................................ 19

Figura 1.9. Ejemplo de tapn de tubera. ....................................................................................... 20

Figura 1.10. Ejemplo de zapata. .................................................................................................... 20

Figura 1.11. Ejemplo de equipo de asentamiento mecnico. ........................................................ 21

Figura 1.12. Ejemplo de mandril. .................................................................................................. 22

Figura 1.13. Ejemplo de extensin pulida. .................................................................................... 22

Figura 1.14. Ejemplo de colgador. ................................................................................................ 23

Figura 2.1. Predicciones del perfil de presin. Localizacin T-84. ............................................... 27

Figura 3.1. HMC hydraulic set liner hanger . ................................................................................ 32

Figura 3.2. ZXP liner packer. ........................................................................................................ 34

Figura 3.3. Uniflex liner/hanger packer......................................................................................... 35

Figura 4.1. Completacin Monobore PDVSA norte del estado Monagas..................................... 43

Figura 4.2. Programa de movimiento de tuberas a. ...................................................................... 45Figura 4.2. Programa de movimiento de tuberas b. ...................................................................... 45


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SIMBOLOGA Y ABREVIATURAS

BH Baker Hughes

BC Baker Completion

[ft] Pies

SBE Seal Bore Extension

H2S cido Sulfdrico

CO2 Dixido de Carbono

CRPT Carapita

[in] Pulgadas

NAR Naricual

[lb] Libras

[%] Porcentaje

[md] Milidarcy

TVD True Vertical Depth

[F] Fahrenheit

LPCA Libra por pie cuadrado de agua

TVDSS True Vertical Depth Sub Sea

MMbnp Millones de barriles netos producidos


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INTRODUCCIN

Baker Hughes BC es una de las tantas empresas que trabajan en el pas en el rea de la

explotacin petrolera entre otras cosas. La Base BC de Anaco, es la base de la compaa con ms

movimiento en toda Latinoamrica, maneja una gran cantidad de contratos alrededor del

territorio nacional siendo uno de los ms importantes actualmente la completacin de un nmero

de pozos al norte del estado Monagas. Estos pozos tienen caractersticas especficas tpicas de los

campos de la regin en donde se encuentran, son pozos verticales profundos de altas presiones y

temperaturas. [1,2]

En los ltimos aos se vena utilizando el mismo diseo de completacin para pozos de

este tipo, sin embargo la empresa desea, de ser posible, realizar un cambio en los diseos y para

eso se propuso a realizar un estudio que le permita buscar los lugares con espacios a mejoras. El

fin es proponer alternativas distintas, ms atractivas al mercado actual pero que sigan

manejndose bien en las condiciones extremas de presin y temperatura a las que se deben

trabajar. Los yacimientos con el pasar de los aos normalmente van sufriendo una cada de

presin, disminuyendo su produccin progresivamente, lo que hace menos rentable al pozo pero a

su vez permite la utilizacin de equipos de completacin de fondo que no estn diseados para

aguantar condiciones de presin tan extremas disminuyendo as su costo. Este no es el caso, ya

que a pesar de que los pozos de los campos del norte de Monagas a estudiar tienen aos siendo

explotados, se les ha mantenido a una alta presin mediante la inyeccin constante de agua al

yacimiento. Entonces el reto es tratar de reducir costos con un nuevo diseo, pero nunca

reduciendo la capacidad de los distintos equipos. Pequeas mejoras en tiempo de instalacin o

costes de equipos se traducen en millones de dlares. Se pretende probar el cambio en el diseo

en el primer trimestre del ao 2012, por lo que es necesario el estudio y evaluacin de todos los

equipos utilizados en los diseos actuales. [3]

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Para realizar el proyecto que requiere la empresa de estudiar la posibilidad de cambiar los

diseos de completaciones de fondo se necesita un estudio previo. BC Anaco cuenta ya con

informacin especfica acerca de sus distintos equipos, as como tambin acerca de las

condiciones de campo a las cuales se tienen que enfrentar, sin embargo, carecen de un estudio

que relacione toda la informacin tcnica de los equipos, las condiciones de los campos, el costo


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de produccin del diseo utilizado y el tiempo que se tarda en aplicarlo. Hace falta un plan de

estudio y evaluacin que haga posible el cumplimiento de los requisitos que posee la empresa

para poder lanzar un nuevo diseo en el primer trimestre del 2012.

El proyecto necesita tambin que el nuevo diseo propuesto resista las condiciones

extremas de presin y temperatura que se manejan en los pozos del norte del estado Monagas. BC

Anaco cuenta con un programa de movimiento de tuberas donde se puede simular el desempeo

de los diseos cuando son sometidos a las condiciones ms extremas posibles.

Adems de BH existen muchas otras empresas en el rea que compiten entre s para

obtener la mayor cantidad de contratos. Es necesario proponer un diseo mejor que el de la

competencia, pero que a su vez no sea tan caro que el cliente no lo acepte por no parecerle

rentable. Es una competencia continua de eficiencia y costo donde gana el diseo que logre

reconciliar ambos aspectos.

JUSTIFICACIN E IMPORTANCIA

La evaluacin de los equipos de completacin de fondo se ve justificada con la

posibilidad que existe de realizar un diseo distinto ms eficiente y econmico que ponga a la

empresa BH en una posicin privilegiada con respecto a las otras compaas que representan su

competencia directa. Si la empresa se detiene y no evoluciona se queda atrs. Ya todos los

equipos existen, lo que se est buscando es una forma ms eficiente de agruparlos e utilizarlos.

Algo tan pequeo como cambiar una empacadura o un sello, se puede traducir en una ganancia de

miles y hasta millones de dlares.

El estudio podra llevar a un aumento en la eficiencia del diseo que se traducira en una

mayor produccin de barriles por da para el cliente. Podra conseguir una capacidad de

produccin igual a la que ya se tiene pero a un costo menor o inclusive se podra conseguir un

diseo ms costoso pero de fcil instalacin que se traduzca en una disminucin en los das detrabajo lo que equivaldra a una disminucin de coste neto para la empresa.

El trabajo realizado en la pasanta fue de gran importancia debido a que se le adelant a

los problemas que podra presentar la empresa en un futuro, ayudando a mejorar la calidad del

servicio que presta BC Anaco al cliente. Ayud a establecer una relacin entre la informacin

que ya exista, pero que se manejaba de manera separada por distintos miembros de la empresa.


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El estudio de los equipos utilizados fue la base terica necesaria para empezar el largo camino

que es el diseo y aplicacin de nuevas completaciones de fondo. La base de datos que se cre

con la informacin unificada y la metodologa utilizada para crear la misma, puede ser utilizada

en un futuro para otros trabajos similares que requieran de investigacin previa. As mismo los

diseos propuestos pueden ser utilizados como base para la creacin de otros con condicionessimilares.

METODOLOGA

El desarrollo del proyecto de empresa se fundament en la evaluacin de los equipos de

completacin de fondo, especficamente los utilizados en pozos de alta presin y temperatura,

con el fin de encontrar un diseo de completacin distinto que pueda sustituir al utilizado en la

actualidad.

Se busco ir de lo general a lo especfico, se estudiaron las competencias la empresa BC en

general de manera que existiera una cierta familiarizacin con la terminologa y el contenido,

entre otras cosas. Se realiz el estudio de los equipos utilizados en completaciones para altas

presiones y temperaturas. Luego se procedi a buscar informacin sobre los campos petroleros al

norte de estado Monagas, una vez obtenida dicha informacin se analiz que otros equipos que

no estn siendo utilizados entran dentro del rango aplicable y cuales son sus caractersticas. Se

realiz una tabla con toda la informacin pertinente y se procedi a proponer nuevos diseos.Los diseos fueron estudiados por separado, se verific que cada uno fuera tericamente posible

de aplicar. Se les realiz un anlisis a las partes ms crticas de cada diseo para verificar que no

fallaran en las condiciones extremas a las que tienen que trabajar, mediante un programa de

movimiento de tuberas. Finalmente se realiz un rpido estudio de costos para decidir si los

nuevos diseos son rentables y aplicables en el mercado real.

OBJETIVOS

General:

Evaluar los equipos de completacin de fondo de pozos profundos de alta presin

y temperatura en el norte de Monagas, para as proponer un cambio en el diseo

actual de las completaciones.


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Especficos:

Estudiar las condiciones actuales de los yacimientos al norte del estado Monagas.

Realizar una evaluacin de los equipos utilizados en las completaciones de fondo.

Proponer uno o varios diseos de completaciones alternativos.

Verificar la aplicabilidad de los nuevos diseos mediante el uso del programa de

movimiento de tuberas de BC.

Establecer si los nuevos diseos proponen algn tipo de ventaja con respecto a los

anteriores.

