Ingenieria De Gas Grupo2 1n2gc

UNIVERSIDAD ESTATAL PENÍNSULA DE SANTA ELENA FACULTAD DE INGENIERÍA EN PETRÓLEO CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEO ESTUDIANTES: •

•

MERCHÁN CHANCAY ELVIS ENRIQUE •

•

LÓPEZ LÓPEZ JESSICA CECIBEL

MORA QUINDE KEVIN ALEXANDER ORRALA RODRIGUES STALIN SEGUNDO

•

ORTIZ FERNÁNDEZ JENNER DAMIÁN

DOCENTE: ING. TARQUINO LÓPEZ CURSO: 9/1 ING. PETRÓLEO 2017-2

CAMPO AMISTAD

SELECCIÓN Y DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN Para seleccionar y diseñar un fluido se debe conocer los posibles problemas que se pueden presentar en las operaciones de perforación.

Ambientales

Los factores que afectan la selección de fluido son: Costos

Disponibilidad de los productos requeridos

SELECCIÓN Y DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN Composición de los fluidos de perforación base agua: dependiendo de los requerimientos en los procesos de perforación generalmente están constituidos por las siguientes fase: FASES

Fase líquida

Puede ser agua dulce o salada o una emulsión agua-petróleo.

Fase coloidal o reactiva

Constituida por la arcilla

Fase inerte

Formada por material; ejemplo la barita

Fase química

Constituida por aditivos para mantener las propiedades del fluido.

SISTEMA DE CIRCULACIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN La circulación de lodo empieza en el tanque de succión. La bomba succiona al lodo del tanque y lo desplaza hacia la línea del manifold hasta la tubería vertical que está conectada a la cabeza de inyección. •

El lodo entra por la cabeza de inyección.

•

Baja por el cuadrante o Kelly, tubería de perforación, portamecha, estabilizadores.

•

Sale por la boquillas del trepano para retornar a la superficie, por el espacio anular.

•

Finalmente el lodo sale a la superficie a través de la línea de descarga y cae sobre el tamiz vibratorio llamado zaranda, esta zaranda separa los cortes mas grandes y el lodo pasa a los tanques de control de sólidos para llegar a los tanques de succión, ya que el lodo se encuentra en condiciones de ser nuevamente bombeado al pozo.

SISTEMA DE CIRCULACIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN Esquema

¿A QUÉ DENOMINAMOS FLUIDOS? Una sustancia que adopta fácilmente la forma del recipiente en le que se coloca. El termino incluye líquidos y gases. Se trata de una sustancia en la que la aplicación de cada sistema de esfuerzos (excepto la presión hidrostática) producirá una deformación continuamente creciente, sin relación alguna entre régimen de deformación en cualquier instante y la magnitud de los esfuerzos en ese instante.

FLUIDO DE PERFORACIÓN Retirar recortes Controlar las presiones de la formación

Descargar recortes

Minimizar daños al yacimiento

Obturar formaciones

Funciones de los fluidos en la perforación

Transmitir energía hidráulica

Mantener estabilidad del pozo

Evaluar la formación

Enfriar

Minimizar impacto ambiental

Controlar la corrosión Facilitar cementación

FLUIDOS DE PERFORACIÓN Para el desarrollo de esta actividad, en el fluido de perforación se debe considerar los siguientes factores:

Viscosidad

Velocidad

Densidad

Rotación de la columna de perforación

PREGUNTAS OBJETIVA 1.- ¿CUÁLES SON LOS FACTORES QUE AFECTAN LA SELECCIÓN DE FLUIDO? a)

AMBIENTALES, DISPONIBILIDAD DE PRODUCTOS REQUERIDO Y TIEMPO.

b)

AMBIENTALES, DISPONIBILIDAD DE PRODUCTOS REQUERIDO Y COSTOS.

c)

AMBIENTALES, DISPONIBILIDAD DE COSTO Y PRODUCTOS REQUERIDOS.

d)

AMBIENTALES Y COSTOS. 2.- ¿CUÁLES SON LOS FACTORES QUE SE DEBEN CONSIDERAR EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN?

a)

VISCOSIDAD, TIEMPO, DENSIDAD, ROTACIÓN DE LA COLUMNA DE PERFORACIÓN.

b)

VISCOSIDAD, PUNTO DE BURBUJA, DENSIDAD, ROTACIÓN DE LA COLUMNA DE PERFORACIÓN.

c)

VISCOSIDAD, VELOCIDAD, SATURACIÓN, ROTACIÓN DE LA COLUMNA DE PERFORACIÓN.

d)

VISCOSIDAD, VELOCIDAD, DENSIDAD, ROTACIÓN DE LA COLUMNA DE PERFORACIÓN.

CONCLUSIONES  Es necesario conocer los problemas que se presentan en un fluido de perforación para poder diseñar y seleccionar el fluido.  Mediante un esquema se logró analizar el proceso que se realiza en el sistema de circulación de fluidos de perforación.

RECOMENDACIONES  Se recomienda que durante el proceso de perforación de pozos se tome en cuenta las funciones que desempeñan los fluidos, ya que estas facilitarían las actividades a realizarse en un proceso de perforación.  Es necesario considerar los factores de un fluido de perforación ya que si desconocemos podríamos causar daño en un proceso de fluido a realizarse.

1.1.Transportar ripios y liberar en superficie 7.- Permitir la obtención de información de las formaciones perforadas

6.- Evitar daños en la permeabilidad de la zona productora

2.- Controlar las presiones naturales en las formaciones perforadas

Se define como una mezcla en agua o aceite con sólidos disueltos.

