UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“DESARROLLAR EL INSTRUCTIVO DE ENSAMBLAJE E INSTALACIÓN DE UNA
COMPLETACIÓN DE FONDO CON EMPAQUETADURA RECUPERABLE Y
“Y-TOOL” PARA BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Y REDUCIR EL TIEMPO NO
PRODUCTIVO EN OPERACIONES”
Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR:
Ibarra López Paola del Consuelo
TUTOR:
Ing. Benítez Guerra Marcelo David
Mayo 2017
QUITO – ECUADOR
ii
DEDICATORIA
A Dios por todo el amor y bendiciones derramadas durante mi vida.
A mi madre, Consuelo López, la mujer más correcta, valiente y admirable que más amo,
que siempre ha velado por el bienestar del hogar, quien me inculcó valores y principios con
amor y firmeza para ser una persona de bien, gracias a su incondicional apoyo y consejos
hicieron posible que cumpla mis metas y alcance mis sueños.
A mi padre, Angel Ibarra, el hombre que siempre me ha apoyado brindando mucho amor
para llegar a mis objetivos y con carácter ha sabido cuidarme y protegerme.
A mi hermano menor, Angel, por su cariño incondicional, al que quiero dar un buen
ejemplo y que sepa que siempre podrá contar conmigo en las buenas y en las malas como
amiga y hermana.
A toda mi familia por sus muestras de amor, consejos y apoyo incondicional toda la vida, mis
amigos con los que he compartido maravillosos momentos y a una persona especial que ha
sido mi soporte, mi alegría y que me acompaña de la mano en todos mis proyectos del
presente y futuro, mi novio Fernando.
Paola
iii
AGRADECIMIENTO
A la Universidad Central del Ecuador, de manera especial a la Carrera de Ingeniería de
Petróleos por todos los conocimientos transmitidos que me han permitido crecer como
persona y estudiante.
A la Compañía de Servicios Petroleros Schlumberger en especial al Ing. Santiago Egüez y a
todo el equipo de Health, Safety & Environment (HSE) por el apoyo y respaldo incondicional
al igual que al Segmento de Completions especialmente al Ing. Augusto Huaca por el
patrocinio y la confianza depositada en mí para hacer posible que el presente trabajo se
realice, y a todos por la transmisión de conocimientos que me permitieron cada día aprender
cosas nuevas.
Un sincero agradecimiento a todos mis maestros, quienes han sido partícipes de mi
formación académica y personal que han sabido transmitir su conocimiento hacia cada uno
de nosotros, los estudiantes, gracias por su esmero de que cada día sea de nuevas
enseñanzas.
De igual manera agradezco a mi tutor el Ing. Marcelo Benítez quien me guío y me apoyó
incondicionalmente en el desarrollo hasta la culminación del presente trabajo, y a todas las
autoridades de mi prestigiosa Facultad.
Un sentido agradecimiento al Ing. Gustavo Pinto por ser la guía indispensable para el
proceso de titulación.
PAOLA IBARRA
iv
DERECHOS DE AUTOR
Yo, Paola del Consuelo Ibarra López en calidad de autor y titular de los derechos morales y
patrimoniales del trabajo de titulación “DESARROLLAR EL INSTRUCTIVO DE
ENSAMBLAJE E INSTALACIÓN DE UNA COMPLETACIÓN DE FONDO CON
EMPAQUETADURA RECUPERABLE Y “Y-TOOL” PARA BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE Y REDUCIR EL TIEMPO NO PRODUCTIVO EN
OPERACIONES, modalidad Estudio Técnico, de conformidad con el Art. 114 del CÓDIGO
ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD
E INNOVACIÓN, concedemos a favor de la Universidad Central del Ecuador una licencia
gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de la obra, con fines
estrictamente académicos. Conservamos a mi/nuestro favor todos los derechos de autor sobre
la obra, establecidos en la normativa citada.
Asimismo, autorizo/autorizamos a la Universidad Central del Ecuador para que realice la
digitalización y publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de
conformidad a lo dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de
expresión y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por
cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de
toda responsabilidad.
Firma:
Paola del Consuelo Ibarra López
CC: 1722653258
v
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FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR
Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización del
Trabajo de Titulación cuyo tema es: “DESARROLLAR EL INSTRUCTIVO DE
ENSAMBLAJE E INSTALACIÓN DE UNA COMPLETACIÓN DE FONDO CON
EMPAQUETADURA RECUPERABLE Y “Y-TOOL” PARA BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE Y REDUCIR EL TIEMPO NO PRODUCTIVO EN
OPERACIONES”, presentado por la señorita Paola del Consuelo Ibarra López para optar el
Título de Ingeniero de Petróleos, considero que reúne los requisitos y méritos suficientes para
ser sometido a la evaluación y presentación pública por parte del Tribunal que se designe.
En la ciudad de Quito a los 22 días del mes de junio de 2017
Marcelo David Benítez Guerra
Ingeniero Industrial
C.C:1719343061
TUTOR
vi
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FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL
El tribunal constituido por: Ing. Nelson Suquilanda Duque, Ing. Gustavo Pinto Arteaga e
Ing. Manuel Bolaños Silvera luego de calificar el Informe Final del Estudio Técnico realizado
como trabajo de titulación denominado “DESARROLLAR EL INSTRUCTIVO DE
ENSAMBLAJE E INSTALACIÓN DE UNA COMPLETACIÓN DE FONDO CON
EMPAQUETADURA RECUPERABLE Y “Y-TOOL” PARA BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE Y REDUCIR EL TIEMPO NO PRODUCTIVO EN
OPERACIONES”, previo a la obtención del título de INGENIERA DE PETRÓLEOS
presentado por la señorita Paola del Consuelo Ibarra López, emite el veredicto de
APROBADO para su presentación oral.
Para constancia de lo actuado firman los miembros del tribunal.
Quito, 5 de Julio de 2017
Ing. Nelson Suquilanda Duque
PRESIDENTE
Ing. Gustavo Pinto Arteaga Ing. Manuel Bolaños Silvera
MIEMBRO MIEMBRO
vii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
DEDICATORIA ........................................................................................................................................................................ ii
AGRADECIMIENTO ..............................................................................................................................................................iii
DERECHOS DE AUTOR ........................................................................................................................................................ iv
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR .................................................................. v
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL .......................................................... vi
ÍNDICE DE CONTENIDOS ................................................................................................................................................... vii
LISTA DE ANEXOS.............................................................................................................................................................. viii
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................................................................................ ix
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES .............................................................................................................................................. ix
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................................................................... x
ÍNDICE DE GRÁFICOS .......................................................................................................................................................... xi
ABREVIATURAS Y SIGLAS EN ESPAÑOL E INGLÉS .................................................................................................... xii
RESUMEN ............................................................................................................................................................................. xiv
ABSTRACT ............................................................................................................................................................................ xv
CAPITULO I ............................................................................................................................................................................. 1
GENERALIDADES .................................................................................................................................................................. 1
1.1 Introducción ................................................................................................................................................................ 1
1.2 Planteamiento del problema ........................................................................................................................................ 3
1.3 Objetivos ..................................................................................................................................................................... 4
1.3.1 Objetivo General .................................................................................................................................................... 4
1.3.2 Objetivos Específicos ............................................................................................................................................. 4
1.4 Justificación e importancia .......................................................................................................................................... 4
1.5 Entorno del estudio ...................................................................................................................................................... 5
1.5.1 Marco Institucional ................................................................................................................................................. 5
1.5.2 Marco Ético ............................................................................................................................................................ 6
1.5.3 Marco Legal ........................................................................................................................................................... 6
CAPÍTULO II ............................................................................................................................................................................ 8
MARCO TEÓRICO .................................................................................................................................................................. 8
2.1 Bloque 12 – Campo Edén Yuturí ................................................................................................................................ 8
2.1.1 Ubicación Geográfica ............................................................................................................................................. 8
2.1.2 Geología Regional ................................................................................................................................................ 10
2.1.3 Estructura y Estratigrafía ...................................................................................................................................... 10
2.2 Completación de pozos ............................................................................................................................................. 13
2.2.1 Fases de una completación de pozos .................................................................................................................... 14
2.2.2 Tipos de completaciones ...................................................................................................................................... 21
2.2.2.1 Estructura del hoyo ............................................................................................................................................... 21
2.2.2.2 Zonas productoras ................................................................................................................................................ 25
2.2.2.3 Sistemas de producción ........................................................................................................................................ 29
2.3 Componentes básicos de una completación .............................................................................................................. 33
viii
2.4 Empaquetadura para una completación de fondo ...................................................................................................... 38
2.4.1 Empaquetadura Modular Recuperable .................................................................................................................. 39
2.5 Herramienta “Y-Tool” ............................................................................................................................................... 49
2.6 Compañía Schlumberger ........................................................................................................................................... 50
2.7 Sistema de gestión de Schlumberger Limited............................................................................................................ 52
2.7.1 Cliente .................................................................................................................................................................. 56
2.7.2 Impacto de completaciones de pozos no-optimizadas .......................................................................................... 57
CAPÍTULO III ........................................................................................................................................................................ 58
DISEÑO METODOLÓGICO .................................................................................................................................................. 58
3.1 Tipo de estudio .......................................................................................................................................................... 58
3.2 Universo y muestra .................................................................................................................................................... 58
3.3 Técnicas, instrumentos y fuentes de sistematización de datos ................................................................................... 59
CAPÍTULO IV ........................................................................................................................................................................ 65
RESULTADOS ....................................................................................................................................................................... 65
4.1 Datos de la completación de fondo del pozo EDYK-000S1 ...................................................................................... 67
4.2 Diagramas del diseño de la completación de fondo del pozo EDYK-000S1 ............................................................. 69
4.3 Instructivo para el ensamblaje de la empaquetadura modular recuperable (MRP) .................................................... 77
4.4 Instructivo para el ensamblaje de una “Y-Tool”........................................................................................................ 90
4.5 Instructivo para la instalación en campo de la completación de fondo con (MRP) .................................................. 96
4.6 Instructivo para la instalación en campo de la “Y-Tool” ......................................................................................... 104
CAPÍTULO V ........................................................................................................................................................................ 110
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................................................................................... 110
5.1 Conclusiones ........................................................................................................................................................... 110
5.2 Recomendaciones .................................................................................................................................................... 111
CAPÍTULO VI ...................................................................................................................................................................... 112