LA EMPRESA

El desarrollo del proyecto empresarial se realiz en la empresa BH, en su base ubicada en

Anaco, Estado Anzotegui, Venezuela. Fundada en 1987, luego de que Baker International y

Hughes Tool Company se fusionaran. Con la fusin, BH pas a ser una de las empresas de

servicio en el rea petrolera ms importantes del mundo. Durante su historia BH ha adquirido un

gran nmero de empresas pioneras del campo petrolero creciendo de manera continua y constante

hasta llegar a ser la gran empresa que es hoy en da. Actualmente se encuentran establecidos en 9

regiones alrededor del mundo y cuentan con ms de 58000 empleados. [1]

La empresa cuenta con una rama especializada en completaciones anteriormente llamadaBOT y actualmente conocida como BC, donde se desarroll la pasanta. Esta rama se encarga de

planificar y realizar todas las operaciones de completacin, venta y pesca del rea. Cuenta con un

departamento Tcnico encargado de las reparaciones, limpieza y mantenimiento de la planta y

equipos. Conjuntamente existe un departamento de proyectos y tecnologas encargado como su

nombre lo dice del desarrollo de nuevas tecnologas en el rea de completacin y pesca. Un

departamento de seguridad se encarga de garantizar que todos los proyectos y procesos se

realicen segn las normas de seguridad establecidas por BC. Finalmente departamento de ventas

es el encargado de participar en las licitaciones y promover la venta de equipos y servicios

prestados por la compaa.

Todos los integrantes de cada departamento, los tcnicos, los operadores, los vendedores

y dems empleados de la empresa, trabajan de forma conjunta para realizar un trabajo de calidad


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y crear un ambiente de trabajo agradable, donde cada quien tiene una oportunidad de crecer como

profesional aprendiendo de un grupo de gente experimentada y dispuestos siempre a ayudar.


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CAPTULO I

MARCO TERICO

El siguiente captulo consta de la presentacin de las definiciones y conceptos necesarios

para desarrollar y analizar las actividades descritas en este trabajo. Se manejan distintosconceptos relacionados con la explotacin petrolera, con el proceso de completacin y sus

diferentes tipos, con los procesos realizados y equipos utilizados por esta rama de la empresa BC

Anaco. Se tratan tambin las caractersticas que presentan los campos del norte del estado

Monagas para los cuales se desarroll este estudio.

1.1INFORMACIN RELEVANTE PARA EL PROYECTO EMPRESARIAL EN EL

MBITO DE EXPLOTACIN PETROLERA

1.1.1 Yacimientos Petrolferos

Se refiere a grandes cantidades de hidrocarburos acumulados en el subsuelo. Estos

hidrocarburos quedan atrapados en pequeos poros dentro de las rocas. Los yacimientos ideales

son aquellos compuestos por rocas con gran porosidad y permeabilidad. [4]

1.1.2 Anticlinales y sinclinales

Los anticlinales y sinclinales pueden ser resultado de movimientos verticales uhorizontales de la corteza terrestre.

Cuando se producen fuerzas de compresin por causas de movimientos en la corteza

terrestre, se forman pliegues de forma cncava en la misma, dichos pliegues son llamados

sinclinales. Los estratos de los sinclinales tienen forma de cuenca.

Los anticlinales a diferencia de los sinclinales presentan una concavidad hacia abajo en

direccin a la base de la acumulacin. Presentan forma de cumbre. [5]

1.1.3 Porosidad y permeabilidad

La capacidad que poseen las rocas para almacenar fluidos se conoce como porosidad y se

encuentra definida por el porcentaje del volumen total de la roca que es capaz de almacenar

fluidos.


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A medida que el porcentaje aumenta as mismo lo har la calidad de la roca. Una calidad

muy buena se considera para porosidades mayores a 20 por ciento.

La permeabilidad en cambio se refiere a la capacidad que posee la roca de dejar pasar

fluidos a travs de ella. La roca puede ser muy porosa, pero si dichos poros no se encuentran

interconectados entre s, no puede existir permeabilidad. Existen diferentes tipos depermeabilidad, como lo son la absoluta, la efectiva y la relativa.

Existe una relacin entre porosidad y permeabilidad que no siempre es universal, pero es

una buena aproximacin. Se relacionan la permeabilidad y porosidad con los capilares del

sistema. [3]

1.1.4 La corrosin en el campo petrolero

El H2Ses un gas altamente corrosivo que acorta drsticamente la vida de los equipos

adems de ser extremadamente txico y peligroso para la vida humana en caso de fugas.

Otro compuesto perjudicial en el mbito de la explotacin petrolera es el CO 2, el cual es

capaz de reducir abruptamente el valor calorfico del gas natural. Si la concentracin del CO2

llega a ser lo suficientemente alta, el gas se torna invendible ya que pierde su valor energtico.

Adems si se llegase a mezclar dicho compuesto con el agua se creara un cido carbnico que es

muy corrosivo para equipos de acero carbn. El proceso de endulzar el gas natural se refiere al

proceso de remover los componentes que lo hacen cido.

La corrosin produce grandes prdidas en la industria anualmente, pueden llegar a cifras

sumamente altas en pases industrializados.


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Tabla 1.1. Fallas en la industria petrolera.[6]

Tipos de fallas %

Corrosin 33

Fatiga 18

Dao mecnico 14

Fractura frgil 9

Defecto de fabricacin 9

Defecto de soldadura 7

Otros 10

Observamos como la corrosin es la falla nmero 1 de la industria.

Tabla 1.2. Corrosin en la industria petrolera [6]

Tipos de fallas %

CO2 28

H2S 18

Soldaduras 18

Pitting 12

Corrosin erosin 9

Galvnica 6

Crevice 3

Impacto 3

Stress corrosin 3

Dentro de los elementos corrosivos el CO2y el H2S son los que causan ms fallas.


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1.2RECUPERCION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA

En trminos simples se puede decir que es la inyeccin de agua o gas como fuerza

continua. Estos mtodos deberan ser introducidos muy temprano en la vida del campo, mientras

las ganancias de los pozos sean lo suficientemente altas como para pagar por el costo de los

equipos e instalaciones adicionales. Puede duplicar la cantidad de crudo producido por losyacimientos durante la vida de los pozos.

Recuperacin secundaria por inyeccin de agua es la terminologa que se utiliza para

describir el incremento en la produccin de petrleo mediante la inyeccin de agua en un

reservorio productor de petrleo. Si se realiza mediante la inyeccin de gas se conoce como

mantenimiento de presiones. Este proceso solucion un gran problema en las operaciones con los

pozos. Proporcion una manera de disponer del agua indeseada, mientras sta adems ayudaba a

aumentar la produccin del petrleo en el yacimiento. La base del funcionamiento de este

proceso consta del aumento de presin en las arenas gracias a la restitucin del fluido perdido a

travs de los aos.

Un problema con la recuperacin secundaria por inyeccin de agua es que es difcil

empujar el agua a travs de la formacin como una pared vertical, es decir, el agua se esparcir

en la formacin en vez de moverse equitativamente. La gravedad afecta al agua y hace que a

medida que avanza sobre la formacin va movindose hacia abajo tambin. Puede que viaje por

debajo del petrleo dejando una buena parte detrs. Sin embargo es uno de los mejores mtodos

de recuperacin de pozos disponibles y debe ser bien diseado e instalado ya que probablemente

estar en posicin durante toda la vida del pozo.

Se debe preparar el pozo para la inyeccin de agua. Downhole preparation (preparacin

pozo abajo), cuando se est preparando una inyeccin de pozo, es revestidor tiene que ser

probado y verificar que no tenga fugas y debe haber un buen posicionamiento y revisin de las

empacaduras. Las presiones en el anular son chequeadas constantemente para determinar que el

revestidor o la tubera no tienen fugas y que la presin de inyeccin en la misma no es excesiva.

Algunos sistemas de inyeccin de agua requieren un sistema de recoleccin para tomar toda elagua necesaria de los tanques. Esto involucra grandes tanques, filtros, bombas, vlvulas de

estrangulamiento, entre otros equipos. [3,7,8]


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1.3

COMPLETACIONES

1.3.1 Definicin

Es el acondicionamiento del pozo, mediante la ejecucin de una serie de procesos que

involucran el uso de productos, instalacin de equipos y herramientas, iniciando con laperforacin del hoyo en la zona de inters y terminando con el logro del objetivo por el cual fue

perforado el pozo, por ejemplo, la puesta en produccin o inyeccin del mismo. [1]

1.3.2 Clasificacin de las completaciones de pozos

Las completaciones de pozos se pueden clasificar segn dos criterios generales, estos

criterios son las caractersticas de la formacin o la configuracin mecnica de la completacin.