5.Transmitir potencia hidráulica a la broca

4.- Soportar el peso de la sarta de perforación y de revestimiento

3.Suspender los ripios cuando se detiene la circulación

 Capacidad de limpieza del pozo: se refiere a la capacidad de arrastre.  Propiedades para suspender los sólidos.  Caída de presiones producidas en la sarta y en el espacio anular.  Presiones de Surgencia.  Tratamientos del lodo

Es el estudio de la deformación y del flujo del lodo. Da un medio para evaluar las propiedades de flujo de un fluido, determinando la efectividad con que cumple sus funciones. La reología de los fluidos de perforación permite determinar y controlar:

Fase líquida

• Puede ser agua dulce o salada o una emulsión agua-petróleo. Permite mantener en suspensión los diferentes aditivos que forman las otras fases, integrando entre un 60 a 90 % el volumen del sistema.

Fase coloidal o reactiva

• Constituida por la arcilla. Puede ser montmorillonita en el lodo base agua dulce, y atapulguita en base lodo base agua salada.

Fase inerte Fase química

• Formada por material como lo es la barita o sólidos de perforación.

Constituida por aditivos para mantener las propiedades del fluido.

1.- ¿ A QUE SE DEFINE COMO UNA MEZCLA EN AGUA O ACEITE CON SOLIDOS DISUELTOS?

a)

LA VISCOSIDAD Y DENSIDAD

b)

LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

c)

LA PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN

d)

PARÁMETROS PETROFÍSICOS

2.- ¿ CUAL DE ESTAS NO ES UNA FUNCIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN ? a)

TRANSPORTAR RIPIOS Y LIBERAR EN SUPERFICIE

b)

CONTROLAR LAS PRESIONES NATURALES EN LAS FORMACIONES PERFORADAS

c)

TRANSMITIR POTENCIA HIDRÁULICA A LA BROCA

d)

LUBRICAR LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO

LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN DESEMPEÑAN NUMEROSAS FUNCIONES QUE CONTRIBUYEN AL LOGRO DE LLEGAR A LA ZONA DONDE SE ENCUENTRA EL HIDROCARBURO. UN FLUIDO DE PERFORACIÓN ES UNA MEZCLA DE ADITIVOS QUÍMICOS QUE PROPORCIONAN PROPIEDADES FÍSICO-QUIMÍCAS IDÓNEAS A LAS CONDICIONES OPERATIVAS Y A LAS CARACTERÍSTICAS DE LA FORMACIÓN GEOLÓGICA A PERFORAR.

• ES INDISPENSABLE SABER QUE DEBEMOS DELEGAR FUNCIONES DE SEGURIDAD EN CASO QUE SE DETECTE UN INFLUJO EN EL POZO, LO CUAL NOS AYUDARÍA A MINIMIZAR RIESGOS Y ACCIDENTES. • EN UN ÁREA DE TRABAJO SOLO DEBEN ESTAR LAS PERSONAS QUE LLEVAN A CABO LA OPERACIÓN DE CONTROLAR EL POZO CON LA FINALIDAD EVITAR RIESGOS EN EL PERSONAL

Productos Barita Bicarbonato de Sodio Carbonato de Calcio A 100 Carbonato de Calcio A 325 CAMIX DESCO CF GLYMAX QSTOP FINE Soda Caustica SOLTEX Cloruro de Potasio Stardrill SYNERFLOC A25-D QLUBE QFREE TDL - 13 Super SWEEP

Programado

Real

Costo Unit. $

Cantidad

Costo $

Cantidad

Costo $

21,38 39,66

3960 10

84664,80 396,60

6535 4

139718,30 158,64

21,19

155

3284,45

100

2119,00

21,19

155

3284,45

150

3178,50

25,74 82,40 1600,48 64,99 47,47 161,98 67,01

155 21 29 83 19 83 1200

3989,70 1730,40 46413,92 5394,17 901,93 13444,34 80412,00

30 10 40 58 39 270 1535

772,20 824,00 64019,20 3769,42 1851,33 43734,60 102860,35

181,88 188,81

62 29

11276,56 5475,49

171 54

31101,48 10195,74

1503,19 1419,82 102,26 156,40

29 0 0 11 Total $

43592,51 28 0,00 8 0,00 33 1720,40 8 $ Total $ 339810,09 Diferencia Costo Programado vs Coto Real $

42089,32 11358,56 3374,58 1251,20 $51201164 $172201,55

SECCIÓN DE 8 ½ PULGADA SISTEMA QVERT-ECO • ES UN FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE SINTÉTICA, A PARTIR DE NUEVE MIL QUINIENTOS VEINTINUEVE PIES DE PROFUNDIDAD HASTA LOS ONCE MIL TRESCIENTOS VEINTIDÓS PIES DE PROFUNDIDAD. EL HOYO ES RECUBIERTO CON UNA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE SIETE PULGADAS.

Hoyo

Prof. Inicial

Prof. Final

Long. Intervalo

Revest. O.D.

Prof. Cmt retainer

Fecha de inicio

Fecha de culminación

Dias totales

Pulgada

Pies

Pies

Pies

Pies

Pies

Días

Días

Días

8½

9529

11322

1723

7

11263

7 Mayo 2014

29 Mayo 2014

23

FLUIDO APLICADO A LA SECCIÓN DE 8 ½ PULGADAS.

Sistema de Lodo

Diámetro del Hoyo (pulgadas)

8½

Volumen de Lodo (bbl) Sistema de Lodo (tipo)

2539

QVERT-ECO

Densidad del Fluido (PPG)

12,0 – 13,4

PARA EL INICIO DE LA PERFORACIÓN DE ESTE INTERVALO SE PREPARARON 1300 BARRILES DE FLUIDO QVERT-ECO CON DENSIDAD 8,4 PPG DENSIFICANDO INICIALMENTE CON CARBONATO DE CALCIO DE DIFERENTES GRANULOMETRÍAS Y POSTERIORMENTE CON BARITA HASTA 12,0 PPG. LA ALCALINIDAD NOS AYUDÓ A MITIGAR LOS EFECTOS QUE SE GENERAN POR LA INCORPORACIÓN DE GASES DE FORMACIÓN DURANTE LA PERFORACIÓN DEL INTERVALO. LA SALINIDAD, SE MANTUVO EN EL RANGO IDEAL PROPUESTO AYUDANDO A IGUALAR LA SALINIDAD DE LA FORMACIÓN CON LA DEL FLUIDO, LOGRANDO MANTENER UN EQUILIBRIO EN LAS FORMACIONES ARCILLOSAS EVITANDO LA MOJABILIDAD DE LAS PAREDES DEL POZO.