REFERENCIAS .................................................................................................................................................................... 112
CAPÍTULO VII ..................................................................................................................................................................... 114
GLOSARIO DE TÉRMINOS ................................................................................................................................................ 114
ANEXOS ............................................................................................................................................................................... 115
LISTA DE ANEXOS
Anexo 1: Estándares de la compañía Schlumberger Limited ............................................................. 115
Anexo 2: Mapa de bloques petroleros del Ecuador ............................................................................ 116
Anexo 3: Mapa de campos petroleros operados por Petroamazonas EP ............................................ 117
Anexo 4: Conventional Modular Packer (MRP) ................................................................................ 118
Anexo 5: Y-Tool & Bypass System ................................................................................................... 119
Anexo 6: Diagrama de completación selectiva con Y-Tool 9-5/8” del pozo EDYK-000S1 .............. 120
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1: Fases de la completación de pozos .................................................................................... 14
Figura 2.2: Tipos de completaciones de pozos .................................................................................... 21
Figura 2.3: Clasificación de trabajos de estimulación de pozos .......................................................... 24
Figura 2.4: Ventajas y desventajas de la completación de múltiples zonas ......................................... 28
Figura 2.5: Ventajas y desventajas del Bombeo Electrosumergible .................................................... 32
Figura 2.6: Sistema de Gestión de Schlumberger Limited .................................................................. 54
Figura 4.7: Pasos a seguir para la propuesta de instructivos de trabajo ............................................... 65
Figura 4.8: Puntos críticos en la fase de ensamblaje e instalación de herramientas ............................ 66
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES
Ilustración 2.1: Ubicación del Bloque 12 de la Región Amazónica del Ecuador ................................. 8
Ilustración 2.2: Límites del Campo Edén Yuturí .................................................................................. 9
Ilustración 2.3: Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca Oriente del Ecuador ................... 12
Ilustración 2.4: Áreas de un pozo ........................................................................................................ 15
Ilustración 2.5: Completación a hueco abierto .................................................................................... 21
Ilustración 2.6: Patrones típicos liner ranurado ................................................................................... 22
Ilustración 2.7: Completaciones a hueco entubado con esquema de cañoneo .................................... 23
Ilustración 2.8: Técnica de cañoneo con tubería ................................................................................. 23
Ilustración 2.9: Diagrama de una completación con empaque de grava ............................................. 24
Ilustración 2.10: Empaque con grava .................................................................................................. 24
Ilustración 2.11: Completación de una sola zona de interés ............................................................... 26
Ilustración 2.12: Completación múltiples zonas ................................................................................. 27
Ilustración 2.13: Completación de pozo a flujo natural ...................................................................... 30
Ilustración 2.14: Bomba electrosumergible ........................................................................................ 31
Ilustración 2.15: Diagrama de un Nipple ............................................................................................ 33
Ilustración 2.16: Standing valve asentada en un Nipple No-Go tipo R ............................................. 33
Ilustración 2.17: Standing valve asentada en un Nipple tipo F ........................................................... 34
Ilustración 2.18: Válvula estacionaria ................................................................................................. 34
Ilustración 2.19: Camisa de deslizamiento .......................................................................................... 35
Ilustración 2.20: X-Over pin x pin ...................................................................................................... 35
Ilustración 2.21: X-Over box x box .................................................................................................... 36
Ilustración 2.22: X-Over box x pin ..................................................................................................... 36
Ilustración 2.23: Mule shoe ................................................................................................................. 36
Ilustración 2.24: Colgadores de herramientas de registro ................................................................... 37
Ilustración 2.25: Junta de seguridad ................................................................................................... 37
Ilustración 2.26: Diagrama externo de un (MRP) ............................................................................... 43
Ilustración 2-27: Diagrama interno de un (MRP) ............................................................................... 43
Ilustración 2.28: Diagrama interno del Módulo Intermedio del (MRP) .............................................. 44
Ilustración 2.29: Anclaje de las cuñas durante el asentamiento del (MRP) ........................................ 44
Ilustración 2.30: Diagrama interno del Módulo Superior del (MRP) ................................................. 45
Ilustración 2.31: Compresión de las gomas durante el asentamiento del (MRP) ................................ 45
Ilustración 2.32: Diagrama interno de la liberación de un (MRP) ...................................................... 46
Ilustración 2.33: Diagrama interno de la liberación por tensión del (MRP) ....................................... 46
Ilustración 2.34: Expansión de las gomas durante la recuperación del (MRP) ................................... 47
Ilustración 2.35: Liberación de las cuñas durante la recuperación del (MRP) .................................... 47
x
Ilustración 2.36: Recuperación del (MRP) .......................................................................................... 48
Ilustración 2.37: Diagrama de “Y-Tool” para sistema de Bombeo Electrosumergible ....................... 49
Ilustración 2.38: Fotografía de “Y-Tool” en el taller del segmento (CPS) ......................................... 49
Ilustración 4.39: Diagrama de las partes del pozo EDYK-000S1 del Campo Edén Yuturí ................ 71
Ilustración 4.40: Diagrama del BHA del (MRP) 1 para la arena “T” ................................................. 72
Ilustración 4.41: Diagrama del BHA del (MRP) 2 para la arena “Ui” ................................................ 73
Ilustración 4.42: Diagrama del BHA del (MRP) 3 para arena “M2” .................................................. 74
Ilustración 4.43: Diagrama del BHA de la (BES) y “Y-Tool” ............................................................ 75
Ilustración 4.44: Equipo de Protección Personal obligatorio .............................................................. 78
Ilustración 4.45: Partes principales de la Empaquetadura Modular Recuperable ............................... 79
Ilustración 4.46: Partes principales del (MRP) ................................................................................... 79
Ilustración 4.47: Equipo de Protección Personal obligatorio .............................................................. 91
Ilustración 4.48: Partes principales de una “Y-Tool” .......................................................................... 92
Ilustración 4.49: Equipo de Protección Personal obligatorio .............................................................. 97
Ilustración 4.50: Partes principales de la Empaquetadura Modular Recuperable ............................... 98
Ilustración 4.51: Partes principales del (MRP) ................................................................................... 98
Ilustración 4.52: Equipo de Protección Personal obligatorio ............................................................ 105
Ilustración 4.53: Partes principales de una “Y-Tool” ........................................................................ 106
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1: Componentes de una completación .................................................................................... 16
Tabla 2.2: Puntos críticos de la tubería ................................................................................................ 17
Tabla 2.3: Ejemplos de vida útil de una completación ........................................................................ 19
Tabla 2.4: Tipos de completaciones básicas de múltiples zonas ......................................................... 29
Tabla 2.5: Componentes básicos de una completación........................................................................ 33
Tabla 2.6: Técnica de instalación del (MRP) ....................................................................................... 43
Tabla 2.7: Técnica de recuperación del (MRP) ................................................................................... 46
Tabla 2.8: Segmentos de la compañía Schlumberger en el Ecuador ................................................... 50
Tabla 3.9: Frecuencia de trabajos realizados en el segmento (CPS) en el Ecuador ............................. 58
Tabla 3.10: Número total de servicios operacionales con (NPT) en los años (2014-2015) ................. 60
Tabla 3.11: Número total de servicios operacionales con (NPT) en los años (2016-2017) ................. 60
Tabla 3.12: Número de servicios operacionales con (NPT) ................................................................ 61
Tabla 3.13: Registro total de “dinero rojo” por servicios operacionales con (NPT) ........................... 63
Tabla 3.14: Dinero compensado por el Segmento de (CPS) al cliente ................................................ 63
Tabla 3.15: Dinero extra del Segmento de (CPS) ................................................................................ 64
Tabla 3.16: Registro de eventos con (NPT) y “dinero rojo” de CPS del Ecuador ............................... 64
Tabla 4.17: Descripción del pozo EDYK-000S1 ................................................................................. 67
Tabla 4.18: Descripción y resistencias de la tubería del pozo EDYK-000S1 ...................................... 67
Tabla 4.19: Configuración de las empaquetadura del pozo EDYK-000S1 ......................................... 68
Tabla 4.20: Valores de tensión para la recuperación del (MRP) ......................................................... 69
Tabla 4.21: Configuración de la “Y-Tool” del pozo EDYK-000S1 .................................................... 69
Tabla 4.22: Lista de partes principales del (MRP) .............................................................................. 79
Tabla 4.23: Procedimiento para el ensamblaje de un (MRP) .............................................................. 80
Tabla 4.24: Procedimiento para el ensamblaje de una “Y-Tool” ........................................................ 93
Tabla 4.25: Lista de partes principales del (MRP) .............................................................................. 98
Tabla 4.26: Procedimiento para la instalación de un (MRP) ............................................................... 99
Tabla 4.27: Procedimiento para la instalación de una “Y-Tool” ....................................................... 107
xi
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 3.1: Número total de servicios operacionales con (NPT) con (NCR) ..................................... 61
Gráfico 3.2: Porcentaje de servicios operacionales con (NPT) ........................................................... 62
xii
ABREVIATURAS Y SIGLAS EN ESPAÑOL E INGLÉS
API= Instituto Americano del Petróleo -American Petroleum Institute-
B.E.S= Bombeo Electro Sumergible -Submersible Pumping-
Bg = Factor volumétrico del gas -Gas volume factor-
Bo = Factor volumétrico del petróleo -Oil volumen factor-
BSW = Sedimentos básicos y agua -Basic Sediment and Water-
CPS = Completaciones de pozos -Well Completions-
Ft= Pies -Feet-
H = Espesor de la formación -Reservoir height-
HSE= Salud, Seguridad y Ambiente -Health, Security & Environment-
ID= Diámetro interno -Intern Diameter-
ISO= Organización Internacional de Estandarización
-International Organization for Standardization-
IP = Índice de Productividad -Productivity Index
K = Permeabilidad absoluta -Absolute permeability-
MD = Profundidad medida -Measured Depth-
MRP = Empaquetadura Modular Recuperable
-Modular Retrievable Packer-.
NCR= Costos reportados de tiempo no productivo
-Non-productive time and Costs Reported-
NPT= Tiempo no productivo -Not Productive Time-.
OD= Diámetro externo -Outer Diameter-
OHSAS= Sistemas de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional
-Occupational Health and Safety Assessment Series-
Pb = Presión de burbuja -Bubble point pressure-
Pdn = Presión de descarga de la bomba -Pump discharge pressure-
Pr = Presión de yacimiento -Reservoir pressure-
Psep = Presión del separador -Separator pressure-
Pup = Presión a la entrada de la bomba -Pump intake pressure-
Pwf = Presión de fluyente de fondo - Bottom hole flowing pressure-
xiii
Pwh = Presión de cabeza -Well head pressure-
Qf = Tasa de flujo de fluido -Fluid flow rate-
Qg = Tasa de flujo de gas -Gas flow rate-
Qo = Tasa de flujo de petróleo -Oil flow rate-
Re = Radio de drenaje -Drainage radius-
Rw = Radio del pozo -Well radius-
S = Factor de daño o estimulación. -Skin-
Sg = Saturación de gas -Gas saturation-
SLB= Schlumberger
So = Saturación de petróleo -Oil saturation-
SQ= Calidad de servicio -Service Quality-
Sw = Saturación de agua -Water saturation-
TDH = Carga dinámica total del equipo BES -Total dynamic height-
TVD = Profundidad vertical verdadera -True vertical depth-
μ = Viscosidad -Viscosity-
Ф = Porosidad -Porosity-
xiv
RESUMEN
TEMA: “Desarrollar el instructivo de ensamblaje e instalación de una completación de fondo
con empaquetadura recuperable y “Y-Tool” para bombeo electrosumergible y reducir el tiempo
no productivo en operaciones”
Autor:
Ibarra López Paola del Consuelo
Tutor:
Ing. Benítez Guerra Marcelo David
En el presente estudio se desarrollaron cuatro instructivos de trabajo que, a diferencia de
un manual completo de operación, son más fáciles y rápidos de comprender y aplicar
específicamente en el segmento de completación de pozos de la compañía de servicios
petroleros Schlumberger en el Ecuador. Estos instructivos contribuirán en el conocimiento
general de las partes constitutivas de las herramientas al igual que servirán como una guía para
el ensamblaje e instalación de las herramientas utilizadas en los trabajos de mayor demanda en
la Región Amazónica del Ecuador que son: Completación de fondo con empaquetadura
recuperable y “Y-Tool” para bombeo electrosumergible. Con esto se busca la estandarización
de procesos es decir que todos los técnicos del taller y operadores de campo trabajen de forma
estándar, eficaz y eficiente, garantizando un alto nivel de calidad del servicio entregado al
cliente a través de la reducción de tiempo no productivo en las operaciones, que da como
resultado pérdidas económicas que la compañía la denomina “dinero rojo” ya que representa
la suma entre el dinero compensado al cliente por los problemas suscitados y el dinero extra
invertido para la culminación de dicho servicio. Además de cumplir con lo ofertado al cliente
que se resume en menor tiempo, mayor calidad se cumpliría con un alto estándar de seguridad,
tanto en taller como en campo, porque un trabajo exitoso es seguridad.