Segn el primer criterio las completaciones pueden ser consideradas de formacin consolidada yno consolidad. Segn el segundo pueden ser completaciones Sencillas, Mltiples o Monobore (el

revestidor mantiene el mismo dimetro desde la superficie hasta el fondo). [1]

1.3.2.1 Completaciones segn las caractersticas de formacin

Las completaciones de formacin consolidada a su vez se pueden dividir en completacin

a hoyo desnudo, completacin a hoyo desnudo con tubera ranurada y completacin con

revestidor cementado y caoneado. Para formaciones no consolidadas encontramos empaques

con grava a hoyo desnudo y empaque con grava interno. [1]

1.3.2.1.1Completacin a hoyo desnudo

Este tipo de completacin es utilizado cuando la formacin se encuentra altamente

compactada. El revestidor de produccin queda asentado por encima de la zona productora de

crudo. Por lo general este tipo de completacin se emplea cuando no se espera produccin de

agua o gas. Los espesores de las formaciones deben ser mayores a 100 pies. [1,9]

1.3.2.1.2 Completaciones a hoyo desnudo con tubera de produccin ranurada

Al igual que con la completacin a hoyo desnudo el revestidor de produccin se asienta

por encima de la zona productora, la diferencia es que luego del asentamiento se instala una

tubera ranurada mediante un colgador, la cual llega hasta las arenas de produccin. Este tipo de


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completaciones se realizan en formaciones donde puede ocurrir migracin de finos. Tambin son

necesarios espesores mayores a los 100 pies.

Estas dos tcnicas de completaciones tienen como ventaja la eliminacin del costo del

caoneo, es fcilmente profundizable, es verstil (pueden convertirse en otras tcnicas de

completacin), reduce el costo del revestimiento, todo el dimetro del hoyo est disponible al

flujo y se adapta fcilmente a las tcnicas de perforacin. Por otro lado no tienen forma de

regular el flujo hacia el hoyo, no se puede controlar efectivamente la produccin de gas o agua y

en el caso de la tubera se crea cierta restriccin al flujo. [1,10]

1.3.2.1.3 Completacin con revestidor cementado y caoneado

El revestidor de produccin se asienta a travs de la formacin productora y se cementa.

Una vez que el revestidor atraviesa la zona de produccin es necesario abrir huecos en el mismopara que pueda fluir el crudo. Este proceso se llama caoneo y permite establecer una

comunicacin entre el hoyo y la formacin. Es un tipo de completacin bastante verstil sirve

tanto para pozos de gran o poca profundidad.

Este tipo de completacin tiene como ventajas el fcil control y prevencin de la

produccin de agua, la formacin puede ser estimulada selectivamente, permite llevar a cabo

completaciones adicionales como tcnicas especiales para el control de arena y se adapta a

cualquier configuracin mecnica.

Por el lado negativo los costos del caoneo pueden ser significativos, se reduce el

dimetro efectivo del hoyo y la productividad del pozo, pueden presentarse trabajos de

cementacin secundaria, requiere buenos trabajos de cementacin y la interpretacin de registros

o perfiles es crtica. [1]

1.3.2.1.4 Empaque con grava a hoyo desnudo

En los casos que se desea prevenir la produccin de arenas no deseadas una alternativa es

empacar el intervalo productor de la tubera con grava para filtrar de alguna manera el fluido y

evitar el paso de la arena no deseada. La grava debe tener un dimetro especfico estudiado

previamente segn las condiciones de las arenas. [9]


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1.3.2.1.5 Empaques a hoyo desnudo (pozos horizontales)

Son utilizados tambin para prevenir la produccin no deseada de arena de formacin. El

pozo horizontal despus de perforado y completado con una tubera de produccin ranurada se

llena de granos de arena impulsados por el flujo. Se crea un empaque natural alrededor de la

tubera. [1,10]

1.3.2.1.6 Empaque con grava interno a hoyo revestido

Muy similar a las completaciones de empaque con grava anteriores, con la diferencia que

aqu se rellena de grava el espacio entre la tubera de produccin y el anular.

La completacin con grava interna y externa tiene como ventajas el control de las arenas,

especialmente en los pozos de petrleo pesado y extra pesado y poseen una alta resistencia al

colapso.

Por otro lado tienen un rea de flujo limitada, hay baja resistencia a la corrosin en la

zona ranurada, el rea de flujo limita la operacin de empaque y se expone a presentar puenteos

prematuros. Este riesgo se incremente a medida que aumenta el tramo a empacar y tiene elevados

costos para intervenir el pozo. [1,11]

1.3.2.2 Completaciones segn su configuracin mecnica

Anteriormente se dijo que las completaciones de los pozos se pueden clasificar segn su

configuracin mecnica, esta clasificacin se complementa con la caracterstica de formacin del

pozo. Se refiere a la cantidad de equipos subsuelo usados para producir el pozo, puede ser

permanente o no permanente. [1]

1.3.2.2.1 Completacin sencilla simple

Es utilizada una sola tubera de produccin. Se aplica en un solo yacimiento donde existenuna o varias zonas de produccin. Los intervalos donde se producir son caoneados antes de

correr la completacin. Es capaz de poner en produccin selectivamente una zona petrolfera as

como de aislar otras zonas productoras de agua y gas. [1,11]


24/73

13

1.3.2.2.2 Completacin sencilla selectiva

Es bastante parecida a la sencilla simple con la diferencia de que se trata de uno o ms

yacimientos. [1,11]

1.3.2.2.3 Completacin mltiple simple

En este tipo de completacin son utilizadas dos o ms tuberas de produccin. Es aplicada

especialmente cuando se busca producir simultneamente dos o ms yacimientos en un mismo

pozo pero sin mezclar los distintos fluidos. Generalmente reduce el nmero de pozos a perforar.

Se utiliza el espacio anular adems de la tubera de produccin para hacer pasar los distintos

fluidos sin mezclarlos. [1,11]

1.3.2.2.4 Completacin mltiple selectiva

Son capaces de poner a producir distintas zonas al mismo tiempo y de manera separada.

Esto lo logran mediante distintos diseos que combinan tuberas de produccin paralelas y una

serie de empacaduras.

Las completaciones mltiples nos permiten obtener alta tasa de produccin por pozo, pero

son difciles de instalar lo que genera altos costos y son susceptibles a problemas de

comunicacin, filtraciones, etc. [1,11]

1.3.2.2.5 Completacin Monobore

Se presenta un mismo dimetro a travs de toda la completacin, de principio a fin. La

zona de inters nica es aislada. [1,11]


25/73

14

1.4

COMPLETACIONES MONOBORE

Figura 1.1. Completacin monobore sencilla. [1]

La figura 1.1 nos ensea nos muestra una completacin monoborerelativamente sencilla,

son la base de las que se estn utilizando actualmente al norte del estado Monagas.

Existen muchos pozos en la actualidad que pueden ser clasificados como pozos de vida

corta. Para algunos de ellos no sera rentable la utilizacin de varios de los tipos complejos decompletaciones. Los pozos monobore solucionan este problema. El diseo de pozos monobore

puede ahorrar una cantidad de tiempo considerable a la vez que baja el costo de completacin

promedio.

Los pozos con un solo tamao de tubera de produccin desde el yacimiento hasta la

superficie de completacin se conocen como completaciones monobore. Aunque este tipo de

completacin tiene sus limitaciones, tambin tiene muchas ventajas, incluyendo la reduccin del

costo de perforacin y una lista reducida de equipos de completacin.

Como se dijo anteriormente existen muchos pozos que no seran rentables utilizando

tcnicas de completacin ms tradicionales. Pero con sistemas monoboreque pueden reducir el

tiempo y el costo mientras que realizan la completacin del pozo de manera segura, estos mismos

pueden pasar a ser de no rentables a rentables o muy rentables en algunos casos.


26/73

15

Se ha invertido una gran cantidad de tiempo y esfuerzo en desarrollar un sistema ms

confiable para completar estos pozos e incrementar su productividad. Equipos especialmente

diseados, incluyendo vlvulas de seguridad y equipos de levantamiento por gas, pueden tener el

crdito de llevar estas completaciones monoboreal siguiente nivel.

Incluir vlvulas de seguridad confiable mejora inherentemente la seguridad en la

produccin, pero la introduccin de la alternativa del levantamiento por gas desde un principio ha

incrementado significativamente la capacidad de produccin.

La completacin monoborems simple consiste solamente en la tubera, cementado y una

vlvula de seguridad. Gracias a su simplicidad, es la ms econmica. Sin embargo no ayuda a

maximizar la produccin del pozo. La falta de empacaduras en esta completacin no permite la

instalacin posterior de ningn equipo que pueda prolongar la vida del pozo. [1,9]

1.5EQUIPOS DE COMPLETACIN DE FONDO

1.5.1 Equipos de subsuelo

Los equipos de subsuelo son todos aquellos componentes de distintos materiales

(metlicos o de goma generalmente) de forma tubular que se bajan con la tubera de produccin.