PARA LA TOMA DE REGISTROS ELÉCTRICOS Y PARA EVITAR PERDIDA DE CIRCULACIÓN Y PEGA DE LAS HERRAMIENTAS DE REGISTROS SE BAJÓ UNA SARTA HASTA 9521 PIES (ZAPATO 9 5/8 PULGADA) Y SE CIRCULÓ HOMOGENEIZANDO COLUMNAS A 12,8 PPG QUEDANDO DEL ZAPATO HASTA EL 11322 PIES (FONDO PERFORADO) CON 13,0 PPG. MOSTRANDO EL POZO UN BUEN COMPORTAMIENTO NO PRESENTANDO PERDIDA DE FLUIDO HACIA LA FORMACIÓN NI TAMPOCO SURGENCIA ALGUNA. POR LO QUE PERMITIÓ TOMAR LAS DOS CORRIDAS DE REGISTROS QUE HACÍAN FALTA.

CONSUMOS Y COSTOS

Programado Productos

Costo Unit. $

Costo Adicional $

Variación %

Fluido Sintético

881990,00

332051,65

60 5%

7643

163407,34

104077,84

175 %

2945,41

990

20978,10

18032,69

612%

0

0,00

990

20978,10

20978,10

25,74

139

3577,86

820

21106,80

17528,94

490 %

Cloruro de calcio

68,41

1009

69025,69

1044

71420,04

2394,35

3%

Qmud I

1026,93

53

54795,92

61

62642,73

7846,81

14 %

Qmud II

944,27

27

25192,65

0,00

0,00

-100 %

QWeet

133,11

222

29547,72

350

46588,50

17040,78

58 %

QWeet

1108,43

7

7393,08

9

9975,87

2582,79

35 %

Gilsonita GM-P

88,03

166

14654,71

273

24032,19

9377,48

64 %

Cal Hidratada

15,31

252

3862,83

728

11145,68

7282,85

189 %

Total

820263,72

Total

1334265,35

539194,28

63 %

Cantidad

Costo $

Cantidad

Costo $

495,50

1110

549938,35

1780

Barita

21,38

2775

59329,50

Carbonato de calcio A100

21,19

139

Carbonato de calcio A325

21,19

Camix

PRODUCCIÓN DE SÓLIDOS DE FORMACIÓN. LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL EN POZOS OFFSHORE (COSTA FUERA) SE DESARROLLA EN EL SUBSUELO MARINO EN ZONAS DE AGUAS PROFUNDAS., DONDE ALGUNAS DE LAS PROPIEDADES DE LAS FORMACIONES CAMBIAN DE ACUERDO A LA PRESIÓN, TEMPERATURA, PROFUNDIDAD DE UBICACIÓN Y FUERZAS INVOLUCRADAS Y EN ADICIÓN A ESTO TAMBIÉN SE TOMA EN CUENTA LA PRESIÓN DE LA MISMA CAPA DE AGUA. ESTO RESULTA EN QUE, DURANTE LAS OPERACIONES DE PERFORACIÓN, COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN ASÍ COMO LAS FUERZAS PROPIAS DE LAS ROCAS DE LAS FORMACIONES PRODUCTORAS, LOS POZOS ESTÉN SOMETIDOS A ESFUERZOS EXTERNOS.

PRODUCCIÓN DE SÓLIDOS DE FORMACIÓN. LA CONSTANTE PRESIÓN QUE LOS FACTORES ANTERIORMENTE MENCIONADOS PUEDEN EJERCER SOBRE LAS ROCAS OCASIONA UN ESFUERZO CORTANTE SOBRE LAS ROCAS QUE AYUDA A QUE PIERDAN ESTABILIDAD Y RESISTENCIA. A LA APARICIÓN DE SOLIDOS MINERALES (ARENAS) NO DESEADA DENTRO DE UN POZO QUE ESTÁ DESTINADO A LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO SE LE DENOMINA ARENAMIENTO. EN CIERTAS OCASIONES NO ES NECESARIO NINGÚN SISTEMA DE CONTROL DE PRODUCCIÓN DE SÓLIDOS EN EL POZO PERO EN LAS OPERACIONES OFFSHORE EN LA MAYORÍA DE POZOS SE NECESITAN COMPLETACIONES DISEÑADAS PARA ESTE TIPO DE CONTROL.

PREGUNTAS • SUBRAYE 2 PROPIEDADES FÍSICAS O QUÍMICAS QUE SE USAN PARA MANTENER UNA BUENA SUSPENSIÓN DE LOS SÓLIDOS DEL SISTEMA Y DE LOS SÓLIDOS PERFORADOS

PUNTO CEDENTE VISCOSIDAD PLÁSTICA GELES PERMEABILIDAD VISCOSIDAD

PREGUNTAS • ALGUNAS DE LAS PROPIEDADES DE LAS FORMACIONES CAMBIAN DE ACUERDO A: PRESIÓN

PESO MOLECULAR TEMPERATURA POROSIDAD

PROFUNDIDAD DE UBICACIÓN

CONCLUSIÓN • LA CONSTANTE PRESIÓN QUE LOS FACTORES MENCIONADOS PUEDEN EJERCER SOBRE LAS ROCAS OCASIONA UN ESFUERZO CORTANTE SOBRE LAS ROCAS QUE AYUDA A QUE PIERDAN ESTABILIDAD Y RESISTENCIA.