PALABRAS CLAVE: TIEMPO NO PRODUCTIVO/ INSTRUCTIVO DE ENSAMBLAJE/
INSTRUCTIVO DE INSTALACIÓN/ COMPLETACIÓN DE POZOS.
xv
ABSTRACT
Title: "Develop the instruction for the assembly and installation of a fund completation with
modular retrievable packer and “Y-Tool” for electrical submersible pumping to reduce non-
productive time in operations"
Author:
Ibarra López Paola del Consuelo
Tutor:
Ing. Benítez Guerra Marcelo David
In the present study four work instructions were developed which, unlike a complete operating
manual, are easier and faster to understand and apply specifically in the well completions
segment of the oil services company Schlumberger in Ecuador. These instructions will
contribute in the general knowledge of the constituent parts of the tools as well as serve as a
guide for the assembly and installation of the tools used in the works of greater demand in the
Amazon Region of Ecuador which are: Completion of bottom with retrievable packer and "Y-
Tool" for electro submersible pumping. This means that standardization of processes means
that all workshop technicians and field operators work in a standard, efficient way.
Guaranteeing a high level of quality of service delivered to the customer through the reduction
of non-productive time in operations which as a result in economic losses that the company
calls "red money" because it represents the sum between money compensated to the customer
for the problems and the extra money invested to complete the service. In addition to complying
with the offered to the customer that is summarized in a shorter time, higher quality would be
met with a high standard of safety, both in the workshop and in the field, because a successful
job is safety.
KEY WORDS: NON PRODUCTIVE TIME/ INSTRUCTIVE OF ASSEMBLY/ INSTYRUCTIVE
OF INSTALLATION/ COMPLETIONS OF WELL
I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original document in Spanish.
Ing. Marcelo Benítez.
Professor
Ecuadorian National ID: 1711454668
Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental
Universidad Central Del Ecuador
Ciudad Universitaria Jerónimo Leiton y Av. La Gasca
xvi
“DESARROLLAR EL INSTRUCTIVO DE ENSAMBLAJE E INSTALACIÓN DE UNA
COMPLETACIÓN DE FONDO CON EMPAQUETADURA RECUPERABLE Y
“Y-TOOL” PARA BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Y REDUCIR EL TIEMPO NO
PRODUCTIVO EN OPERACIONES”
Área de estudio: Producción
1
CAPITULO I
GENERALIDADES
1.1 Introducción
El sistema de gestión de la compañía Schlumberger Limited se rige a normas nacionales e
internacionales y continuamente desarrolla planes de mejora como: estándares, políticas,
manuales, instructivos de trabajo, formatos de inspección, permisos y certificados de trabajo,
análisis de riesgos, entrenamientos, certificaciones, campañas y demás elementos que apoyen
al seguimiento de los procesos y control de las operaciones que ofrece específicamente la
compañía.
En el presente estudio se recolectó una diversidad de documentación entre manuales,
estándares, políticas, teoría del sistema de gestión, normas de calidad, salud, seguridad y
ambiente, requerimientos del cliente, catálogos de herramientas y empaquetadura, registros de
servicios operacionales con tiempo no productivo (NPT1 nombrado en adelante) de la
compañía, informes de diseño de completaciones de fondo, papers de tecnología aplicada en
los pozos petroleros de la Región Amazónica del Ecuador, para analizarla y transformarla en
información útil para definir conceptos relacionados con el sistema de gestión y el cliente, la
etapa de completación de un pozo, características y aplicaciones principales de herramientas,
técnicas de corrida y asentamiento de empaquetadura, medidas de seguridad industrial a
cumplir conjuntamente con la participación práctica en el taller del segmento de completación
de pozos (CPS2) de la compañía de servicios petroleros Schlumberger. Seguidamente se
seleccionaron dos trabajos que fueron: Completación de fondo con empaquetadura modular
recuperable (MRP3 nombrado en adelante) y “Y-Tool” para bombeo electrosumergible, por ser
los de mayor demanda y en los cuales se registran inconvenientes en el ensamblaje e instalación
ocasionando (NPT) en los servicios operacionales. Por lo tanto se procedió a desarrollar los
correspondientes instructivos que cuentan con las indicaciones para empezar el trabajo, equipo
de protección personal a usar de forma obligatoria, partes principales de las herramientas y
finalmente el procedimiento de cada etapa de los trabajos seleccionados a fin de reducir el
tiempo no productivo en operaciones que se transforma en pérdidas económicas denominado
“dinero rojo” para el segmento de completación de pozos por ende para la compañía. Con todos
1 Por su traducción al inglés -Non Productive Time- 2 Por su traducción al inglés -Completions- 3 Por su traducción al inglés -Modular Retrievable Packer-
2
estos antecedentes, se busca la estandarización de procesos para que todos los técnicos del taller
y operadores de campo trabajen de la misma manera, de forma eficaz y eficiente garantizando
el alto nivel de calidad del servicio entregado al cliente.
Este estudio se dividió en los siguientes capítulos:
El Capítulo I, describe el planteamiento del problema, objetivos, justificación e importancia
y el entorno del estudio que se divide en marco institucional, ético y legal que incluye a la
Universidad Central del Ecuador, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y
Ambiental, Carrera de Ingeniería en Petróleos y Compañía Schlumberger.
El Capítulo II, comprende el marco contextual que describe el área de estudio donde se
desarrolló el trabajo y el marco teórico que describe la estructura del Sistema de Gestión de
Schlumberger y requerimientos del cliente, seguidamente se desarrollan las definiciones,
historia y fases de una completación de pozos, características de los tipos de completación,
sistemas de producción, funciones de los componentes de una completación, aplicaciones y
técnicas de asentamiento y liberación de una empaquetadura modular y de la “Y-Tool” para
bombeo electrosumergible, además las medidas de seguridad industrial a cumplir para culminar
con éxito y sin retardos los trabajos solicitados por el cliente.
El Capítulo III, abarca el diseño metodológico utilizado para el desarrollo del presente
estudio donde se inició con el análisis de registros existentes de servicios operacionales con
tiempo no productivo del segmento (CPS) desde el año 2014 al 2017, los cuales muestran
valores considerablemente altos, por consiguiente también son altos los costos reportados a
causa del (NPT) con sus siglas (NCR4 nombrado en adelante), que es denominado “dinero rojo”
porque representa la suma entre el dinero a compensar al cliente por los problemas suscitados
y el dinero extra a invertir para la culminación del trabajo solicitado. Seguidamente, se procedió
a definir el universo para el presente estudio, el cual estuvo comprendido por los 6 trabajos más
críticos ejecutados por (CPS) de la Compañía Schlumberger y se determinó como muestra dos
trabajos que son: La completación de fondo con (MRP), e instalación de una “Y-Tool” para
bombeo electrosumergible. Se consideraron estos trabajos porque son los que presentan mayor
demanda en los pozos de la Región Amazónica del Ecuador y donde se han presentado algunos
inconvenientes ocasionando retardos en el tiempo de entrega del servicio al cliente.
4 Por su traducción al inglés -Non-Productive Time and Costs Reported-
3
También se enlistan las técnicas, instrumentos y fuentes de recolección de datos a utilizar
con el fin de obtener la mayor cantidad de información para cumplir con el objetivo del presente
estudio.
El Capítulo IV, presenta los instructivos individuales correspondientes a los trabajos de
ensamblaje e instalación de una completación de fondo con (MRP) y “Y-Tool” para bombeo
electrosumergible, como resultado de la investigación conjuntamente con el análisis teórico-
práctico de datos y parámetros obtenidos específicamente de las arenas “M2” y “Ui” de un
pozo del Campo Edén Yuturí del Ecuador. Los instructivos cuentan con las indicaciones antes
de iniciar con el trabajo, se enlista el equipo de protección personal a usar de forma obligatoria
y finalmente de una forma didáctica para su fácil comprensión se redacta el procedimiento paso
a paso a seguir que comprende desde el ensamblaje hasta la instalación en campo de forma
eficaz y eficiente de los dos trabajos seleccionados.
El Capítulo V, redacta las conclusiones y recomendaciones del estudio.
El Capítulo VI, da a conocer las referencias de la información recolectada que ha
contribuido durante el desarrollo hasta la culminación del presente estudio técnico
El Capítulo VII, presenta el Glosario de términos y los anexos que complementan al
presente estudio para su correcta comprensión.
1.2 Planteamiento del problema
En las operaciones del segmento de completación de pozos de la compañía de servicios
petroleros Schlumberger en el Ecuador, se detectaron varias circunstancias causantes de tiempo
no productivo, como son el conocimiento limitado de las partes constitutivas de las
herramientas, carencia de procedimientos estándar por parte de los técnicos del taller y los
operadores de campo. Estos factores tienen como resultado retardos en la entrega del servicio
al cliente (operadora de campo) y a su vez pérdida económica a la compañía. Este dinero
perdido se lo denomina “dinero rojo”, porque representa la adición entre el dinero compensado
al cliente por los problemas suscitados y el dinero extra invertido para la culminación de dicho
servicio, aumentando así el costo total de la operación.
4
1.3 Objetivos
1.3.1 Objetivo General
Desarrollar un instructivo que guíe el ensamblaje e instalación de una completación de
fondo con empaquetadura recuperable y “Y-Tool” para bombeo electrosumergible a fin de
reducir el tiempo no productivo en las operaciones del Segmento de completación de pozos de
la compañía Schlumberger.
1.3.2 Objetivos Específicos
Definir conceptos del sistema de gestión de una compañía, requerimientos del cliente,
historia y evolución de la completación de pozos, sus tipos y fases de completaciones, ssitemas
de producción, funciones de los componentes de una completación, características,
aplicaciones y técnicas de asentamiento y liberación de herramientas, análisis de riesgos y
puntos críticos para determinar las medidas de seguridad industrial a cumplir desde el
ensamblaje e instalación en campo de los trabajos seleccionados.
Analizar los registros desde el año 2014 al 2017 de servicios operacionales e incidentes
con tiempo no productivo y los costos reportados como pérdida económica para el segmento
de completación de pozos, a nivel mundial, Latinoamérica y Ecuador.
Proponer un instructivo didáctico y de fácil comprensión para el uso por parte de los
técnicos de taller y operadores de campo desde cualquier locación que se encuentren ejecutando
los trabajos.
1.4 Justificación e importancia
Analizando los factores causantes de tiempo no productivo, surgió la necesidad de generar
cambios positivos al sistema de gestión de la compañía a través del cumplimiento de estándares
y procesos. Por esta razón se desarrollaron instructivos de trabajo que, a diferencia de un
manual completo de una herramienta, serán más fáciles y rápidos de comprender y aplicar. El
objetivo de esto es buscar la estandarización del proceso del ensamblaje e instalación de una
empaquetadura recuperable y “Y-Tool” para bombeo electrosumergible al igual que para
conocimiento general de las partes de las herramientas. Se pretende que todos los técnicos del
taller y operadores de campo trabajen de forma estandarizada, eficaz y eficiente; optimizando
dos importantes recursos que son: el tiempo y dinero. Esto reducirá el tiempo no productivo y
así se cumplirá con lo ofertado al cliente que se resume en menor tiempo, mayor calidad y un
5
alto estándar de seguridad porque de esta manera se evitarían lesiones o accidentes al personal
por el mal uso de las herramientas, tanto en el taller como en campo.