Estos equipos son los que permiten el funcionamiento y produccin del pozo as como tambin larealizacin de trabajos de servicio en el mismo.

Estos equipos se pueden dividir en equipos de subsuelo de produccin y equipos de

subsuelo de completacin. A continuacin se presentan algunos de los equipos de subsuelo ms

utilizados. [1]


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16

1.5.1.1 Tuberas de produccin (liner)

Figura 1.2. Tuberas de produccin.

Arreglos tubulares con dimetros varan desde 2-3/8 hasta 9-5/8. Poseen dos tipos de

conexiones que son EUE y NU. Su grado vara desde C-55 hasta V-150, esto define la resistencia

del material a la corrosin entre otras cosas. Pueden tener diferentes longitudes, siendo los ms

cortos de 18 pies y los ms largos de 40 pies. Se encargan de llevar los fluidos a la superficie. [1]

1.5.1.2 Camisas de circulacin(setting sleeves)

Figura 1.3. Ejemplo de camisa de circulacin. [1]

Equipo con la funcin principal de dejar pasar o restringir el paso del fluido entre el

espacio anular del revestidor. El mecanismo de apertura no es hidrulico sino mecnico, el rea

de flujo es bastante grande y existen camisas de circulacin de materiales inoxidables para


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17

ambientes corrosivos. Son utilizadas en distintos tipos de completaciones y permiten el

asentamiento de otros equipos como tapones. [1]

1.5.1.3 Niples de asiento

Figura 1.4. Ejemplo de niples de asiento. [1]

Los niples de asiento van dentro de la tubera de produccin y estn diseados para

controlar la produccin mediante el alojamiento de otro dispositivo de cierre y para asentar

empacaduras. Son capaces tambin de recibir tapones. Existen dos tipos, de asentamiento

selectivo y asentamiento no selectivo. [1]

1.5.1.4 Unidades de sello

Figura 1.5. Ejemplo de sello.


29/73

18

Son pequeas herramientas encargadas de taponar la tubera de produccin y bloquear el

fluido por completo, son tiles al momento de realizar operaciones de mantenimiento y

reparacin. Existen diferentes tipos de sellos como lo son los de tubera, selectivos y no

selectivos. [1]

1.5.1.5 Localizador

Figura 1.6. Ejemplo de Localizador.

Es usado como sello entre la tubera y el dimetro interno pulido de la empacadura, el

hombro localizador permite una indicacin positiva de la profundidad cuando este hace topa con

el cuerpo de la empacadura, se pueden aadir unidades de sellos o espaciadores si se requiere

alargar el ensamblaje dependiendo del movimiento de tubera esperado, se pueden usar distintos

tipos de sellos. Tienen un rango de presin bastante amplio que va desde los 4500 psi hasta los

15000 psi. [1]


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19

1.5.1.6 Empacaduras mecnicas

Figura 1.7. Ejemplo de empacadura mecnica. [12]

Son herramientas frecuentemente utilizadas y muy importantes. Proporcionan un sello

entre la tubera y el revestidor de produccin, logrando as evitar el paso de fluido a travs del

espacio anular con direccin hacia la superficie. Este tipo de empacadura es permanente, lo cual

quiere decir que una vez asentada no puede ser retirada excepto con mechas para fresarla. Son

tiles en los distintos tipos de completaciones, pueden proteger la tubera de revestimiento de

daos por corrosin, son utilizadas en instalaciones de levantamiento artificial por gas y en pozos

profundos de altas presiones. [1]

1.5.1.7 Empacaduras hidrulicas

Figura 1.8. Ejemplo de empacadura hidrulica.


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20

Posee la misma funcin que la empacadura mecnica pero su asentamiento se realiza a

travs del diferencial de presin entre el revestidor y la tubera de produccin. No es una

empacadura permanente, puede ser reutilizada una vez terminado el trabajo. Para desprenderla

slo es necesario aplicar una fuerza de tensin compresin en la tubera de produccin.

Generalmente son utilizadas en completaciones mltiples. [1]1.5.1.8 Tapones de tubera

Figura 1.9 Ejemplo de tapn de tubera.

Herramienta utilizada para el bloqueo de presiones superiores e inferiores. El tapn se

coloca mediante equipos de guaya y van asentados en los niples de asiento. Los dimetros

dependen del ID de la tubera o niple. Se utilizan en completaciones simples o mltiples permiten

aislar zonas para produccin de otros intervalos o para realizar trabajos de servicios a pozos. [1]

1.5.1.9 Zapata de circulacin

Figura 1.10 Ejemple de zapata.


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21

Herramienta que va al fondo de la completacin, es una vlvula utilizada para la

prevencin del flujo de arena de formacin dentro del dimetro interno ID de la tubera ranurada

o dentro de la rejilla de empaque de grava al momento de bajar al pozo. Es utilizada

generalmente en los empaques de grava de pozos horizontales desnudos. [1]

1.5.1.10 Herramienta de Asentamiento Mecnico (Setting Tool)

Figura 1.11. Ejemplo de equipo de asentamiento mecnico. [1]

Esta herramienta como su nombre lo indica es utilizada para asentar otros equipos de

completacin en el fondo. Se baja esta herramienta junto con los colgadores y al llegar a laprofundidad deseada se encarga de colocarlos en la posicin en que debern quedar durante el

resto del proceso de produccin. Son de accionamiento completamente mecnico y cuentan con

un sistema de sellos que les permite aislar la zona interna del colgador y tubera de revestimiento.

[1]


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22

1.5.1.11 Mandriles

Figura 1.12 Ejemplo de mandril

Los mandriles son acoples fundamentalmente, brindan una variedad de sistemas de sellos

en la completacin. Las conexiones de los extremos varan segn el requerimiento de uso que

tengan. Mediante estas conexiones se pueden acoplar tantas extensiones como sean necesarias.

[1]

1.5.1.12 Extensiones pulidas (seal bore extension)

Figura 1.13. Ejemplo de extensin pulida.


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23

Son simplemente equipos tubulares metlicos que presentan un ID completamente pulido.

Permiten extender el sellado de manera continua. Utilizados generalmente cuando se requieren

sellos flotantes. [1]

1.5.1.13 Colgadores

Figura 1.14. Ejemplo de colgador. [1]

Equipo utilizado para colgar tuberas de la pared interna de un revestidor. Los colgadores

vienen en mltiples tamaos y especificaciones para satisfacer las condiciones de la

completacin. [1]


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24

CAPTULO II

CONDICIONES GENERALES QUE PRESENTAN LOS POZOS PROFUNDOS DEL

NORTE DEL ESTADO MONAGAS, ESPECIFICAMENTE CAMPO EL FURRIAL

Cada pozo es nico, sus caractersticas varan dependiendo de la zona en la que se

encuentren y principalmente de las propiedades que presenten. Es necesario conocer muy bien los

detalles de los pozos a los que se les desea poner en produccin. Un error en el registro de las

propiedades de los mismos puede significar el colapso total de una completacin entera. BC no

puede darse el lujo de siquiera arriesgarse a cometer errores de este calibre, ya que eso lo pondra

fuera de competencia. Es por ello que para la realizacin de cada nuevo proyecto como lo es este

trabajo de pasantas, la empresa exige un estudio previo de calidad. Existen registros de las

propiedades y caractersticas de los distintos pozos regados a lo largo de Venezuela, es deber deBC y sus empleados el organizarlos y analizarlos para poder transformar dicha informacin en

soluciones a problemas planteados.

2.1PROBLEMA

BC Anaco desea investigar si es posible la utilizacin de un nuevo diseo de

completacin de fondo al norte del estado Monagas, pero para ello necesita sin embargo, la

informacin geogrfica del rea y las caractersticas de relevancia a la investigacin que presenta

dicha zona. La empresa maneja cierta informacin, pero de manera poco ordenada y no apta para

el desarrollo de una investigacin como la que es requerida.

2.2OBJETIVO

Investigar sobre las caractersticas del campo El Furrial, desarrollar toda la informacin

necesaria para la realizacin de la investigacin y registrarla de manera organizada para su

utilizacin.


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25

2.3

ACTIVIDADES REALIZADAS

Para solventar el problema de la desinformacin y desorganizacin sobre la informacin

de los campos del norte del estado Monagas, especficamente El Furrial, se realiz una

investigacin en medios computarizados (internet) y fsicos, buscando algn tipo de registro

sobre el campo. Durante la investigacin se observ que la mayora de la informacin encontrada

en internet y en registros fsicos de la empresa no estaba actualizada y el tiempo era muy escaso

como para realizar un nuevo registro que actualizara la informacin. Sin embargo, muchas de las

caractersticas del campo a estudiar, sobre todo las ms relevantes a la investigacin se mantienen

en el tiempo por lo que fueron aplicables para el estudio que se realiz. Se consigui un trabajo

acerca de las condiciones detalladas del campo El Furrial y unas tablas realizadas por la empresa.