RECOMENDACIÓN EN CIERTAS OCASIONES NO ES NECESARIO NINGÚN SISTEMA DE CONTROL DE PRODUCCIÓN DE SÓLIDOS EN EL POZO PERO EN LAS OPERACIONES OFFSHORE EN LA MAYORÍA DE POZOS SE NECESITAN COMPLETACIONES DISEÑADAS PARA ESTE TIPO DE CONTROL.

COMPLETACIONES SIN FLITROS • ESTA TÉCNICA SE LA APLICA PARA CONTROL PRIMARIO DE PRODUCCIÓN DE ARENA O PARA TERMINACIÓN DE ZONAS QUE NO FUERON CONSIDERADAS EN LA VIDA PRODUCTIVA DEL POZO.

• LA TÉCNICA DE COMPLETACIONES DE POZOS SIN FILTROS SE BASA EN UTILIZAR LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO SIN NINGÚN EQUIPO EXTRA COMO FILTRO DENTRO DE ÉSTA A TRAVÉS DE LA CUAL SE REALIZAN LOS CAÑONEOS EN LAS FORMACIONES DE INTERÉS. UNA VEZ CAÑONEADA LA FORMACIÓN SE PROCEDE A FRACTURAR HIDRÁULICAMENTE.

• PARA MANTENER CONSTANTE LA PRODUCCIÓN DEL POZO Y EN CONTROL DEL INFLUJO DE PARTÍCULAS DE SÓLIDOS AL POZO SE EMPLEAN LAS SIGUIENTES TÉCNICAS: • TAMAÑO Y ORIENTACIÓN DE LOS DISPAROS. • FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO A TRAVÉS DE LOS PERFORADOS. • CONTROL DE CONTRAFLUJO DE APUNTALANTE. • CEMENTACIÓN DE INTERVALOS NO DESEADOS

• TRATAMIENTOS SELECTIVOS CON TUBERÍA FLEXIBLE.

COMPLETACIONES CON REJILLAS DE ALAMBRE ENROLLADO • SON REJILLAS UTILIZADAS PARA RETENCIÓN DE LA GRAVA EN EL ANILLO ANULAR. CONSISTEN EN UNA TUBERÍA PERFORADA, UNA CUBIERTA EXTERNA Y UN CENTRALIZADOR. LA REJILLA ES CONSTRUIDA CON EL ALAMBRE QUE VA SIENDO ENROLLADO Y SOLDADO PARA FORMA UNA ESPECIE DE CAMISA, LUEGO ESTA CAMISA SE SUELDA A LA TUBERÍA PERFORADA EN CADA EXTREMO.

VENTAJAS DE UTILIZAR ESTAS REJILLAS DE ALAMBRE ENROLLADO SON LAS SIGUIENTES • LAS REJILLAS OFRECEN UNA MAYOR ÁREA DE FLUJO (MÁS ABIERTO) QUE LOS LINER RANURADOS, INCREMENTANDO LA PRODUCTIVIDAD. • LAS REJILLAS DE ESTE TIPO REDUCEN EL RIESGO DE TAPONAMIENTOS. • ES DE FÁCIL LIMPIEZA. • OFRECE MAYOR RESISTENCIA A LA CORROSIÓN. • SU TIEMPO DE VIDA ÚTIL ES MAYOR QUE OTRO TIPO DE MALLAS.

REJILLAS DE ALAMBRE ENROLLADO

Principalmente las rejillas se aplican en el método de empaquetamiento con grava, como también se pueden utilizar en pozos con completaciones verticales, horizontales, y direccionales.

COMPLETACIÓN CON REJILLAS PRE-EMPACADAS • LAS REJILLAS PRE-EMPACADAS SE LAS UTILIZA EN REEMPLAZO AL GRAVEL PACKING CUANDO DEBIDO A ALTOS COSTOS ÉSTE NO PUEDE SER EMPLEADO. ES UNA REJILLA DE ALAMBRE ENROLLADO MODIFICADO CUYOS COMPONENTES TIENEN UNA CAPA DE GRAVA RECUBIERTA CON RESINA CONSOLIDADA UBICADA EN EL ANILLO ANULAR SOPORTADA POR OTRA REJILLA.

• LA GRAVA SINTÉTICA SE PRE-EMPACA EN LA REJILLAS DE FORMA QUE ESTE UNIFORMEMENTE DISTRIBUIDA PARA PERMITIR MAYOR PERMEABILIDAD Y RESISTENCIA.

REJILLA PRE-EMPACADA El material que se utiliza es el plástico fenolítico parcialmente curado. Al enfriarse la resina actúa como un empaque de grava. El grosor de la capa de resina varía de acuerdo a las necesidades de la completación.

TIPOS DE REJILLAS PRE-EMPACADAS • REJILLAS DE METAL SINTERIZADO ESTAS REJILLAS ESTÁN DISEÑADAS CON UNA CAMISA DE METAL SINTERIZADO DE ESPESOR DE 0.15 A 0.25 PULGADAS QUE SIRVE COMO FILTRO Y SE ENCUENTRA UBICADA SOBRE LA BASE DE TUBERÍA RANURADA QUE PROVEE LA RESISTENCIA AL COLAPSO Y LA FUERZA DE TENSIÓN. LA REJILLA CUBRE UN 30 % DEL ÁREA DE FLUJO. A CONTINUACIÓN SE PUEDE APRECIAR EL DISEÑO DE LA

REJILLAS DE MEMBRANAS METAL POROSO

DE

Consiste en múltiples capas de membrana de metal poroso con poros de diferentes tamaños, localizada entre la capa interna de drenaje y las mallas de protección externa. La capas filtro están formadas por polvo de metal presionado en la grilla de metal de acero inoxidable.

REJILLAS CON MULTICAPAS AISLADAS Esta rejilla está diseñada con una camisa formada por tres capas comunicadas y localizadas de manera concéntrica en la base de la tubería ranurada. La capa de drenaje se forma de alambre enrollado de acero inoxidable.