La metodología de un instructivo está enfocada en la redacción de cada etapa del trabajo
específico cumpliendo directrices y recomendaciones (notas) para mejorar la calidad, la
fiabilidad y la eficiencia del servicio.
El potencial que podrían tener los instructivos creados es de continuar con su desarrollo al
pasar por diferentes instancias de revisión para las correspondientes modificaciones y
adecuaciones, y ser declarados aptos para su publicación a nivel nacional y con la expectativa
que llegue a ser de uso mundial. La tendencia día a día es reducir costos y generar más
ganancias llegando a cada objetivo con éxito y como resultado la seguridad del personal.
1.5 Entorno del estudio
1.5.1 Marco Institucional
Este estudio técnico se realizó dentro de lo establecido por parte de la Universidad Central
del Ecuador, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, Carrera de
Ingeniería de Petróleos, para la obtención del título de Ingeniera de Petróleos
La Universidad Central del Ecuador tiene como misión crear y difundir el conocimiento
científico-tecnológico, arte y cultura para formar profesionales, investigadores y técnicos
críticos de nivel superior creando espacios para el análisis y solución de los problemas
nacionales.
Su visión es de liderar la gestión cultural, académica, científica y administrativa del sistema
nacional de educación superior, para contribuir al desarrollo del país y de la humanidad,
insertándose en el acelerado cambio del mundo y sus perspectivas.
La Carrera de Ingeniería de Petróleos tiene como misión formar integralmente a
ingenieros de petróleos con excelencia para el desarrollo de las actividades relacionadas con el
aprovechamiento óptimo y sustentable de los hidrocarburos, con valores éticos y
comprometidos con el desarrollo del Ecuador. Capaces de liderar equipos multidisciplinarios
y para la toma de decisiones para responder a las exigencias nacionales e internacionales.
Su visión es al 2020 ser líder en la formación, investigación e innovación para el
aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos en beneficio de la sociedad ecuatoriana.
6
La Compañía de Servicios Petroleros Schlumberger Limited una empresa a nivel
mundial que provee servicios a la industria petrolera de adquisición y procesamiento de datos
sísmicos, evaluación de formaciones, pruebas de pozos, perforaciones direccionales,
cementado y estimulación, levantamiento artificial, completaciones de pozos y consultoría, al
igual que gestión de software e información. La empresa también oferta al mercado servicios
de extracción de aguas subterráneas al igual que es partícipe en las industrias de captura y
almacenamiento de carbono.
Cuenta con una diversidad de servicios con tecnología de punta y amigable con el ambiente;
siendo siempre responsable con la seguridad de su personal y el nivel de calidad del trabajo
realizado. Schlumberger actualmente se distribuye en GeoMercados que agrupa a
aproximadamente 85 países. Schlumberger, (2017).
1.5.2 Marco Ético
No se encontró ningún conflicto que relacione el desarrollo del presente estudio técnico
con los códigos de ética de la Universidad Central del Ecuador, respeta derechos de autor,
normativas vigentes. Se respetó todos los acuerdos de confidencialidad de información con la
Compañía Schlumberger, obteniendo y publicando únicamente datos pertinentes para la
culminación del presente estudio.
1.5.3 Marco Legal
Este trabajo se realizó cumpliendo con la normativa vigente relacionada con los procesos
de titulación, entre los que podemos mencionar:
El artículo.350 y artículo 356 de la Constitución de la República del Ecuador y el
artículo 123 que hace referencia al Reglamento sobre el Régimen Académico y el artículo
144 referente a Tesis digitalizadas de la Ley Orgánica de Educación Superior. El artículo
21. Inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico.
Estatuto Universitario
Art.212. “El trabajo de graduación o titulación constituye un requisito obligatorio para la
obtención del título o grado para cualquiera de los niveles de formación. Dichos trabajos
pueden ser estructurados de manera independiente o como consecuencia de un seminario de
fin de carrera.
7
Para la obtención del grado académico de licenciado o del título profesional universitario
de pre o posgrado, el estudiante debe realizar y defender un proyecto de investigación
conducente a una propuesta que resolverá un problema o situación práctica, con características
de viabilidad, rentabilidad y originalidad en los aspectos de aplicación, recursos, tiempos y
resultados esperados. Lo anterior está dispuesto en el Art.37. Del Reglamento Codificado de
Régimen Académico del Sistema Nacional de Educación Superior”. Estatuto Universitario
Universidad Central del Ecuador, (2010).
Documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de Petróleos
aprobado por el CES entre las modalidades de titulación se establece que:
Estudios Técnicos:
Son trabajos que tiene como objeto la realización de estudios a equipos, procesos, etc.,
referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación, explotación y
cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con alternativas técnicas,
evaluaciones económicas y valoración de los resultados”. Consejo de Carrera, (2015) y
Pinto, (2016).
8
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 Bloque 12 – Campo Edén Yuturí
2.1.1 Ubicación Geográfica
En el Anexo 1, se muestra el mapa de los Bloques petroleros del Ecuador, Secretaria de
Hidrocarburos, (2009), pero específicamente el Bloque 12, Edén Yuturí, se encuentra ubicado
en la región oriental del Ecuador, como muestra la Ilustración 2.1. La mayor parte del área se
encuentra al sur–este de la población de Joya de los Sachas, en la provincia de Sucumbíos y a
75 Km al sureste del campo Shushufindi en la provincia de Francisco de Orellana y a 30 Km
del campo Pañacocha. Las principales rutas de acceso son la vía Shushufindi - Limoncocha -
Pompeya y mediante vía fluvial por el río Napo.
Edén Yuturí cuenta con una superficie aproximada de 200.000 hectáreas y sus coordenadas
geográficas son:
Latitud: 0°,16’,32’’ Norte
Longitud: 76°,04’,47’’ Oeste
Ilustración 2.1: Ubicación del Bloque 12 de la Región Amazónica del Ecuador
Fuente: Secretaria de Hidrocarburos del Ecuador
9
Como muestra la Ilustración 2.2 los límites del Bloque 12 son:
Norte: Campo 62 Tarapoa de ANDES PETROLEUM ECUADOR LTDA
Sur: Bloque 14 Nantu de PETROORIENTAL S.A
Este: Pañacocha
Oeste: Bloque 15 ILYP (Complejo Indillana, Limoncocha, Yanaquincha y Paka) de
PETROAMAZONAS EP.
Ilustración 2.2: Límites del Campo Edén Yuturí
Fuente: Petroamazonas EP
El Bloque 12, inició sus operaciones de producción en el año de 1993 con la perforación
de dos pozos exploratorios. En la actualidad existen pozos productores de petróleo de las arenas
de las formaciones Napo y Hollín.
Fue concesionado a la empresa Occidental Exploration & Production Company (OXY), a
través de un contrato de Prestación de Servicios suscrito en enero de 1985 con Petroecuador y
transformado luego en un contrato de Participación en mayo de 1999 y actualmente es operado
por Petroamazonas EP, empresa estatal que opera varios campos petroleros del país como se
muestra en el Anexo 3.
El Bloque 12 está compuesto por un único campo, Edén Yuturí y los objetivos primarios
en la perforación de pozos son las areniscas “M1” principal, “U” inferior, y “T” principal;
mientras que las areniscas “M2” y “U” superior, son objetivos secundarios según el informe de
Petroamazonas EP.Miranda. (2009, págs. 38-42).
10
2.1.2 Geología Regional
“La Cuenca Oriente del Ecuador se encuentra ubicada al Este de la Cordillera de los Andes.
Su actividad geodinámica está relacionada a la subducción de la placa oceánica de Nazca y al
levantamiento de la placa continental Suramericana. La cuenca se divide en dos zonas:
Zona Subandina, conformada por el alto Napo, la depresión de Pastaza y el alto Cúcuta.
Zona extensiva que consiste en una extensa llanura influenciada por sistemas fluviales.
La última zona corresponde a la cadena de cuencas sucesivas que se desarrollan desde
Venezuela hasta Bolivia entre la Cordillera de las Andes y el escudo Guyanés, formando parte
de la gran provincia geológica Putumayo en Colombia, Oriente en Ecuador y Marañon en Perú,
conformando una gran zona sedimentaria con alto potencial de hidrocarburos”. Guachamín,
(2012, págs. 1-12)
2.1.3 Estructura y Estratigrafía
La sísmica indica que la estructura del campo Edén Yuturí está conformada por una
estructura anticlinal que se describe como un pliegue en forma de arco, producido en las rocas,
en el que las capas de roca son convexas hacia arriba. “Las capas de roca más antiguas forman
el núcleo del pliegue, y, a partir del núcleo, se disponen rocas cada vez más modernas. Los
anticlinales forman muchas trampas de hidrocarburos excelentes, especialmente en los pliegues
con rocas de calidad yacimiento en su núcleo y sellos impermeables en las capas externas del
pliegue”. Glossary Oilfield Schlumberger, (2017).
Estos anticlinales fueron reactivados durante varias fases compresivas en el periodo
cretácico y en el eoceno y durante la migración de los hidrocarburos jugaron un papel
importante en el entrampamiento.
La estratigrafía de las arenas del área de Edén Yuturí tiene influencia marina, son
caracterizadas por ser generalmente de grano variable, siendo de mayor presencia el grano fino
a medio con intercalaciones de lutitas y limolitas con algunas zonas de grano grueso.
El campo Edén Yuturí produce principalmente de la formación Napo con un espesor de
aproximadamente de 1.300 pies y está conformado por una secuencia de lutitas, calizas y
areniscas, determinando que las areniscas de la formación Napo constituyen los principales
reservorios hidrocarburíferos del campo, en la cual se encuentran los siguientes yacimientos
principales:
11
Yacimiento “M-2”: Esta arenisca presenta propiedades petrofísicas regulares debido a
su ambiente marino de baja energía lo que dio lugar al depósito de un material fino, el mismo
que obstruye la porosidad y afecta a la permeabilidad. En este tipo de ambiente, los cuerpos
arenosos no tienen gran continuidad lateral debido al limitado aporte de granos de arena hacia
estas áreas. Guachamín, (2012, págs. 1-12)
Yacimiento U Inferior “Ui”: Es una arenisca cuarzosa de grano medio a grueso, de
mala clasificación con una porosidad promedio de 20% y una permeabilidad de 1,2 darcys. En
la parte inferior y media se presenta una estratificación cruzada (canales de marea) y hacia la
parte superior aumenta el contenido de intercalaciones de arcilla, lo que indica mayor
influencia marina y ambiente de depósito más tranquilo (marino somero). Debido a estas
diferencias en el tipo de roca sus características petrofísicas son diferentes en la sección
inferior, se ha subdividido este reservorio en dos cuerpos: “U” superior (marino Somero) y “U”
inferior (Tidal). El espesor promedio de este reservorio en Edén Yuturí es de 120 pies.