El trabajo encontrado tiene mucha informacin tcnica ms que todo informativa sobre

alguna de las caractersticas del campo El Furrial, y las tablas de la empresa poseen el cambio en

las presiones a travs del tiempo del mismo. Una vez leda la informacin se realiz un registro

de la misma para que existiera una referencia en fsico en la base de Anaco. Finalmente con la

ayuda de los investigadores de la empresa se realiz una prediccin de las condiciones de presin

en la actualidad.

2.4RESULTADOS

El estudio y desarrollo de nuevos diseos de completacin de fondo fue realizado para pozos

de alta presin y temperatura como lo son tpicamente los pozos del norte del estado Monagas.

Especficamente para pozos ubicados dentro del campo El Furrial, a continuacin se presenta

informacin detallada del rea.

El Campo El Furrial es uno de los varios campos que existen al norte del estado Monagas. Se

encuentra ubicado especficamente a 35 km al oeste de la ciudad de Maturn. La formacin de

arenas dentro de este campo se denomina Formacin Naricual y es una de las formaciones ms

grandes de petrleo mediano de toda el rea. Posee una serie de pozos verticales de distintas

profundidades.

En la Tabla 2.1 se observa la evolucin de las presiones de las arenas del Naricual a travs de

los aos as como la profundidad de los diferentes pozos a analizar. Los datos fueron obtenidos

de documentos de la empresa BC.


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26

Tabla 2.1. Pruebas de presiones de los pozos vecinos a la localizacin T-84, campo Furrial.Pozo Arena Fecha TVD [ft] Presin [psi]

PIC-09

SBC-163

CRPTE 24-11-1994

22-03-2010

15650

15111

11800

13281

PIC-09

SBC-162

SBC-163

NAR-1 25-08-2004

22-02-2010

20-04-2010

15451

16188

15902

7333

7249

6877

SBC-162 NAR-2 22-02-2010 16530 7440

PIC-23

PIC-16

SBC-163

SBC-162

NAR-3 14-10-2005

20-03-2006

20-04-2010

22-02-2010

15715

15490

16398

16788

7788

7715

6554

7764

PIC-09

SBC-163

NAR-4 20-03-2010

12-05-2010

16014

16700

6461

6983

PIC-16 NAR-5 07-06-2002 15982 8120

Existen varios pozos dentro de la formacin de arenas Naricual, todos con caractersticassimilares. Las arenas fueron separadas desde Naricual 1, hasta Naricual 5. CRPTE son unas

arenas que nunca han sido explotadas, sirven de referencia para comparar las variaciones de

presin a travs del tiempo. La profundidad vertical verdadera, es la altura que posee el pozo

medida en pies, incluyendo la altura sobre el nivel del mar. Todos son pozos profundos que van

entre 15000 y 17000 pies. Las presiones estn indicadas en [psi], y son presiones bastante altas,

todas mayores que 6000 psi. Las presiones fueron registradas en distintos aos, lo que nos lleva

establecer relaciones que nos permitan realizar predicciones de cmo sern las presiones en el

futuro. [2]

Basndose en los datos de la tabla 2.1 y en los cambios de presin en pozos con

caractersticas similares, se logr establecer junto con los expertos de la empresa BC lo que

seran las presiones estimadas en la actualidad, tal y como se muestra en la Tabla 2.2.


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27

Tabla 2.2. Presiones Estimadas Loc. T-84. Unidades De Flujo Carapita E y Naricual.Arena Profundidad TVD [ft] Presin esperada [psi]

CRPTA E 15740 11850

NAR-1 15990 6900

NAR-2 16330 6980

NAR-3 16450 6700

NAR-4 16770 6500

NAR-5 16950 7200

Hay muy poca variacin tanto en la profundidad como en las presiones como era de

esperarse. Con solo dos aos de diferencia desde el ltimo estudio realizado la variacin depresin no llega a los 1000 psi en ninguna de las arenas.

El grfico 2.1 representa una manera fcil de ver las presiones esperadas en la actualidad

de las arenas del Naricual.

Figura 2.1. Predicciones del perfil de presin, localizacin T-84


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28

Se observa que las presiones esperadas para la actualidad giran alrededor de los 7000 psi

para todas las arenas, exceptuando por supuesto las arenas de referencia CRPTA E.

Las arenas del Naricual se pueden dividir en tres paquetes estratigrficos diferentes.

Naricual inferior con espesores de 400 pies, Naricual medio tambin con espesores de 400 pies y

Naricual superior con espesores de 700 pies. [2]

La Formacin Naricual es considerada una formacin relativamente homognea y de

alta capacidad de flujo. En la Tabla 2.3 se observa el grado de porosidad y permeabilidad que

poseen las arenas. Los datos fueron obtenidos de una investigacin previa realizada acerca de las

arenas del Naricual.

Tabla 2.3. Porosidad y permeabilidad de las arenas del Naricual. [2]Miembro Porosidad [%] Permeabilidad

[md]

Naricual Inferior 14.8 268

Naricual Medio 15.1 370

Naricual Superior 15.3 509

Con una porosidad de alrededor del 15% y una permeabilidad por encima de 250 [md],

los pozos ubicados en las arenas del Naricual son perfectamente capaces de producir crudo.

La temperatura es otra de las propiedades a tomar en cuenta al momento de disear una

completacin por lo que es necesario conocerla. Existe una relacin lineal entre la profundidad y

la temperatura. Se puede decir que la temperatura aumenta en 1.43 [F] por cada 100 [ft] de

profundidad. Este gradiente geotrmico no se da perfectamente pero es suficiente para realizar

una buena aproximacin de las temperaturas a las cuales se est trabajando.

Las arenas del Naricual sufrieron un proceso de agotamiento natural, que estaba

reduciendo progresivamente la presin en los pozos y acabando con la vida de los mismos. Apartir de 1992 se comenz con un proceso de inyeccin de agua para el mantenimiento de las

presiones en los yacimientos. Antes de la inyeccin de agua exista en factor de agotamiento de

presin en los yacimientos de 11.2 lpca/MMbnp, luego de la inyeccin este factor se redujo a 2.7

lpca/MMbnp. [2]


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29

2.5

ANLISIS

Los datos obtenidos acerca del campo El Furrial proveen informacin muy importante de

las caractersticas que deben tener los equipos de completacin que se deseen utilizar. Los

distintos pozos que se encuentran en ese campo poseen todos caractersticas similares. Las arenas

del Naricual poseen las caractersticas necesarias que permiten su explotacin. El nivel de

porosidad y permeabilidad es altamente favorable y no constituyen un problema para la puesta en

marcha de la produccin de las arenas.

Los pozos son considerados pozos profundos, ya que superan los 15000 pies de

profundidad. Ya esto nos brinda una idea de que las presiones y temperaturas con las que

trabajaremos sern bastante elevadas. Las grandes profundidades constituyen un reto para la

empresa que desea explotar estas arenas, ya que adems de enfrentarse a propiedades ms

extremas se enfrentan al tiempo. Bajar una completacin no es cosa sencilla y cuesta dinero,

mientras ms tiempo tarde este proceso ms dinero se estar gastando y existirn ms

posibilidades de que algo no salga bien. Profundidades tan elevadas prcticamente nos obligan a

pensar en un diseo de completacin que sea relativamente simple, capaz de reducir el tiempo de

de bajada y minimizar los espacios de errores. Este parmetro nos brinda entonces la primera

directriz para el diseo de la nueva completacin.

Con respecto a la temperatura, mediante la relacin lineal establecida entre ella y laprofundidad podemos inferir temperaturas de fondo del alrededor de los 300 F. Los equipos de

completacin debern ser de un material capaz de resistir sin problemas dichas temperaturas. A

primera vista estas temperaturas no parecen representar un problema, ya que la mayora de los

equipos de completacin de fondo son tubulares metlicos con alta resistencia al calor. Sin

embargo una vez colocados los equipos de fondo dentro del pozo estos tienden a contraerse y

expandirse a causa de la temperatura, este fenmeno junto con la presin ser el determinante de

cuanto se movern verticalmente alguno de estos equipos. Este es un aspecto muy importante a

tomar en cuenta al momento del diseo de la completacin.