CONCLUSIÓN • LAS COMPLETACIONES DE POZOS ES DE MUCHA IMPORTANCIA ANTES DE LA PRODUCCIÓN DE UN POZO, POR LO QUE LA INDUSTRIA MEJORA DÍA A DÍA LAS TÉCNICAS PARA QUE PRODUZCA UN POZO EN LAS MEJORES CONDICIONES, TOMANDO EN CONSIDERACIÓN QUE NO HAYA PRODUCCIÓN DE ARENA EN LAS MISMAS.

PREGUNTAS OBJETIVAS LAS COMPLETACIONES SIN FILTROS UTILIZA UNA TUBERPIA DE ……………………………… SIN NINGÚN EQUIPO EXTRA COMO FILTRO DENTRO DE ÉSTA A TRAVÉS DE LA CUAL SE REALIZAN LOS CAÑONEOS EN LAS FORMACIONES DE INTERÉS. • PERFORACIÓN • PRODUCCIÓN • REVESTIMIENTO

ENTRE LAS VENTAJAS DE LAS REJILLAS DE ALAMBRE ENROLLADO, SEÑALE CUÁL NO ES CORRECTA.

• LAS REJILLAS OFRECEN UNA MAYOR ÁREA DE FLUJO (MÁS ABIERTO) QUE LOS LINER RANURADOS, INCREMENTANDO LA PRODUCTIVIDAD. • LAS REJILLAS DE ESTE TIPO REDUCEN EL RIESGO DE TAPONAMIENTOS. • ES DE DIFÍCIL LIMPIEZA. • OFRECE MAYOR RESISTENCIA A LA CORROSIÓN. • SU TIEMPO DE VIDA ÚTIL ES MAYOR QUE OTRO TIPO DE MALLAS

TIPOS DE REJILLAS PRE-EMPACADAS REJILLAS DE CERÁMICA ESTAS REJILLAS CONSISTEN EN LA APLICACIÓN DE ANILLOS DE CERÁMICA QUE INCLUYEN 3 ESPACIADORES ESFÉRICOS PARA MANTENER LOS ORIFICIOS RANULADOS ABIERTOS Y ESTABILIZAR LOS ANILLOS CONTRA LA FLEXIÓN Y TORSIÓN. UN EJEMPLO ES LA CERÁMICA DE CARBURO DE SILICIO QUE PROPORCIONA UNA RESISTENCIA ALTA A LA CORROSIÓN Y ABRASIÓN, ALTA RIGIDÉZ Y DUREZA, BAJA DENSIDAD Y UNA ESTABILIDAD TÉRMICA SOBRE LOS 1800 C.

LAS CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LAS REJILLAS DE CERÁMICA SON LAS SIGUIENTES: • ALTA DUREZA, DENSIDAD, Y FUERZA. • ALTA RESISTENCIA AL DESGASTE. • ALTA RESISTENCIA A LA CORROSIÓN Y A LA PRESENCIA DE ÁCIDOS. • EXPANSIÓN TÉRMICA Y CONDUCTIVIDAD ELÉCTRICA.

USO DE LAS REJILLAS DE CERÁMICA • Esta rejilla inicialmente se utilizó en Trinidad y Tobago y en Bolivia en pozos de

gas. • Actualmente está siendo aplicado en Completaciones y reacondicionamiento de pozos de petróleo y gas: - Cuando presentan erosión por motivo de alta presencia de arena. - En pozos direccionales con alto ángulo de inclinación

COMPLETACIONES CON GRAVEL PACK EL EMPAQUE DE GRAVA O GRAVEL PACK ES EL MECANISMO MÁS EMPLEADO ENTRE LOS DISEÑADOS PARA LA PREVENCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA EN POZOS DE PETRÓLEO Y GAS. CONSISTE EN LA APLICACIÓN DE UN FILTRO EN EL POZO CON UN ESPACIO ANULAR RELLENO DE GRAVA BIEN EMPACADA DE UN TAMAÑO ESPECÍFICAMENTE DISEÑADO PARA LAS CONDICIONES DE PRODUCCIÓN DE SÓLIDOS. SU OBJETIVO ES ESTABILIZAR LA FORMACIÓN Y CONTROLAR LA PRODUCCIÓN DE ARENA EVITANDO CONOCER LA REDUCCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO O GAS. EL ESPESOR DEL EMPAQUE

LOS PUNTO MÁS IMPORTANTE PARA EMPLEAR EL DISEÑO DE EMPAQUE DE GRAVA SON: .

PARAMETROS ACUIFEROS EMPAQUE

TAMAÑO EFECTIVO

SELECCIÓN DEL MATERIAL GRANULAR

COEFICIENTE DE UNIFORMIDAD IDEAL

FASES DE DISEÑO DEL EMPAQUE DE GRAVA • TOMA DE MUESTRAS DE LA FORMACIÓN. • ESTUDIO DE ARENA O SOLIDOS DE ROCA QUE PRODUCE LA FORMACIÓN. • ANÁLISIS GRANULOMÉTRICO. • SELECCIÓN DE TAMAÑO DE GRAVA DEL EMPAQUE Y DE TIPO DE REJILLA.

USO DE LAS REJILLAS DE CERÁMICA • Toma de muestras de la formación. • Estudio de arena o solidos de roca que produce la formación. • Análisis granulométrico. • Selección de tamaño de grava del empaque y de tipo de rejilla.