Guachamín, (2012, págs. 1-12)
Yacimiento “T”: Este yacimiento se presenta como una secuencia transgresiva, por la
presencia de depósitos con influencia marina y hacia la base una estratificación cruzada
(canales de marea) y con secuencias de grano de medio a fino hacia el tope. La permeabilidad
vertical como la horizontal está afectada por la presencia de capas de arcilla que actúan como
barreras al flujo de los fluidos. Es una arenisca cuarzosa de grano medio, mal clasificada,
algunas veces con matriz caolinítica y presencia de glauconita en la parte superior. Al igual
que en la “U” inferior se observa dos intervalos, cada uno con características petrofísicas
diferentes: la parte inferior de mejor calidad y que ha sido descrita como ambiente tidal y el
intervalo superior de menor calidad, presenta muchas intercalaciones arcillosas y cemento
calcáreo, arcilloso y glauconita, definido como marino somero. Posee una porosidad promedio
de 21%, una permeabilidad aproximada de 1 darcy y una saturación de agua de 29,5 % en el
ambiente tidal. En el intervalo marino somero su porosidad promedio es de 14,2%,
permeabilidad de 200 milidarcy. Guachamín, (2012, págs. 1-12)
A continuación en la Ilustración 2.3 se puede observar la columna estratigráfica generalizada
de la Cuenca Oriente del Ecuador, en la cual se señala la formación Napo, desde la arena “U”
hasta la arena “T”, que corresponden al campo Edén Yuturí.
12
Ilustración 2.3: Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca Oriente del Ecuador
Fuente: Petroamazonas EP
Edén
Yuturí
13
2.2 Completación de pozos
La fase de la completación de un pozo consiste en el diseño, selección e instalación de
tubulares, herramientas y equipos con el propósito de iniciar el bombeo y controlar la
producción o inyección de fluidos. Esta debe cumplir con tres requerimientos básicos que son:
segura, eficiente/económica y confiable, tomando en cuenta que la implementación óptima
es esencial para la vida proyectada de un pozo.
Se puede definir que para completaciones a hueco abierto, la completación comienza una
vez que la sección del reservorio objetivo ha sido perforada y la sarta de perforación ha sido
extraída completamente, en cambio para pozos entubados y perforados, la completación inicia
cuando el “casing” (tubería de revestimiento) o “liner” (tubería de producción) ya ha sido
cementado para proceder con el desplazamiento del lodo y la limpieza del pozo con la
asistencia del equipo de perforación. En los dos casos se realiza la corrida de registros eléctricos
por ejemplo: GR (Gamma Ray), CBL (Cement Bod Log), para continuar con las operaciones
de cañoneo y realizar pruebas de pozos para garantizar la correcta instalación del sistema de
completación. En superficie se debe realizar un análisis del equipo de cabezal, facilidades y
requerimientos de almacenamiento de los hidrocarburos extraídos porque éstos pueden
ocasionar variaciones en la producción del pozo y derivar en variaciones en el diseño y en la
configuración de la completación.
La ejecución del trabajo es una etapa en la que muchas personas e información se conjugan
con un mismo fin, el éxito del trabajo. La correcta selección de todos los componentes para un
trabajo de completación de pozos es requerida, así como el ensamblaje correcto e instalación
adecuada para alcanzar la mayor eficiencia operativa.
Las operaciones relacionadas al sector petrolero han ido evolucionando desde
aproximadamente el año 1800. Los primeros pozos fueron perforados en reservorios pocos
profundos los cuales eran lo suficientemente consolidados para prevenir derrumbes de las
arenas pero a medida que se fueron perforando pozos más profundos, los problemas asociados
con los contactos de agua-petróleo aumentaron y fue necesario el uso de casings para aislar las
zonas de agua y evitar derrumbes de las paredes del pozo. Posteriormente, el desarrollo
continuo de la producción de hidrocarburos resulto en pozos entubados y cañoneados, por tal
motivo las completaciones modernas son para pozos profundos, de altas temperaturas y de
condiciones difíciles.
14
En todos los casos, la óptima operación de completación de un pozo depende de una
planificación cuidadosa que abarca desde el diseño hasta su implementación en campo
Las herramientas como softwares de control o simulaciones se deben al continuo avance
tecnológico, permitiendo el monitoreo diario y a tiempo real de las variaciones en los
parámetros y condiciones de los pozos. También se tiene un mayor conocimiento de los
reservorios a través de simulaciones antes de la toma de decisiones como es para seleccionar
los sistemas y prácticas de producción de petróleo y gas. Combinando lo mencionado
anteriormente se puede determinar que es esencial el conocimiento y monitoreo continuo
porque la detección de variaciones en los parámetros del yacimiento y del pozo impone un
grado de urgencia si se requiere realizar algún cambio en el desarrollo del trabajo para
ejecutarlo sin complicaciones ni retardos. Para ello se ha puesto en funcionamiento un sistema
combinado de equipos y técnicas avanzadas como parte del proceso de instalación de un
sistema de completaciones. Schlumberger, (2003, págs. 1-2).
2.2.1 Fases de una completación de pozos
Del manual de completación de pozos de Schlumberger, (2003), un trabajo de completación
se puede resumir en cinco fases como muestra la Figura 2.1:
Figura 2.1: Fases de la completación de pozos
Fuente: Manual de completaciones de pozos de Schlumberger
FASE I: ESTABLECER OBJETIVOS Y CRITERIOS DE DISEÑO
La primera fase se resume en la sistematización de toda la data relacionada con el
reservorio, hoyo y los diferentes parámetros de producción estimada. Esta data es importante
para empezar con la planificación del trabajo especialmente cuando son pozos de exploración
y desarrollo, donde existen una variedad de parámetros desconocidos o inciertos.
I. Establecer objetivos y criterios de diseño.
II. Selección de componentes de completación.
III. Planificación de la instalación de la completación.
IV. Iniciar la producción.
V. Evaluación y monitoreo de la producción.
15
Un pozo puede dividirse en tres áreas como muestra la Ilustración 2.4; donde se relacionan
varias propiedades de los fluidos y yacimientos por eso la importancia de contar con la mayor
cantidad de datos. Una selección apropiada de elementos para el diseño afectará positiva o
negativamente al comportamiento del pozo.
Ilustración 2.4: Áreas de un pozo
Fuente: Manual de Completaciones de pozos de Schlumberger
Dentro de la primera fase se debe describir una pre-completación que significa construcción
del pozo donde se identifican los principales objetivos:
Perforar eficientemente la formación causando el mínimo daño a la formación (s= 0).
Correr diferentes registros en el pozo para adquirir la información necesaria de varios
parámetros del reservorio que son la base fundamental para definir el diseño óptimo de
completación.
Elaborar el esquema del pozo a todo lo largo de la zona de interés para planificar la fase
de instalación de la completación que comienza desde bajar y cementar el casing o bajar el
liner de producción para continuar con los preparativos en casos adicionales como son: control
de arena.
Un diseño óptimo es esencial para la vida proyectada del pozo, pero se debe tomar en cuenta
que los objetivos para los cuales un diseño de completación ha sido creado pueden variar de
acuerdo a las condiciones cambiantes del pozo, pero sin embargo se han resumido algunos
puntos esenciales a considerar como son:
Contribuir al desarrollo eficiente de producción de un pozo/reservorio.
Asegurar el potencial para la producción (o inyección) óptima.
Proveer las facilidades para un monitoreo adecuado.
Flexibilidad para cualquier cambio de condiciones o nuevas aplicaciones.
Asegurar una instalación eficiente en costos y operatividad segura.
16
FASE II: SELECCIÓN DE COMPONENTES DE LA COMPLETACIÓN
La segunda fase consiste en la elaboración del diseño de un sistema de completación
eficiente y económico. Esto va a depender de la adquisición de la data del pozo o del campo al
igual que la selección de los componentes apropiados. Adicionalmente es de mucha
importancia contar con un procedimiento detallado desde el ensamblaje hasta su instalación.
Los diseños de completación varían significativamente de acuerdo al cambio de las
siguientes características del reservorio y de las locaciones:
Rata total de producción.
Presión y profundidad del pozo.
Propiedades de la formación.
Propiedades del fluido.
Locación del pozo.
Reserva existente de herramientas y equipos en bodega.
En esta fase se seleccionan los componentes para el sistema de completación, los cuales se han
clasificado de la siguiente manera como se indica en la Tabla 2.1:
Tabla 2.1: Componentes de una completación
PRIMARIOS
Componentes esenciales necesarios para que la
completación funcione de forma segura; entre
ellos tenemos: empaquetaduras, válvulas de
seguridad, equipo de levantamiento artificial,
equipos de control de flujo, cabezal, árbol de
navidad, tubería.
AUXILIARES Proveen flexibilidad y control por ejemplo:
accesorios de circulación, nipples, tapones,
separadores de tubería, accesorios de expansión. Fuente: Manual de completaciones de pozos de Schlumberger
En todos los componentes de fondo de una completación se debe incluir una descripción
completa de longitud, grado, diámetro y conexiones. Además claramente se puede definir que
la tubería es el conducto principal desde la zona productora hacia las facilidades de producción.
Por lo tanto es un requerimiento básico e indispensable a considerar porque en un futuro
muchas serán las actividades o intervenciones que se pueden realizar en el pozo y éstos
servicios se ejecutarán a través de la misma. Por consiguiente, una selección, diseño e
instalación adecuada es una parte muy importante. Además en la Tabla 2.2 se han resumido los
puntos críticos a tomar en cuenta al momento de seleccionar los componentes y la tubería:
17
Tabla 2.2: Puntos críticos de la tubería
Tamaño/Dimensión o
Longitud
Se debe seleccionar el tamaño adecuado tomando en
cuenta la profundidad del pozo y la distancia para que la
producción sea transportada hacia las estaciones de
superficie.
Por ejemplo: Pup joints (tubos de longitud corta) se usan
para espaciar la tubería y vienen disponibles en medidas
cortas entre 2 a 20 ft con un incremento de 2ft.
Grado
(Resistencia a
esfuerzos, PSI)
Diseñar la sarta para prevenir fallas por esfuerzos
ténsales, presiones externas e internas y condiciones
corrosivas así como también las condiciones del ambiente
de los fluidos y de la formación. Las tuberías son
fabricadas de acuerdo a las normas y especificaciones
(AP)I, por consiguiente el acero debe ser de grados
estándar: J-55, C-75, L-80, C-95, N-80, P-105 y V-150.
Diámetros
Se debe considerar la rata y presión total de producción.
La tubería viene disponible en una variedad de rangos de
OD. Los más comunes: 2-3/8", 2-7/8", 3-1/2", 4-1/2",
5.0", 5-1/2", 6-5/8", 7", 9-5/8" ,10-3/4".
En la mayoría de países la tubería de producción debe
regirse a Normas API, la cual define los tamaños de 1" a
4-1/2" de OD y las tuberías de revestimiento en cambio
de 4-1/2 a 20".
Conexiones
Los tipos más comunes de tubería tienen rosca en ambos
extremos. Se conoce el extremo con rosca que ingresa en
otra tubería (pin) y el extremo que sirve de acople para
otra tubería como (box).
Actualmente todo diseño trabaja con conexiones del
Instituto Americano del petróleo con sus siglas API (por
su traducción al inglés -American Petroleum Institute-) y
son las siguientes
UN. conexión rosca
redonda Non Upset
Es un tipo de rosca con 10
hilos por pulgada. La junta
tiene menos resistencia en
las uniones en comparación
con el cuerpo de la tubería.
EUE: conexión rosca
redonda External Upset
Es una rosca con 8 hilos por
pulgada, de aquí que las
uniones tengan mayor
resistencia que el cuerpo de
la tubería.