Otra de las propiedades relevantes obtenidas del estudio del campo El Furrial es quizs la

ms importante en lo que al diseo de completaciones de fondo se respecta, la presin. El estudio

realizado por BC se encuentra centrado en la determinacin de esta propiedad. Como es natural

las presiones bajan con el pasar de los aos a medida que el hidrocarburo es extrado, en la


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30

dcada de los 90 cuando se comenzaron a explotar estos pozos las presiones se encontraban

alrededor de los 11000 psi. Pocos aos despus la presin haba descendido al rango de los 7000

psi y luego de esto pudimos observar que los valores se han mantenido relativamente iguales.

Esto se debe a la inyeccin de agua al pozo. Se bombea agua desde la superficie hasta debajo de

la zona de produccin, con el fin de aumentar la presin en el fondo, a medida que se retiracrudo, entra agua y la presin se mantiene. Observando los valores desde el 2002 hasta la

actualidad se puede notar que las presiones han permanecido casi invariantes, hecho que

comprueba el funcionamiento de la inyeccin de agua. Presiones de alrededor de los 7000 psi son

presiones bastante altas y requieren empacaduras que puedan resistirlas. Las empacaduras deben

quedar asentadas y de ser posible no moverse una vez instaladas, las grandes presiones son el

gran enemigo a vencer. El costo de los equipos aumenta a medida que aumenta su tamao

espesor y resistencia a las propiedades. Con la presin no ocurre la excepcin, las empacaduras

que ms presin resisten son las ms costosas y como se busca establecer un diseo competitivo

al mercado real hay que buscar una solucin que permita entrar en competencia sin sacrificar el

funcionamiento.

En general la empresa posea una buena base de datos respecto a las condiciones de los

pozos en los que deben trabajar. Algunos de los datos provienen directamente de la empresa

mientras que otros provienen de investigacin propia. Con la informacin a mano son

perfectamente capaces de disear completaciones respecto a las necesidades que se tengan y las

caractersticas que el pozo provea. Sin embargo este estudio acelera de manera significativa el

proceso de creacin y diseo de las nuevas completaciones requeridas al norte del estado

Monagas. Una vez desglosadas una a una las caractersticas relevantes de los distintos pozos, ser

ms fcil y rpido llegar al diseo requerido.


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31

CAPITULO III

ESTUDIO DE LOS COLGADORES Y EMPACADURAS DE BC QUE CUMPLEN CON

LAS CONDICIONES REQUERIDAS

Actualmente se est trabajando con completaciones monobore al norte del estado

Monagas. Para la realizacin de algn cambio que conlleve a la creacin de una nueva

completacin de fondo es necesario estudiar los colgadores y empacaduras que posee BC, ya que

son estos los candidatos a ser modificados de lograrse encontrar un diseo aplicable.

3.1 PROBLEMA

Una vez estudiadas las condiciones de los pozos a explotar es necesario un estudio de los

equipos disponibles en la empresa, para as determinar cules de estos proveen la mejor

alternativa de diseo para nuevas completaciones. Mediante los valores de presin determinados

en el estudio de las arenas de Naricual se necesitan seleccionar los equipos aptos para la tarea,

siendo los de mayor relevancia los colgadores y las empacaduras.

3.2OBJETIVO

Realizar una evaluacin de los equipos utilizados en las completaciones de fondo,

especficamente colgadores y empacaduras.

3.3 ACTIVIDADES RESLIZADAS

Se realiz un estudio de los equipos crticos en el diseo de completaciones monobore,

siendo los ms importantes las empacaduras y colgadores. El revestidor, tuberas de produccin,

vlvulas, etc. Son equipos que varan muy poco entre las completaciones con condiciones

similares. Lo principal fue establecer el dimetro de los mismos observando los catlogos de BC.

Para el caso de los colgadores y empacaduras se realiz una bsqueda de los equipos

disponibles en la empresa BH. Una vez establecidos los equipos, se buscaron sus caractersticas y

especificaciones para ver cules de ellos son aplicables a las condiciones de los pozos del norte

del estado Monagas que se estn estudiando.

3.4 RESULTADOS

A continuacin se presenta informacin detallada acerca de algunos de los colgadores y

empacaduras que posee la empresa a su disposicin. Sabemos que existen un gran nmero de

equipos de completacin de fondo, pero hay unos que no pueden ser modificados o que


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representaran un cambio insignificante para BH. Los colgadores y empacaduras a seleccionar

sern parte de una completacin compuesta por una vlvula de seguridad Titan 5-1/2 [in] y 23

[lbs/ft] de peso para 10000 [lbs] de presin, tuberas de produccin 23 [lbs/ft] y 5-1/2 [in],

revestidor 9-5/8 [in] y 53,5 [lbs/ft] de SpecialDrift (paso asegurado especial), entre otros

equipos. A continuacin se presentan los equipos considerados para realizar un cambio deimpacto que resulte beneficioso a la empresa. [13]

3.4.1 Colgadores

3.4.1.1 HMC hydraulic set liner hanger

Figura 3.1 HMC hydraulic set liner hanger. [10]

Capaz de sostener cargar medianas y pesadas. Es un colgador hidrulico utilizado en

pozos profundos verticales o direccionales, en donde sera ms complicado el asentamiento de un

colgador mecnico. No se requiere rotacin de la tubera para poder asentar el colgador y es

capaz de resistir altas presiones y temperaturas manteniendo su integridad. Actualmente es

utilizado en pozos al norte de Monagas. [10]


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33

3.4.1.2 HYFLO 2 hydraulic set liner hanger

Colgador econmico capaz de sostener cargas livianas y medias, til para aguantar

tuberas relativamente cortas. Ideal para pozos horizontales y para aplicaciones multilaterales.

Este colgador posee todas las ventajas hidrulicas que tiene el HMC. [10]

3.4.1.3 FLEX LOCK 3 hydraulic set liner hanger

Capaces de colgar tuberas excepcionalmente pesadas. Este colgador nico viene en forma

de kit. Ideal para aplicaciones donde son necesarias aleaciones resistentes a la corrosin. Al

igual que en el HMC el diferencial de presin acciona los pines mediante el colgador ser

acoplado al revestidor. [10]

3.4.1.4 FLEX LOCK 3 hydraulic set rotating liner hangerEs un tipo de colgador hidrulico que es capaz de rotar junto con la tubera una vez

asentado en el revestidor. Posee una tecnologa que le permite rotar a mayores RPM que los

colgadores rotativos convencionales. [10]

3.4.1.5 HSR2 hydraulic set rotating liner hangers

Sostienen cargas livianas y medias, tiene forma de cono la cual le permite rotar luego de

asentado. Ideal para pozos cortos y horizontales. [10]

3.4.1.6 SDD hydraulic set liner hanger

Diseado como el ms fuerte de los colgadores disponibles. Disponible para condiciones

difciles y de poca cooperacin al momento de bajar las tuberas. Puede requerir muchas horas

para lograr llegar a las profundidades deseadas. [10]

3.4.1.7 CMC mechanical set liner hanger

Es un colgador mecnico que se puede asentar con rotaciones en contra o a favor de las

agujas del reloj. Es capaz de sostener cargas medias y pesadas. Si el colgador se accionaprematuramente es capaz de regresar a su posicin de corrida gracias a su sistema automtico de

jaula en J. Es prcticamente la versin mecnica del colgador HMC. [10]


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34

3.4.1.8 RCM 2 mechanical set rotating liner hanger

Sostiene cargas livianas y medias y es capaz de permitir rotacin luego de que es colgado.

Su sistema de rotacin est diseado para perdurar sobre altas temperaturas y puede girar a mayor

velocidad que el comn de los colgadores rotatorios. [10]

3.4.2 Empacaduras

3.4.2.1 ZXP liner packer

Figura 3.2 ZXP liner packer. [10]

El innovador sello ZX est diseado y construido para aguantar altos niveles de flujo y un

sellado de alta presin y temperatura en los ambientes ms demandantes. Esta empacadura

provee un sello metal metal de altsima calidad y es de lo mejor que la empresa BH ofrece. El

elastmero unido al sello metal metal evita efectivamente el desplazamiento. [10]

3.4.2.2 HYFLO 3 liner packer

Diseado para proveer un sellado de baja a media carga. La mayora de estas empacaduras

se utilizan en presiones de 5000 psi a 250 F. [10]


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3.4.2.3 Hydraulic mid-string ZX packer

Empacadura de asentamiento hidrulico utilizada para lograr un sellado entre dos

revestidores. Utiliza el sello ZX y se activa mediante una presin aplicada.