METODO DE SELECCIÓN DE GRAVA • MÉTODO DE COBERLY Y WAGNER

• MÉTODO DE SAUCIER • MÉTODO DE SCHWARTS

DE ACUERDO A LA NORMA API RP 58 LA SELECCIÓN DEL TAMAÑO Y TIPO DE GRAVA DEL EMPAQUE DEPENDE DE LAS CARACTERÍSTICAS DE: • Esfericidad y redondez • Resistencia mecánica • Granulometría • Turbidez • Solubilidad den Acido

La aplicación de los empaques de grava se la realiza en pozos abiertos, entubados o en combinación con fracturamiento hidráulico. Los empaques en pozo abierto son aplicados normalmente en pozos horizontales en donde no se requiere disparos y en pozos en aguas profundas. El tipo de grava a utilizar es de tipo natural o sintético. La principal desventaja es que los costos tanto de diseño e instalación son demasiados altos.

EMPAQUE DE GRAVA EN POZO ABIERTO.

EMPAQUE DE GRAVA EN POZO ENTUBADO.

FACILIDADES DE SUPERFICIE CAMPO AMISTAD EL GAS DEL CAMPO AMISTAD ES PROCESADO EN LA PLATAFORMA AMS A, CON UNA CAPACIDAD DE 65 MMSCFD EN EL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN Y 20 MMSCFD EN EL SEPARADOR DE PRUEBA. DISPONE DE DOS CALENTADORES CON UNA CAPACIDAD DE 20 MMSCFD CADA UNO. EL GAS QUE SE EXPLOTA ES ENTREGADO AL SECTOR ELÉCTRICO CELEC EP – TERMOGAS MACHALA (45.5 MMSCFD), AL SECTOR INDUSTRIAL EP PETROECUADOR – PLANTA DE LICUEFACCIÓN (3.5 MMSCFD) Y A LA RED DE DISTRIBUCIÓN DOMICILIARIA (1 MMSCFD)

PLATAFORMA. EL ESQUEMA BÁSICO DE LA PLATAFORMA OFFSHORE AMS A PERMITE SU ESTABILIDAD DURANTE UN SISMO DE INTENSIDAD “FUERTE” Y PREVIENE UNA FALLA CATASTRÓFICA EN CASO DE UN SISMO CLASIFICADO COMO “EVENTO RARO”. LA PLATAFORMA ESTÁ DISEÑADA PARA LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL DE NUEVE POZOS, ADEMÁS PERMITIR LA EXPANSIÓN FUTURA DE: FACILIDADES ADICIONALES PARA PROCESAR LA PRODUCCIÓN DE PLATAFORMAS SATÉLITES O POZOS SUBMARINOS (POZOS DE CABEZAL HÚMEDO), FUTURA COMPRESIÓN DE GAS DE BAJA PRESIÓN, DE SER REQUERIDO; FUTURO REACONDICIONAMIENTO DE POZOS EXISTENTES, SEGÚN SEA NECESARIO, O LA PERFORACIÓN DE POZOS NUEVOS; Y, LA INSTALACIÓN DE UN SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN DE GAS.

La plataforma AMS A tiene 4 niveles: • En la cubierta de perforación se localizan los calentadores, generadores y campers de vivienda. • En la cubierta inferior se ubican los árboles de navidad.

• En la cubierta de producción están acondicionados todos los equipos para realizar el

procesamiento del gas. • En la cubierta de sumidero se encuentra el tanque colector y la planta de procesamiento de aguas negras.

• LA PLATAFORMA ESTÁ ANCLADA A UNA PROFUNDIDAD DE 132 PIES (40 METROS) CON RESPECTO AL NIVEL DEL MAR; ORIENTADA A FACILITAR LOS ENLACES DE TUBERÍA Y EL DE EQUIPO DE PERFORACIÓN DE PLATAFORMA AUTO ELEVABLE. EL DISEÑO DE CUBIERTA DE LA PLATAFORMA CUENTA CON 6 PATAS, CON LO QUE SE MAXIMIZA LA EFICACIA ESTRUCTURAL. • LA CUBIERTA DE PRODUCCIÓN ES UN CUADRADO DE 15.24 M X 15.24 M, LAS PLATAFORMAS LIVIANAS ESTÁN DISEÑADAS PARA CUATRO SLOTS3, CONSIDERA CUATRO POZOS DE CABEZAL SECO, Y UNA PRODUCCIÓN ESTIMADA DE 40 MMSCFD (10 MMSCFD POR CADA POZO). SE INSTALÓ UN MANIFOLD DE PRODUCCIÓN, UN MEDIDOR MULTIFÁSICO EN LA PLATAFORMA SAN PEDRO DONDE SE ENCUENTRA UBICADO EL POZO Q

GASODUCTO EL GASODUCTO DE ACERO AL CARBONO API 5L ES DE DIÁMETRO NOMINAL DE 12”, CON UNA EXTENSIÓN DE 67.5 KM (221.453 PIES) DESDE LA PLATAFORMA AMS “A” HACIA LA PLANTA DE DESHIDRATACIÓN DE GAS NATURAL, SITUADA EN BAJO ALTO, PROVINCIA DE EL ORO. ESTA LÍNEA PARTE A 45 METROS DE PROFUNDIDAD DONDE SE ENCUENTRA ANCLADA LA PLATAFORMA DISMINUYENDO SU PROFUNDIDAD HASTA LLEGAR A LA COSTA, DISEÑADA PARA TASAS DE GAS DE 80 MMSCFD Y UNA PRESIÓN DE ISIÓN DE 800 PSIA. LA TUBERÍA ESTÁ CATÓDICAMENTE PROTEGIDA EMPLEANDO ÁNODOS DE SACRIFICIO, Y EL INTERIOR SE MANTIENE LIBRE DE FLUIDOS MEDIANTE LIMPIEZA PERIÓDICA CON RASPADORES DE TUBOS, ADEMÁS DE CONTAR CON REVESTIMIENTO EXTERNO EN BASE A RESINA EPÓXICA

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA PLATAFORMA FIJA AMISTAD “A”. ESTÁN ESTANDARIZADOS POR: • AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API) • AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS (ASME) • NATIONAL ASSOCIATION OF CORROSION ENGINEERS (NACE INTL.) LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN COSTA AFUERA SON LAS SIGUIENTES:

CABEZAL DE PRODUCCIÓN (TREE) • EL CABEZAL O GENERALMENTE CONOCIDO COMO ÁRBOL DE PRODUCCIÓN ES UN EQUIPO CATALOGADO COMO CRÍTICO EN LAS OPERACIONES SUBMARINAS, ESTÁ FORMADO POR UNA ESTRUCTURA DE ACERO, CONECTORES, VÁLVULAS, CHOCKES, CARRETES, RIOS Y SISTEMAS DE CONTROL. SU FUNCIÓN PRINCIPAL ES CONTROLAR EL FLUJO DE FLUIDOS QUE SE PRODUCEN ASÍ COMO LOS INYECTADOS EN POZO.