Ensamblaje Instale los componentes de la sarta sin daños, para
proveer un sello hermético en el sistema. Fuente: Manual de completaciones de pozos de Schlumberger
18
FASE III: PLANIFICACIÓN DE LA INSTALACIÓN DE LA COMPLETACIÓN
La tercera fase tiene como objetivo asegurar que el sistema de completación conste de
sistemas de producción o inyección seguras, eficientes, confiables y económicas. Al final, es
la eficiencia operativa de la técnica utilizada en la implementación del sistema la que determina
cuan eficiente fue el diseño visto desde el punto de cumplimiento de los objetivos del segmento
de completación de pozos (CPS) al igual que cumplir con las expectativas del cliente (empresa
operadora).
A pesar de que muchos yacimientos y/o campos pueden ser similares en sus propiedades
de yacimiento o fluidos, el diseño de cada sistema de completación está basado en las
condiciones individuales de cada pozo al igual que los requerimientos técnico-económicos
debidamente fundamentados del cliente. Por consiguiente, es necesario revisar y actualizar
diseños genéricos o procedimientos de instalaciones de acuerdo a lo requerido.
Específicamente en esta fase se deben tomar en cuenta varios puntos críticos como son:
a) Selección de piezas, partes y equipos: En el mercado existe una diversidad de piezas,
partes y equipos con un amplio rango de propiedades y características que han ido
desarrollándose con el pasar del tiempo acorde al aumento de la demanda de trabajos
relacionados con la industria petrolera. En todos los casos es más rentable seleccionar e
incorporar un sistema apropiado que resista los efectos de desgaste de los agentes presentes en
los fluidos de los yacimientos para asegurar la durabilidad de toda la completación. Por
consiguiente los puntos a tomar en cuenta al momento de seleccionarlos son los efectos que
pueden ocasionar daño y son los siguientes:
Presión
Temperatura
Corrosión
También existen varias categorías al momento de seleccionar los materiales. Las cuales no
están enlistadas en orden de prioridad ya que estas pueden cambiar dependiendo de su
aplicación y son las siguientes:
Propiedades mecánicas (función)
Costos
Inversión
Disponibilidad de tiempo
19
b) Vida útil de una completación: A partir de perfiles de producción se puede determinar
la vida útil de un pozo. Este factor depende de muchas condiciones de acuerdo al tipo de pozo
donde fue instalada la completación como se puede observar en la Tabla 2.3.
Schlumberger, (2003, págs. 6-29):
Tabla 2.3: Ejemplos de vida útil de una completación
Completaciones de Larga-Vida (>15 años)
Pozos costa afuera o con carencia de inspección periódica.
Pozos de petróleo en áreas extensas equipados con levantamiento artificial.
Pozos con producción de gas o de inyección.
Completaciones de zonas múltiples.
Proyectos de recuperación secundaria.
Completaciones de Vida Mediana (5 a 15 años)
Pozos de petróleo de flujo natural en áreas extensas.
Pozos de gas o inyectores con problemas potenciales de producción (arena, agua,
escama o corrosión).
Pozos de petróleo equipados con Gas Lift o bombeo hidráulico en su etapa inicial.
Zonas con reservas limitadas (posibilidad de zonas múltiples).
Completaciones de Corta Vida (<5 años)
Pozos con pocas reservas en cada arena productora.
Pozos con bombas electrosumergibles.
Aplicación de trabajos de reacondicionamiento y estimulación rutinarios.
Completaciones complejas.
Completaciones Temporales
Para pruebas durante la perforación.
Pruebas de producción del pozo.
Instalación temporal para mantener producción hasta disponer de un taladro.
Fuente: Manual de completaciones de pozos de Schlumberger
20
FASE IV: INICIAR LA PRODUCCIÓN
Esta cuarta fase de la completación depende del sistema de producción de cada pozo, por
ejemplo se pueden realizar las siguientes acciones:
Iniciar flujo para establecer la comunicación entre el reservorio y el pozo.
Definir un programa de limpieza adecuado para permitir una rata de producción óptima
sin provocar daño a la formación, ni a los componentes de fondo ni de superficie de la
completación.
Aplicación de cualquier tratamiento de estimulación para permitir la restauración de las
propiedades de la roca como por ejemplo la permeabilidad del yacimiento.
FASE V: EVALUACIÓN Y MONITOREO DE LA PRODUCCIÓN
La quinta fase hace referencia a la confirmación que las condiciones del sistema cumpla
los requerimientos técnico-económicos debidamente fundamentados del cliente (la empresa
operadora).
Es necesaria una evaluación de la producción inicial para continuar con los subsecuentes,
evaluaciones y pruebas posteriores que reflejarán la información del yacimiento, pozo y
sistema, por ejemplo:
Elaboración de estadísticas relacionadas con la confiabilidad y durabilidad de los
componentes de la completación.
Verificación que lo expuesto y asumido en la planificación del diseño que concuerde
con la realidad al momento de la implementación del sistema de completación en el pozo.
Tendencias o estadísticas, las cuales proveen indicadores a futuro de problemas o
retardos presentados durante la operación que ameritan una intervención o Work-Over.
Monitoreo periódico de los parámetros del reservorio para facilitar una data útil para la
completación y producción de futuros pozos vecinos o la re-completación del pozo por desgaste
del reservorio debido al tiempo de producción.
21
2.2.2 Tipos de completaciones
Resumiendo lo descrito por Bellarby, (2009, Febrero) y Schlumberger, (2003, págs. 7-14)
se pueden clasificar a las completaciones de pozos de acuerdo a los siguientes criterios como
muestra la Figura 2.2:
Figura 2.2: Tipos de completaciones de pozos
Fuente: Manual de Completaciones de pozos de Schlumberger
2.2.2.1 Estructura del hoyo
Cada formación tiene diferentes propiedades de roca y fluidos por esta razón existe una
variedad de tipos de completaciones.
a) Completaciones hueco abierto o desnudo: Para yacimientos de formaciones
consolidadas para prevenir derrumbes del pozo. En estas completaciones no hay manera de
producir selectivamente o de aislar intervalos dentro del reservorio y producir de múltiples
zonas. El casing o liner se baja y es cementado en el tope rocoso para dejar las paredes del
hueco abiertas e iniciar la producción del pozo, como se puede observar en la Ilustración 2.5 a
continuación:
Ilustración 2.5: Completación a hueco abierto
Fuente: Manual de Completaciones de pozos de Schlumberger
SISTEMAS DE PRODUCCIÓN
Flujo natural Levantamiento Artificial
ZONAS PRODUCTORAS
Zona sencilla Múltiples zonas
ESTRUCTURA DEL HOYO
Hueco abierto Hueco entubado Tubería perforada Empaque de grava
22
b) Completaciones a hueco entubado: En las paredes del pozo para prevenir que la
formación inestable colapse y se tape se pueden colocar rejillas ranuradas o liners ranurados a
lo largo de la sección a hueco abierto. La arena y los sólidos finos producidos por la formación,
son las mayores causas de la pérdida de la producción porque causan desgaste y daños a bombas
y tubería; afectando igualmente otros equipos de fondo y superficie, con el resultante de
costosas paradas. Los liners ranurados pueden ser diseñados para filtrar sólidos permitiendo el
libre flujo en el pozo con un mínimo de restricción mientras retienen la arena.
La Ilustración 2.6 muestra los liners ranurados típicos que son diseñados con conocimiento
previo de las propiedades físicas de los materiales a ser controlados para determinar las técnicas
de completación a usar buscando siempre la mejora de la productividad reduciendo o
eliminando la invasión de arenas y sólidos.
Ilustración 2.6: Patrones típicos liner ranurado
Fuente: Manual de Completaciones de pozos de Schlumberger
Este método ha demostrado ser uno de los más seguros y confiables de soporte de hoyo y
control de arena porque los tubos ranurados son fuertes, fáciles de instalar y prácticamente libre
de mantenimiento convirtiéndose en un fuerte filtro. El ranurado permite a los fluidos de
formación entrar a la tubería con menor coeficiente de fricción comparado con las mallas
envueltas lateralmente. TIET, (2004).
c) Completaciones perforadas: Una interpretación eficiente del yacimiento en
combinación con las técnicas apropiadas con un alto grado de control de profundidades,
permiten perforar selectivamente lo cual ayuda a garantizar el éxito de la completación y la
producción de gas y/o petróleo porque se define con la mayor precisión la zona a punzonar
para el flujo.
23
Las completaciones de zonas múltiples como muestra la Ilustración 2.7 son frecuentemente
usadas en yacimientos de estructuras y características de producción complejas, por eso la
importancia de seleccionar y controlar la producción (o inyección) por zona para determinar
el sistema más eficiente de producción para el campo o yacimiento.
Las técnicas y cargas modernas de cañoneo son diseñadas para proveer una perforación
limpia con aberturas sin daños en el reservorio del pozo como muestra la Ilustración 2.8. Esto
facilita el acceso a la formación, permitiendo que el yacimiento produzca a su máxima
capacidad.
Ilustración 2.7: Completaciones a hueco entubado con esquema de cañoneo
Ilustración 2.8: Técnica de cañoneo con tubería
Fuente: Pozos horizontales y/o alto ángulo como estrategia para la explotación del Campo Chicontepec
d) Completaciones con empaque de grava (Gravel-Pack): Esta tipo de completación es
recomendable aplicar en yacimientos con formaciones poco consolidadas y con una
permeabilidad aproximada de 1 Darcy porque éstas son condiciones de una mayor producción
de arena.
La técnica consiste en colocar una malla pre-empacada con grava y resina en la tubería para
controlar la producción de arena. El diseño de la malla va a depender mucho de las condiciones
del yacimiento por eso no es recomendable en yacimientos donde es necesario aislar sus
intervalos de gas y agua.
El diseño de la completación está conformada por una tubería de doble pared pre-perforada
como se observa en la Ilustración 2.9 que consta con orificios redondos relativamente pequeños
y la tubería interna está rodeada por un tamiz rígido. El espacio anular está relleno de arena
24
muy fina conocida como grava y cementada con resina para evitar su pérdida por los orificios
pre-perforados que hará el trabajo de un filtro como se puede ver en la Ilustración 2.10.
Ilustración 2.9: Diagrama de una completación con empaque de grava
Ilustración 2.10: Empaque con grava
Fuente: Pozos horizontales y/o alto ángulo como estrategia para la explotación del Campo Chicontepe
En el escogimiento de la arena predominan dos requerimientos: alta permeabilidad y evitar
al máximo la entrada de arena en el hoyo. Este es considerado el mejor forro disponible para
completaciones de secciones horizontales en cualquier tipo de formaciones pero es el más
costoso.
e) Completaciones especiales: Durante la vida productiva de un pozo se pueden tener
intervenciones como son trabajos de estimulación que se han clasificado los trabajos en la
Figura 2.3 de la siguiente manera:
Figura 2.3: Clasificación de trabajos de estimulación de pozos
Fuente: Manual de Completaciones de pozos de Schlumberger
ESTIMULACION
Entorno del pozo y perforaciones
- Limpieza del pozo
- Acidificación de perforaciones
- Lavado de perforaciones con ácido
Entorno de la matriz del yacimiento
- Acidificación matricial
- Fractura hidráulica
- Tratamientos sin ácidos
25
A continuación se describen las características principales de los trabajos más comunes en
los pozos petroleros del Oriente ecuatoriano:
La limpieza del pozo: generalmente no es necesaria con las nuevas completaciones,
sin embargo, en pozos que van a ser recañoneados o cañonear una nueva arena productora, una
limpieza del pozo es importante. Hay un amplio rango de tratamientos de perforaciones
asociado con pozos nuevos u operaciones de re-completación.