BH dise unos equipos que cumplen la funcin de colgadores y empacaduras

simultneamente Colgadores/Empacaduras (Hanger/Packers). Uno de estos equipos podra ser la

solucin y ser la base de la nueva completacin a utilizar al norte del estado Mongas. [10]

3.4.3 Equipos hbridos (Hanger/Packers)

3.4.3.1 SLP-R slotted liner hanger/packer

El SLP-R funciona como un colgador de carga liviana, diseado primordialmente para la

corrida de tuberas ranuradas en pozos horizontales. La herramienta se acciona hidrulicamente y

de ser deseado puede retirase mediante equipo de pesca. [10]3.4.3.2 SLZXP slotted liner hanger/packer

El SLZXP es el equipo hbrido ms robusto disponible. Capaces de soportar grandes

cargas adems de brindar un sellado excelente que soporta altos flujos y presiones. Posee pines

arriba y abajo que mantienen segura a la tubera. [10]

3.4.3.3 3D liner hanger/packer

El 3D posee ambas funciones simultneamente que la tubera no va a ser cementada. Los

pines aseguran el colgador, y el elemento de empacadura sella contra el ID del revestidor. Se

asienta mediante el mecanismo en J a ambos sentidos. Bueno para aplicaciones de inyeccin. [10]

3.4.3.4 UNIFLEX liner hanger/packer

Figura 3.3. UNIFLEX liner hanger/packer. [10]


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Es un solo equipo nico sin conexiones que incluye un colgador FLEX LOCK hidrulico,

un perfil integral para ensamble de sellos RS y una empacadura ZXP con una unin roscada al

fondo de la herramienta. Es de lo mejor que ofrece BC en cuanto a tecnologa se refiere. [10]

3.4.3.5 INLine liner hanger/packer system

BC lo diseo especficamente para responder al reto de crear equipos de esta naturaleza

que con un tamao muy reducido sean capaces de resistir grandes cargas y presiones. Supera a

todos los dems equipos convencionales de tamao equivalente. [10]

En la Tabla 3.1 se sintetiza la informacin relevante de los colgadores estudiados.

Tabla 3.1. Colgadores y sus caractersticas.

COLGADORES HIDRULICOS CARACTERSTICAS/VENTAJAS

HMC Capaz de sostener desde tuberasmedianamente largas hasta muy largas.

Altamente resistentes a diferenciales de

presiones y altas temperaturas.

HYFLO 2 Colgador barato diseado para cargas

menores.

Altamente resistentes a diferenciales de

presiones y altas temperaturas.

Agarre cnico que evita el movimiento

hacia arriba que podran presentar tuberas

muy cortas y ligeras.

FLEX LOCK 3 Los pines estn diseados para distribuir los

esfuerzos ms uniformemente, tanto en la

tubera como en el revestidor.

El kit del colgador puede venir con o sin

mandril, para montajes en tuberas de

cualquier peso o rosca.

El cilindro hidrulico es compatible con

tuberas que cumplen con las


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especificaciones NACE cuando se requiere.

Resiste hasta presiones de 10000 psi y

temperaturas de 400 F.

HSR2 Posee el mismo sistema de asentamiento

hidrulico que el HMC y el Hyflo 2.

Es capaz de rotar una vez colgado para

facilitar los trabajos de cementacin.

El equipo no tiene partes soldadas.

SDD Cuerpo solido y robusto que permite alta

Resistencia al torque y a velocidades de

giro.

Permite grandes flujos.

Posee un sistema que permite un anclaje

uniforme.

Ms resistente que la mayora de los

colgadores hidrulicos.

CMC Mechanical set liner hanger Sistema de anclaje en forma de de J se

asienta en ambos sentidos.

Una vez anclado es capaz de volver a su

posicin de corrida.

Caractersticas bastantes similares a las de

su semejante hidrulico el HMC.

RCM 3 Mechanical set rotating liner hanger Colgador de asentamiento mecnico similar

al CMC pero utilizado para cargas medianas.

Disponible en materiales resistentes al acido

sulfhdrico.


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Al igual que se hizo con los colgadores, se elabor tambin una tabla para empacaduras y

colgadores-empacaduras que sintetiza la informacin de los mismos.

Tabla 3.2. Empacaduras, equipos hbridos y sus caractersticas.

EMPACADURAS Y EQUIPOS

HBRIDOS

CARACTERSTICAS/VENTAJAS

ZXP Liner packer Sello ZX (metal metal) de la ms alta

calidad.

Materiales compatibles con casi todos los

ambientes.

Disponibles para trabajar con cualquier

herramienta de corrida.

Puede venir con o sin pines inferiores.

Altamente resistente al dao mecnico.

HYFLO 3 Liner packer Resiste cargas medias.

Sella la zona del anular de manera efectiva.

Previene migraciones de gas.

Puede venir con o sin pines inferiores.

Hydraulic MID-STRING ZX Packer Utiliza sello ZX.

Sellado confiable luego de soportar horas de

alta circulacin.

Asentamiento hidrulico.

Puede ser permanente o retraible.

Viene con o sin pines.

SLP-R Slotted liner hanger/packer Es para cargas ligeras.

Asentamiento y retiro hidrulico.

Ideal para correr en tuberas no cementadas

o agujereadas en pozos verticales u


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horizontales.

SLZXP Slotted liner hanger/packer Sello ZX.

Pines en doble direccin acepta cargas en

ambos sentidos verticales.

Puede ser utilizado en tuberas cementadas.

3D Liner hanger/packer Equipo econmico utilizado para tuberas

no cementadas.

Sistema de jaula en J.

Ideales para aislar revestidores daados.

UNIFLEX Liner hanger/packer Ventajas del FLEX LOCK HANGER, ZXP

LINER TOP PACKER, y niples RS.

INLine Liner hanger/packer system Sello ZX.

Soporta altas cagas.

No se utilizaron soldaduras en su

construccin.

Al ser un diseo de una sola pieza elimina

las posibles fugas en las conexiones.

Posee un sistema de asentamiento que

mejora la resistencia a la presin.


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3.5 ANLISIS

El colgador hidrulico HMC, es perfectamente utilizable en los pozos del norte del estado

Monagas, como de hecho se est utilizando. Es el elegido para las completaciones monoboreque

se han estado bajando durante algn tiempo en dichos pozos. Es ideal ya que posee pines con

direcciones opuestas capaces de sostener el peso de grande longitudes de tuberas, adems de serresistente a condiciones extremas de presin y temperatura. De colocar el Hyflo 2 se estara

ahorrando una cantidad importante de dinero, sin embargo este colgador est diseado para

cargas pequeas, lo cual lo descarta de inmediato del proceso de seleccin. Debemos recordar

que los pozos en los que se pretende trabajar tienen por lo menos 15000 pies de altura y el peso

acumulado durante toda esa distancia que el colgador necesita sostener es mximo. El modelo

Flex Lock por su parte representa otra opcin a considerar, ya que es capaz de resistir las

condiciones extremas de estos pozos profundos. El colgador HSR2 posee caractersticas bastante

parecidas al eficiente modelo HMC, sin embargo al igual que varios otros, solo es capaz de

resistir cargas medias por lo que no est diseado para pozos profundos. SSD es el colgador ms

fuerte y robusto que se fabrica, posee un diseo distinto al de los dems colgadores y est

diseado para los peores ambientes. Las condiciones de los pozos a estudiar no se ajustan a las

requeridas para que se justifique la utilizacin de este equipo que por sus caractersticas puede

llegar a rangos de precios muy elevados. Los modelos CMC y RCM son colgadores de asiento

mecnico. El RCM no posee la capacidad de carga que posee el CMC que es muy parecido al

modelo HMC con la diferencia de que el segundo es de asentamiento hidrulico. Los expertos de

la empresa opinan que es preferible la utilizacin de equipos hidrulicos para estos nuevos

diseos ya que los consideran ms competitivos en la tarea a realizar.

La mejor empacadura que posee la empresa BC es la ZXP, esta puede resistir fcilmente

las presiones encontradas en los pozos estudiados y ms. Esta empacadura es relativamente nueva

y es un gran candidato a formar parte del nuevo diseo de completacin de fondo. La Hyflo 3

posee muy buenas caractersticas pero es inmediatamente descarda ya que trabaja con presiones

medias. La empacadura Mid-String ZX, posee el sello ZX de alta calidad, pero su no es utilizada

generalmente para completaciones monobore. Es buena aislando zonas daadas del revestidor

entre otras cosas, pero ese no es el caso.