MULTIPLE • EL MÚLTIPLE O MANIFOLD ES UNA UNIDAD FORMADA POR UN CONJUNTO DE VÁLVULAS QUE SE ENCARGAN DE PROPORCIONAR SUMINISTRO HIDRÁULICO, COMBINAR, DISTRIBUIR, CONTROLAR Y MONITOREAR EL FLUJO DEL FLUIDO. EL MÚLTIPLE GAY-1600 ESTÁ CONECTADO LOS CABEZALES DE PRODUCCIÓN DE CAMPO AMISTAD MEDIANTE LÍNEAS DE FLUJO. EL FLUJO INGRESA AL MÚLTIPLE CON UNA PRESIÓN DE 800 PSI.

CALENTADORES DE LÍNEA EN LA PLATAFORMA DEL CAMPO AMISTAD SE ENCUENTRAN UN CALENTADOR TIPO CONTINUO Y UNO DE ARRANQUE Y CONTINUO CON CAPACIDAD DE MANEJO DE 30 MMPD Y UNA CAPACIDAD DE CALENTAMIENTO DE 2 MMBTUH CADA UNO. SE IDENTIFICAN CON EL NOMBRE DE BAP-1700. EL FLUJO INGRESA A LOS CALENTADORES CON UNA PRESIÓN DE 2000 PSIA Y LOS CALENTADORES MANTIENEN LA LÍNEA ENTRE 70 Y 60 °F. SEPARADOR DE PRUEBAS EL SEPARADOR DE PRUEBA UBICADO EN LA PLATAFORMA ES DE TIPO HORIZONTAL TRIFÁSICO CON BALDE, VERTEDERO Y MANWAY. EL SEPARADOR MIDE 10 PIES DE LARGO Y TIENE UN DIÁMETRO DE 36 PULGADAS. MANEJA UNA PRESIÓN EFECTIVA DE 1480 PSI Y DISPONE DE UNA CAPACIDAD DE 50 MMPD Y 1300 BPPD. SEPARADOR DE PRODUCCIÓN EL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN DE LA PLATAFORMA AMISTAD SE IDENTIFICA CON LAS SIGLAS MBD-2050, TIENE UNA CAPACIDAD DE MANEJO DE 74 MMPD, 2500 BAPD Y 160 BPPD. EL TANQUE MIDE 10 PIES DE LARGO Y TIENE UNA DIÁMETRO EXTERIOR DE 48 PULGADAS. LA CONFIGURACIÓN DE ÉSTE SEPARADOR ES IGUAL AL SEPARADOR DE PRUEBA. SKIMER

EL SKIMER O DESNATADOR DE AGUA, MBM-2100, ES UN SEPARADOR TRIFÁSICO CON BALDE U VERTEDERO. REMUEVE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS EN EL AGUA PRODUCIDA. DISPONE DE UNA CAPACIDAD DE MANEJO DE 3000 BAPD A UNA PRESIÓN DE 30 LPC Y 80 °F. LA PRESIÓN Y TEMPERATURA MÁXIMA SON DE 125 LPC Y 100°F. LOS HIDROCARBUROS OBTENIDOS EN EL SKIMER SE REDIRIGEN AL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN. MEDIDOR DE GAS EL MEDIDOR DE GAS CONSTA DE UN ORIFICIO SENIOR DE 8” QUE SE CORRE USANDO UN BARTON DE 202E GRABADO CON TRES MARCAS.

BOMBA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS LA BOMBA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS, PBA-9550, SE UTILIZA PARA INYECCIÓN DE CUALQUIER FLUIDO BOMBEABLE ENTRE LOS CUALES ESTÁN EL INHIBIDOR DE CORROSIÓN, METANO O GLICOL. DISPONE DE UNA CAPACIDAD DE MANEJO DE 3000 GPD A UNA PRESIÓN DE DESCARGA DE 7200 PSIG. FUEL GAS SCRUBBER EN EL DEPURADOR SCRUBBER MBF-2400 EL GAS COMBUSTIBLE SE MIDE CON UN MEDIDOR DE ORIFICIO SENIOR Y UN GRABADOR BARTON 3 MARCAS. ANTES DE ENVIARLO AL SISTEMA DE TUBERÍA ÉSTE GAS ES PROCESADO POR SEPARACIÓN Y FILTRADO.

VENT SCRUBBER EL VENT SCRUBBER, MBF-2440, TIENE COMO FINALIDAD REMOVER EL LÍQUIDO CONDENSADO PRODUCIDO PARA ENVIARLO AL SKIMER Y ÉSTE SEA SEPARADO. EL FLUJO DE GAS DEL VEN SCRUBBER SE DIRIGE AL QUEMADOR DONDE SE QUEMA EL DESPERDICIO. DISPONE DE UNA SALIDA DE ESCAPE DE GAS DE BAJA Y ALTA PRESIÓN Y DESCARGA. BOMBAS DE INYECCIÓN DE METANOL EL METANOL (MEOH) ES UN COMPUESTO QUÍMICO CUYA FINALIDAD ES MINIMIZAR LA FORMACIÓN DE HIDRATOS Y CONGELAMIENTO DEL FLUIDO PRODUCIDO. SE INYECTA CON LAS BOMBAS, PBA-9570-9573, Y PASA A TRAVÉS DE UNA TUBERÍA HASTA EL CABEZAL DEL POZO. TANQUE SUMIDERO EL TANQUE SUMIDERO ES UN TANQUE ATMOSFÉRICO CUYA FUNCIÓN ES SEPARAR DOS FASES DEL FLUIDO RECOLECTADO EN CUBETAS DE LOS PATINES Y DRENAJES. SEPARA EL ACEITE DE LA GRASA PARA QUE POSTERIORMENTE SE BOMBEE AL DESNATADOR.