Lavado de las perforaciones con ácido: el lavado de las perforaciones con ácido,
consiste en un intento de asegurar que el mayor número de punzamientos como sea posible,
estén aportando flujo desde el yacimiento. Los problemas más frecuentes son la compactación
de sólidos, lodos y filtrados así como recortes en las perforaciones los cuales limitan la
capacidad de los cañoneados y, por consiguiente, la eficiencia de la completación.
Tratamiento de fractura hidráulica: su objetivo es proveer un canal de conductividad
en las áreas dañadas de las perforaciones que se extienden dentro de la roca. Las fracturas
naturales dentro de la formación son abiertas utilizando fluidos hidráulicos presurizados.
Comúnmente otro agente como la arena se introduce a la mezcla de la fractura y se abre después
que se descarga la presión, permitiendo el flujo de fluidos y gases desde el yacimiento. Los
tratamientos de fractura hidráulica requieren de un detallado diseño que usualmente es
realizado por la compañía de servicios.
2.2.2.2 Zonas productoras
Los yacimientos con presencia de hidrocarburos pueden presentar un solo reservorio para
su producción pero en su gran mayoría están compuestos por varios reservorios, por eso con el
paso del tiempo surgió la necesidad de diseñar completaciones para más de una sola zona de
interés.
a) Zona sencilla: En completaciones con una sola zona de interés, es relativamente directo
producir y controlar el intervalo con un mínimo número de equipos de subsuelo y/o de
superficie porque se utiliza un conducto o sarta de tubería cumpliendo con los objetivos de
seguridad, instalación y producción.
Generalmente en las completaciones de una zona, la empaquetadura (o método de
aislamiento) y la sarta de tubería son utilizadas para proveer una protección al casing o liner y
26
así permitir el uso de herramientas de control de flujo para el monitoreo constante y a tiempo
real de la producción.
La complejidad de la completación es determinada por los requerimientos funcionales y
las variables económicas porque algunas herramientas de contingencia pueden ser instaladas a
menor costo al momento de la etapa inicial que en futuro porque se van a parar las operaciones
y traerá consigo costos adicionales, por lo tanto, se debe considerar tales opciones durante la
fase inicial del diseño para proyectar a un futuro los cambios de la completación.
A continuación en la Ilustración 2.11 se observa el diagrama de una completación para una
zona sencilla que consta de los diferentes casings, la tubería de producción, una empaquetadura
para permitir el uso de herramientas de control de flujo como válvulas y es un tipo de
completación con tubería cañoneada para su producción.
Ilustración 2.11: Completación de una sola zona de interés
Fuente: Manual de Completaciones de pozos de Schlumberger
27
b) Múltiples zonas: Se diseñan pozos con completaciones de múltiples zonas para
producir de más de un reservorio de interés como se puede observar en la Ilustración 2.12 que
es un diagrama de una completación conformada por tres zonas de interés aisladas con
empaquetadura y producen por medio de las camisas de producción y/o inyección. Existen
muchas configuraciones de completaciones con zonas múltiples y algunas de ellas permiten la
selectividad envés de una producción simultánea.
Ilustración 2.12: Completación múltiples zonas
Fuente: Manual de Completaciones de pozos de Schlumberger
Entre las razones por las cuales se requiere la producción de varios yacimientos, utilizando
el mismo pozo, están las siguientes:
Tasas de producción más altas y menores tiempos de retorno del capital invertido. Al
existir en un yacimiento intervalos productores con diferentes índices de productividad, el
28
intervalo más débil producirá a una tasa más alta si se produce por separado que si se mezcla
con los intervalos de mayor productividad.
Separación de los tipos diferentes de yacimientos. Se considera indeseable mezclar la
producción de un yacimiento con empuje por agua con uno de empuje por gas disuelto.
Para tener un control apropiado del yacimiento. Esto puede ser importante tanto en las
operaciones de recuperación primarias como secundarias. En los yacimientos de empuje por
capas de gas o de empuje por agua con varios intervalos productores, una explotación apropiada
puede requerir que las diferentes zonas sean producidas a tasas controladas para recuperar la
máxima cantidad de petróleo. También puede ser ventajoso efectuar completaciones múltiples
en pozos claves, para observar el comportamiento del yacimiento. Por regulaciones
gubernamentales, necesidad de la historia exacta de cada yacimiento.
Resumiendo lo antes descrito podemos ver en la Figura 2.4 varias ventajas y desventajas de
un diseño de completación de fondo para la producción de múltiples zonas a través de una sola
sarta de tubería.
Figura 2.4: Ventajas y desventajas de la completación de múltiples zonas
Ventajas
Permite el control individual de cada zona para la respectiva fiscalización
por parte de la entidad Estatal del Ecuador.
Los componentes de la completación de fondo son totalmente
recuperables.
Las empaquetaduras hidráulicas (MRP) se pueden asentar después
que el cabezal se ha instalado.
Provisión para herramientas de registro por debajo de la empaquetadura inferior.
Camisas deslizantes por encima de la empaquetadura superior para
permitir circulación entre el anular y la tubería.
Desventajas
Restringe la producción a una sola zona a la vez.
Llimitada selección de materiales
Habilidad restringida para controlar esfuerzos de la tubería
29
Las completaciones múltiples son más costosas que las sencillas, y se incrementa el riesgo
de fallas de equipos y trabajos de pesca. En la Tabla 2.4 se describen las tres opciones de
completación básicas que consisten en varios tipos de arreglos de tubería-revestidor. Las cuales
deben ser seleccionadas siguiendo un adecuado análisis de las condiciones específicas del pozo
y requerimientos del cliente. Petromundo, (2016).
Tabla 2.4: Tipos de completaciones básicas de múltiples zonas
Opción 1 Producir las zonas secuencialmente a través de una sola tubería.
Opción 2 Producir varias zonas simultáneamente a través de múltiples
tuberías.
Opción 3 Producir varias zonas mezclando producción en una sola tubería.
Fuente: Manual de completaciones de pozos de Schlumberger
2.2.2.3 Sistemas de producción
Para determinar la forma de producción del pozo se analizan varios factores como son
propiedades de la roca y fluidos dependiendo principalmente de la presión. A continuación se
describirán los tipos de completaciones.
a) Completaciones de flujo natural: Los pozos que tienen reservorios capaces de
producir sin asistencia de equipos de levantamiento son generalmente más económicos al
momento de su completación para arrancar con su producción como se muestra en la
Ilustración 2.13.
En general, los pozos de flujo natural requieren de componentes y equipos de fondo menos
complicados por eso su durabilidad en comparación con las completaciones para sistemas de
levantamiento artificial.
Se debe considerar que en la mayoría de casos, un pozo fluye naturalmente durante la fase
inicial de su vida y posteriormente requiere de la ayuda de sistemas artificiales de
levantamiento a medida que el yacimiento ha sido drenado. Tal consideración se debe revisar
al momento del diseño de completación para evitar gastos innecesarios e interrupción de
producción en el futuro. Completaciones de pozos, (2013).
30
Ilustración 2.13: Completación de pozo a flujo natural
Fuente: Completaciones de pozos
b) Completaciones con sistemas artificiales: Todos los pozos que cuentan con
completaciones que utilicen equipos como bombas o cualquier otro sistema artificial de
levantamiento requieren de la instalación de componentes de fondo especiales, estos son
operados eléctrica o mecánicamente y generalmente significa que la durabilidad y confiabilidad
de las completaciones son limitadas. También el mantenimiento o reparación será mayor en
comparación con aquellos pozos de flujo natural.
Los sistemas de producción por bombeo y levantamiento asistido más comunes y
actualmente en uso son los siguientes:
Levantamiento por Gas (Gas Lift).
Sistema Electrosumergible (Electric Submersible Pump).
Sistema Hidráulico: Bomba Jet Hidráulica (Hydraulic or Jet Pump) y Bomba de
Cavidad Progresiva (Progressive Cavity Pump, PCP).
Sistema mecánico.
En el presente trabajo se hace referencia al sistema de levantamiento asistido llamado
Bombeo electrosumergible (BES) por ser el más utilizado actualmente en los pozos petroleros
de la Región Amazónica del Ecuador. Schlumberger, (2003, págs. 7-14)
31
BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
El bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial que consiste en
varias partes y equipos como muestra la Ilustración 2.14:
Ilustración 2.14: Bomba electrosumergible
Fuente: (Engineering, 2016 Julio)
Según Speedia Schlumberger, (2017) y Glossary Oilfield Schlumberger, (2017), “El
bombeo electrosumergible emplea la energía eléctrica convertida en energía mecánica y cuyos
requerimientos de potencia son suministrados por un motor eléctrico de inducción alimentado
desde la superficie a través de un cable de potencia para levantar la columna de fluido desde
una profundidad determinada hasta la superficie mediante la rotación centrifuga de la bomba
electrosumergible (BES). Son bombas centrífugas multietapas. Cada etapa consiste en un
impulsor rotatorio y un difusor estacionario los cuales imparten un movimiento rotacional al
líquido descargándolo a una determinada presión y están diseñados para manejar eficazmente
las tasas de producción de 200 a 95.000 bbl/d con presiones de hasta 6.000 psi”.
32
Este sistema puede utilizarse para la producción de fluidos de viscosidad y temperatura
alta porque el sistema de levantamiento artificial tiene como principio transferir energía hacia
el pozo disminuyendo la densidad del fluido. Esto ocasiona la reducción de la presión
hidrostática sobre las formaciones de manera que fluyan así los líquidos.
Con un sistema (BES) desde un inicio eficaz y eficiente se cumplirán los siguientes
objetivos: maximizar la producción, aumentar la vida útil del sistema y reducir los costos de
intervenciones de reacondicionamiento durante el ciclo de vida del pozo.
No sólo el trabajo en fondo es primordial sino se debe combinar un buen sistema de
superficie como es el variador de velocidad (VSD) con un adecuado diseño y funcionamiento
del sistema eléctrico y el continuo monitoreo a lo largo de todo el ciclo de vida del pozo a
tiempo real.
A continuación en la Figura 2.5 se resume las ventajas y desventajas de este tipo de
levantamiento artificial.
Figura 2.5: Ventajas y desventajas del Bombeo Electrosumergible
Fuente: Producción simultanea de petróleo de dos arenas diferentes mediante completaciones dobles
concéntricas en el Bloque 15. Autor: (Ruiz, 2007, pág. 29):
VENTAJAS
• Levantamiento de volúmenes altos sin dificultad y a bajo costo.
• Elevado aporte de energía al fluido.
• Presenta una alta eficiencia (70%).
• El sistema no se ve afectado por la desviación del pozo.
• Sistema fácil de controlar.
• No ocupa grandes espacios en superficie y es aplicable a plataformas costa afuera.
• Permite una fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión e inhibidores de escamas.
• Disponibilidad de unidades de diversas eficiencias.
DESVENTAJAS
• Tolerancia limitada a la arena.
• Baja tolerancia a las altas relaciones Gas-liquido porque con el 10% de gas libre se puede bloquear la bomba requiriendo la instalación de un separador de gas.
• Se requiere de taladro en caso de falla.
• Posibles fallas eléctricas, principalmente asociadas al cable.
• Poco práctico en pozos someros.
• Las unidades son costosas, para ser remplazadas a medida que el yacimiento declina.
• Presenta cierto grado de limitación por profundidad, debido a costos de cable y capacidad de la bomba.
33
En conclusión para optimizar la producción en los pozos, las compañías operadoras a través
de los departamentos de optimización de producción, buscan las diferentes alternativas posibles
y actualmente se consideran 2 opciones:
Cambiar el sistema de levantamiento artificial existente.