Los equipos hbridos son poco utilizados en este tipo de completaciones y no han tenido

mucho uso en Venezuela, en parte por su alto costo. Sin embargo aqu podra estar la clave para

conseguir un diseo que coloque a la empresa por encima de sus competidores. Estos equipos son


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costosos pero unifican el colgador y la empacadura en uno solo. Los modelos SLP-R y SLZXP

quedan descartados ya que son mayormente utilizados cuando se trabaja con tuberas ranuradas, y

en el caso de la completacin monoborea realizar estas tuberas no se utilizan. De igual manera

el modelo SLP-R no est diseo para aguantar grandes cargas. El modelo 3D, es bastante

econmico y sera ideal proponer un diseo que incluya al mismo en completaciones de medianaprofundidad, pero no es posible utilizarlo en el norte del estado Mongas. El modelo Uniflex

representa una obra de arte para los creadores de estos equipos. Unificaron lo mejor que puede

ofrecer BC en un solo equipo que posee grandes ventajas. La nica desventaja que tiene es el

altsimo costo, sin embargo este equipo es capaz de funcionar bien en las difciles condiciones de

los pozos que se encuentran en la formacin Naricual. El INLine es otro equipo que en teora

debera satisfacer nuestros requerimientos, ya que est diseado para soportar grandes presiones y

adems no es tan costoso como el Uniflex. Sin embargo expertos de la empresa determinaron que

el INLine funciona correctamente en presiones de hasta 5500 psi. Las presiones a las que

debemos trabajar se encuentran alrededor de los 7000 psi por lo que este ltimo equipo queda

descartado.

Finalmente luego del estudio de las condiciones de los pozos del norte del estado

Monagas y de los equipos disponibles en BC, llegamos a determinar cules de estos equipos de

completacin de fondo podran formar parte de un nuevo diseo de completacin de pozos

profundos.


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CAPTULO IV

DISEOS ALTERNATIVOS DE COMPLETACIONES DE FONDO A SER

UTILIZADOS EN LOS POZOS PROFUNDOS DEL NORTE DEL ESTADO MONAGAS

Una vez separados los equipos a considerar queda entonces el diseo en s de la nueva

completacin de fondo. Como se resalt anteriormente las empacaduras y colgadores eran los

equipos a cambiar, la zapata, sellos, vlvulas de seguridad entre otros no sern consideradas ya

que el cambio de alguno de ellos por otro distinto no representa mayor cosa par nuestro caso de

estudio. Los cambios importantes se presentan en los equipos especificados.

4.1 PROBLEMA

BC desea llegar con una propuesta distinta para el 2012 que le permita colocarse por

encima de su competencia en el rea de completaciones de fondo de pozos profundos,

especficamente en las completaciones monobore realizadas al norte del estado Monagas. Se

quiere crear entonces un nuevo diseo de completacin y evaluar si es o no aplicable en la

realidad, para luego compararlo con el anterior y establecer las ventajas del mismo.

4.2 OBJETIVO

Crear un nuevo diseo de completacin que satisfaga las necesidades tanto del entorno

como de la empresa. Verificar la aplicabilidad real de dicho diseo y comparar con los utilizados

anteriormente.

4.3 ACTIVIDADES REALIZADAS

Con la ayuda de un experto en el rea de completaciones (ms de 25 aos de experiencia),

se repasaron todas las posibilidades de nuevos diseos con los equipos seleccionados. Se repiti

el proceso varis veces y se fue filtrando el resultado hasta llegar a dos propuestas especficas. Se

trat de considerar todas las variables para la realizacin de dichas propuestas.

Una vez establecidas las propuestas se procedi a verificar si eran capaces de soportar las

condiciones extremas de los pozos profundos estudiados en este trabajo de pasanta. Para ello se


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utiliz un programa de movimiento de tuberas desarrollado por BC, que analiza las partes ms

crticas de un diseo de completacin y calcula si es o no aplicable.

Finalmente se compararon las propuestas con el diseo utilizado con anterioridad y se

trat de ver si existan ventajas algunas que permitieran la utilizacin de las propuestas sobre el

diseo anterior.

4.4 RESULTADOS

A continuacin se presenta una imagen con uno de los diseos utilizados por BC en

completaciones monoboreal norte del estado Monagas.

Figura 4.1. Completacin monoborePDVSA Norte Monagas.


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La completacin que observamos en la imagen sirve para visualizar lo que se explica a

continuacin. La completacin que se ha utilizado anteriormente en las arenas del Naricual, si

bien no es exactamente igual a la imagen mostrada es bastante similar y presenta solo pequeos

cambios.

Los elementos principales del diseo original eran la zapata, el colgador hidrulico HMC

ms una empacadura ZXP, luego una empacadura modelo F1 unida a una extensin pulida SBE

(seal bore extension) de 30 pies de longitud, y finalmente la tubera de produccin con los sellos

correspondientes y la vlvula de seguridad. Cada uno de estos equipos viene fabricado en

distintos dimetros, los dimetros de los revestidores y tuberas de produccin se mantuvieron

iguales a los de la imagen anterior. Existen colgadores y empacaduras con dimensiones que

justan perfectamente con aquellas de los revestidores y tuberas.

La primera propuesta consiste en cambiar la empacadura F1 por otra ZXP que funcione

como empacadura de tope, manteniendo el mismo colgador HMC. Y la segunda un poco mas

revolucionaria fue la de cambiar tanto el colgador como la empacadura por un equipo hbrido

Uniflex. En lugar de tener un colgador y dos empacaduras se tendra solamente el modelo

hbrido, junto con los dems equipos.

En las siguientes figuras se presenta un estudio de movilidad de tuberas en el rea ms

crtica de los diseos propuestos.


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Figura 4.2. Programa de movimiento de tuberas a.

Figura 4.3. Programa de movimiento de tuberas b.


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Los diseos propuestos poseen distintas ventajas y desventajas que vale la pena resaltar. A

continuacin se presenta una tabla en la que se observan todos los aspectos ms importantes.

Tabla 4.1. Ventajas y desventajas de diseo de empacadura con ZXP.

DISEO CON EMPACADURA ZXP

Ventajas Desventajas

Mayor resistencias a trabajos de work over

con presiones extremas

Mayores costos de produccin

Mayor influencia en el mercado debido a la

alta y conocida calidad

Provocara recortes en las ganancias de la

empresa

La empacadura ZXP posee un mejorsistema de asentamiento que el de la F-1

Menores problemas el momento de bajar la

completacin

Alta disponibilidad del equipo en almacenes

Tabla 4.2. Ventajas y desventajas de diseo Uniflex.

DISEO CON EQUIPO HBRIDO UNIFLEX

No hay uniones roscadas entre empacadura

y colgador

Muy altos costos de produccin

Fcil asentamiento Poca disponibilidad

Son slo necesarios dos viajes a fondo para

culminar la completacin

Altos tiempos de espera para los almacenes

Alta resistencia a presiones extremas

Rpido asentamiento de los equipos


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4.5 ANLISIS

Tanto en el diseo utilizado como en la primera propuesta es necesario realizar tres

bajadas de equipos para culminar la completacin diseada. La primera propuesta es muy similar,

slo se plantea el cambio de una empacadura de tope por otra. La razn es que la ZXP es ya bien

conocida por los clientes, los cuales la reconocen como un equipo de calidad y la prefieren a otras

empacaduras. La propuesta se hizo entonces pensando en una manera de dominar el mercado. El

problema es que esta empacadura por la calidad que acarrea es mucho ms costosa, y el cliente

rara vez se encuentra de acuerdo con pagar ms dinero, as sea por un servicio de mayor calidad.

BC podra cortar un poco su margen de ganancia para que los precios al cliente no se vean

afectados si esto conlleva a ganar un gran nmero de licitaciones. En teora el nuevo diseo

funciona perfectamente. En la primera corrida bajan el colgador y una de las empacaduras, luego

de asentar el colgador del revestidor, se baja la empacadura de tope ZXP unida a una extensinpulida de 30 pies y al final unos sellos. Finalmente se baja la tubera de produccin igualmente

con sellos al final de la misma, estos sellos quedaran atrapados entre la tubera de produccin y la

extensin pulida. Por supuesto se seleccion un material resistente a la corrosin para los equipos

y tuberas. Una vez bajada la completacin el sistema se encuentra completamente estable. El

colgador asegura que la sarta no se mueva para abajo mientras que la empacadura no permite el

movimiento hacia arriba.

Con la utilizacin del Uniflex las bajadas se reducen a dos solamente. En primer lugar

baja el Uniflex y se asienta el colgador y la ZXP de igual manera, una vez asentado el equipo

solo basta bajar la tubera de produccin con los sellos correspondientes. La zapata, vlvulas y

otros equipos quedan de igual manera como en los diseos anteriores. El costo del Uniflex es

sumamente elevado y es ah donde se encuentra la debilidad de la propuesta. Sin embargo en

pozos tan profundos como en los que se desea trabajar, bajar un equipo hasta el fondo puede

durar das. Al reducir el nmero de viajes a ser realizados de tres a dos se est ahorrando a la

empresa una gran cantidad de dinero, ya que ellos pagan a sus empleados por da de trabajo encampo. Al reducir el tiempo reducimos los gastos. Quedara por establece

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