LANZADOR DE PIGS EL LANZADOR DE PIGS O RASCADORES, ZZZ-9110, SE ENCUENTRA EN LA SALIDA DE LA TUBERÍA DE 12”.

SISTEMA DE SEGURIDAD. EL SISTEMA DE SEGURIDAD DE LA PLATAFORMA DEL CAMPO AMISTAD CONSTA DE DOS ES PRINCIPALES, EL DE CABEZAL Y L MAESTRO, AMBOS DE TIPO NEUMÁTICO Y FUNCIONAMIENTO A GAS. EL DE CABEZAL MONITOREA DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD DE EN CABEZAL LÍNEAS DE FLUJO Y MÚLTIPLE. ÉSTE PUEDE CERRAR UN POZO, A TODOS O ACTIVAR ALARMAS. GENERADORES ELÉCTRICOS LA PLATAFORMA AMISTAD DISPONE DE DOS TIPOS DE GENERADORES UNO A GAS Y EL OTRO A DIÉSEL. CADA GENERADOR PUEDE PRODUCIR HASTA 125 KW DE ELECTRICIDAD SIN EMBARGO LA PLATAFORMA SE DISEÑÓ PARA UTILIZAR SOLO UNO, GAS. TRATAMIENTO DE AGUAS SERVIDAS ÉSTA UNIDAD UTILIZA COLORO E INYECCIÓN DE AIRE PARA TRATAR LAS AGUAS SERVIDAS GENERADAS POR 12 PERSONAS DE MANERA PERMANENTE. EDIFICIOS DE HABITACIONES LA LOCACIÓN ESTÁ ADAPTADA PARA ALBERGAR A 12 PERSONAS, CONSTA DE TODOS LOS SERVICIOS, OFICINA, COMEDOR Y COCINA.

SISTEMA DE AGUA POTABLE EL AGUA SE TRANSPORTA POR BUQUE HASTA LA PLATAFORMA Y LUEGO A UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE 8000 GALONES PARA SER TRATADA Y ENVIADA AL EDIFICIO DE HABITACIONES. SISTEMA CORTAFLAMA CON CO2 EL SISTEMA SE ENCARGA DE EXTINGUIR EL FUEGO EN ESCAPE Y QUEMADOR. CONSTITUYE TANQUES DE CO2.

GRÚA DE LA PLATAFORMA LA GRÚA DE LA PLATAFORMA FIJA AMISTAD “A” DISPONE DE UNA CAPACIDAD DE CARGA DE 30 TONELADAS. SE UTILIZA PARA INSTALACIÓN DE FACILIDADES ADICIONALES.

INDICADOR ECONOMICO CONSUMOS Y COSTO: COSTOS DE PRODUCTOS APLICADOS EN LA ETAPA DE 26 PULGADAS, REAL Y PROGRAMADO Productos

Costo Unitario

Programado

Real

Cantidad

Costo $

Cantidad

Costo $

56,63

476

2695588

560

3171280

Carbonato de 21,19 Calcio A-100

238

504322

60

12714

Carbonato Calcio 325

2163

4583397

1020

216138

Natural Gel

de 21,19

Q lube

1503,19

11

1653509

0

0

Soda Caustica

47,47

22

104434

8

37976

Pac HV

165,62

48

794976

8

132496

Total $

10336226

Total $

5630272

CONCLUSION  SE DETERMINO QUE EL CAMPO AMISTAD POSEE DOS SEPARADORES LA CUAL TIENEN UNA CAPACIDAD DE 65 MMSCFD EN EL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN Y 20 MMSCFD EN EL SEPARADOR DE PRUEBA. . EL GAS QUE SE EXPLOTA ES ENTREGADO AL SECTOR ELÉCTRICO CELEC EP – TERMOGAS MACHALA (45.5 MMSCFD), AL SECTOR INDUSTRIAL EP PETROECUADOR – PLANTA DE LICUEFACCIÓN (3.5 MMSCFD) Y A LA RED DE DISTRIBUCIÓN DOMICILIARIA (1 MMSCFD).

RECOMENDACIÓN  SE RECOMIENDA LEER EN SU TOTALIDAD ESTE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN CON EL FIN DE NUTRIRNOS DE INFORMACIÓN ACERCA DEL CAMPO AMISTAD YA QUE ES UN CAMPO PRODUCTOR DE GAS NATURAL ECUATORIANO.

PREGUNTAS: ¿CUÁLES SON LAS CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LAS REJILLAS DE CERAMICA?

a.

ALTA DUREZA, DENSIDAD Y FUERZA.

b.

ALTA RESISTENCIA AL DESGASTE.

c.

ALTA RESISTENCIA A LA CORROSIÓN Y A LA PRESENCIA DE ÁCIDOS.

d.

EXPANSIÓN TÉRMICA Y CONDUCTIVIDAD ELÉCTRICA.

e.

TODAS LAS ANTERIORES

RESPUESTA (E)

PREGUNTAS: ¿LAS FACILIDADES DE PRODUCCION DE LA PLATAFORMA FIJA AMISTAD “A” ESTÁN ESTANDARIZADAS POR?

a.

NACE, ASME Y APA.

b.

API, ASME Y NACE.

c.

API, ASME Y APA.

d.

API, NACE Y APA

RESPUESTA (B)