Optimizar el sistema en uso.
2.3 Componentes básicos de una completación
Existen muchos tipos de componentes disponibles y cada uno es específico debido a su
función o variaciones dimensiónales y se los describirá en la siguiente Tabla 2.5, la cual
recopila información de Schlumberger, (2003, págs. 38-100), Quiroga, (1988, págs. 65-160) y
Hughes, (2017):
Tabla 2.5: Componentes básicos de una completación
NOMBRE ILUSTRACIÓN DESCRIPCIÓN
Nipple
Ilustración 2.15: Diagrama de un
Nipple
Un nipple, Ilustración 2.15, sirve para
asentar o anclar algún otro accesorio
requerido en el pozo. Tienen una
pequeña restricción pulida en su ID
para evitar que las herramientas se
pasen por debajo de él y permiten que
otro accesorio selle dentro de él.
Nipple
No-Go Tipo R
Ilustración 2.16: Standing valve
asentada en un Nipple No-Go tipo R
Un nipple No-Go tipo R, Ilustración
2.16, tiene un perfil para alojar
accesorios dentro de él y un ID
restringido o llamado asiento no-go en
la parte superior. En la mayoría de los
casos se asienta una standing valve.
34
Nipple
No-Go Tipo F
Ilustración 2.17: Standing valve
asentada en un Nipple tipo F
Un nipple No-Go tipo F, Ilustración
2.17, tiene un perfil para alojar
accesorios dentro de él y un ID
restringido o llamado asiento No-Go en
la parte inferior. En la mayoría de los
casos se asienta una standing valve.
Válvula
estacionaria
(Standing
valve)
Ilustración 2.18: Válvula
estacionaria
Una standing valve, Ilustración 2.18,
funciona como una válvula “check”
porque permite el flujo en una sola
dirección y se asienta en el nipple tipo
No-Go. Una vez anclada, permite que
el fluido entre libremente en la tubería
desde abajo, mientras que la presión
aplicada por encima aprisiona la bola
contra el asiento de sello. Es
imprescindible ecualizar las presiones
antes de recuperarla para evitar que los
diferenciales de presión la traben y
quede atascada en fondo.
Las aplicaciones de las válvulas son,
entre otras, las pruebas de la sarta de
tubería de producción, la colocación de
empaquetadura de asentamiento
hidráulico (más adelante será descrita)
u otras aplicaciones en las que es
conveniente mantener el fluido en la
sarta de tubería de producción.
35
Camisa de
deslizamiento
(Sliding
sleeves)
Ilustración 2.19: Camisa de
deslizamiento
La instalación de camisas tienen como
objetivos la: producción/ inyección/
circulación/ aislamiento.
Sus aplicaciones son: Igualación entre
la presión de la formación aislada y la
sarta de tubería, punto acidificante y
fracturado, matado de un pozo.
Dirigir el flujo del casing al tubing en
completaciones alternativas o
selectivas. Una camisa de
deslizamiento, Ilustración 2.19, está
provista de un sistema de orificios que
pueden abrirse o cerrarse con un
componente deslizante que es
controlado y operado generalmente con
una sarta de herramientas operadas con
línea de acero.
X-Over
Ilustración 2.20: X-Over pin x pin
Un X-Over, Ilustración 2.20, es un
componente de longitud corta utilizado
para permitir la conexión de dos
componentes con diferentes tipos de
rosca o tamaños.
Tipo pin x pin: tiene en cada extremo
una rosca externa que ingresa a otro
accesorio para conectarse.
36
Ilustración 2.21: X-Over box x box
Ilustración 2.22: X-Over box x pin
Un X-Over Tipo box x box, Ilustración
2.21, cuenta en cada extremo con una
rosca interna para que otro accesorio
ingrese y se conecte.
Un X-Over Tipo box x pin, Ilustración
2.22, cuenta en un extremo con una
rosca externa para ingresar en otro
accesorio y conectarse y en el otro
extremo tiene una rosca interna para
que ingrese y se conecte con otro
accesorio.
Mule shoe -
“pata de
mula”
Ilustración 2.23: Mule shoe
Una mule shoe, Ilustración 2.23, es un
tubo de fondo, corto en longitud y se lo
fija en el extremo de la sarta de
componentes de completación.
Principalmente se lo utiliza para
deshacerse de arena, barro y otros
depósitos en el pozo es decir funciona
como un dispositivo de limpieza.cuenta
con un ángulo de 45 grados que hace
fácil realizar la acción de lavado.
37
Colgadores de
herramientas
de registro
Ilustración 2.24: Colgadores de
herramientas de registro
Un colgador de herramientas de
registro, Ilustración 2.24, proporciona
seguridad a las herramientas de cable
puedan volver a entrar en la sarta de
tubería sin colgar.
Juntas de
seguridad
Ilustración 2.25: Junta de seguridad
Una junta de seguridad, Ilustración
2.25, puede variar en longitud desde 18
a 35 ft. Es generalmente instalada por
encima de las empaquetaduras con el
propósito de aportar en las operaciones
de pesca si la empaquetadura se atasca.
La junta es muy resistente y puede
dividirse en dos partes al momento de
ser recuperada con martillos hasta
lograr recuperar la empaquetadura. Las
juntas de seguridad pueden ser
diseñadas en diferentes modelos
dependiendo de su modo de
recuperacion: tensión (halar) o rotación
hasta romperla.
Fuente: Cada componente ha sido descrito con su respectiva imagen para mayor comprensión. Fuente (Schlumberger, 2003, págs. 38-100), (Quiroga, 1988, págs. 65-160) y (Hughes, 2017)
38
2.4 Empaquetadura para una completación de fondo
Las empaquetaduras o empacaduras son conocidas como -packers- (por su traducción al
inglés) y es un componente importante para la completación de un pozo. Los tipos de packers
varían de acuerdo a las condiciones específicas del reservorio y los fluidos presentes en el
mismo. Dependiendo del número de zonas de interés las completaciones son configuradas con
sartas sencillas, duales o triples.
Tienen varias funciones, sin embargo, su principal función es la de proveer la forma de
sellar el espacio tubular del espacio anular. Este sello crea una barrera duradera y compatible
con los fluidos y gases de yacimiento al igual que los del casing pero al mismo tiempo tienen
que permitir un flujo eficiente (de producción o inyección) de la formación a la tubería o tubería
de producción. Schlumberger, (2003, págs. 48-59), divide a las empaquetaduras de acuerdo a
su uso en las siguientes categorías:
a) Control de la seguridad de la formación: La presencia de fluidos y gas a altas
presiones es frecuente en algunas formaciones por la calidad del fluido en la completación, una
empaquetadura provee ese aislamiento efectivo.
b) Separación de zonas: Completaciones de múltiples zonas, las empaquetadura son
generalmente necesarias para separar las zonas productoras por las siguientes razones:
Legales: Debido a regulaciones Gubernamentales se debe monitorear la producción de flujo
permitida de cada yacimiento por eso frecuentemente se debe aislar cada zona productora.
Control de los fluidos de formación: Para prevenir la mezcla de fluidos (gas, petróleo y agua)
por las diferentes presiones que las diferentes zonas de interés de un pozo pueden presentar.
Existen varios tipos de empaquetadura, se clasifican de la siguiente manera:
Empaquetaduras Recuperables de asentamiento Mecánico.
Empaquetaduras Recuperables de asentamiento Hidráulico.
Empaquetaduras Permanentes con área interna pulida para sellos.
Empaquetaduras Recuperables con área interna pulida para sellos.
Los datos dimensionales más críticos son:
1) Fuerzas Tubulares: Es importante determinar los niveles de esfuerzos a los que la
tubería y los componentes de una completación de fondo estarán expuestos durante su
ensamblaje e instalación simulando las mejores y peores condiciones. Los cambios oportunos
39
en valores de fuerzas y longitudes evitarán fallas prematuras y operaciones de
reacondicionamiento costosas a futuro, siempre y cuando se hayan tomado en consideración:
Temperatura
Presión
Peso
Características de los fluidos
Fricción
Condiciones propias de fondo
2) Longitud: Uno de los aspectos más importantes cuando se evalúa la instalación de una
completación de fondo con algún tipo de empaquetadura es determinar los cambios de
longitudes debido a la variación de presiones y temperaturas. Cuando se ha realizado un
correcto cálculo de las longitudes para el diseño de una completación se cubren los siguientes
puntos:
Proceso de selección de la empaquetadura
Proveer si ocurrirán daños en la tubería
Determinar el espaciado apropiado de la empaquetadura y
Selección correcta de partes, piezas y equipos.
En este estudio se hizo referencia a un tipo específico de empaquetadura por ser la de mayor
demanda en los Campos petroleros de la Región Amazónica del Ecuador y se describe a
continuación:
2.4.1 Empaquetadura Modular Recuperable
La empaquetadura modular recuperable (MRP por su traducción al inglés -Modular
Retrievable Packer-), se utiliza en pozos verticales y desviados. Son de asentamiento hidráulico
y se liberan sin manipulación mecánica de la tubería. Después que la empaquetadura se
posiciona en profundidad, se aplica presión hidráulica por medio del fluido en la tubería para
sentarla. Una vez asentada, la empaquetadura se bloquea en posición de asentamiento y los
mecanismos de recuperación se activan generalmente con sólo tensionar la tubería para
desanclar el empaque Schlumberger, (2014, págs. 1-2). Para mayor información ver Anexo 4.
40
APLICACIONES
Las empaquetaduras hidráulicas recuperables, son recomendadas para las siguientes
aplicaciones en condiciones generales:
Aislar zonas para la producción de un pozo
Pozos pocos profundos a medianas profundidades (4000-10000 ft)
Presiones bajas hasta moderadas (1000 a 5000 psi)
Completaciones con múltiples zonas de interés
Completaciones duales
Completaciones selectivas con múltiples empaquetadura
CARACTERÍSTICAS
Entre las principales características del (MRP) están:
Como empaquetadura de producción es de un sólo conducto.
Es una opción económica.
Es un conjunto hidráulico recuperable.
Diseñado y probado de acuerdo a la norma ISO 14310 V3 que se refiere a la
clasificación y estandarización de empaquetadura.
Capacidad de prueba de presión del sistema determinada por las condiciones del pozo
y superficie.
Su nombre modular hace referencia a su configuración de 3 módulos al interior de la
empaquetadura:
Módulo Inferior = Pines de bronce
Módulo Intermedio = Pines de bronce
Módulo Superior = Pines de acero
No provocar tensionamiento durante la corrida del (MRP) porque se provocaría su
asentamiento.
El conjunto de gomas de la empaquetadura son:
Goma Superior = Mayor dureza
Goma Intermedia = Menor dureza
Goma Inferior = Mayor dureza
Acumulación mínima de escombros por encima de las cuñas.
Deslizantes situados debajo del elemento de sellado.
Sistema de ecualización de presiones por encima del elemento.
41
REQUISITOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL
Para realizar operaciones de asentamiento y liberación de empaquetadura se deben
cumplir con los siguientes requisitos:
Conocimiento del Estándar QHSE-S017 (Anexo 1), creado por la Compañía
Schlumberger que hace referencia a la Prevención de lesiones.
Asegurarse de que los certificados médicos personales y de seguridad sean los
adecuados y estén vigentes para la región y sitio específico de trabajo.
Siempre asegurarse que exista un permiso de trabajo apropiado y válido acorde a la
operación a realizar.
Familiarizarse a su llegada con el sitio y las condiciones del pozo.
Llamar a reuniones de pre-trabajo para hacer un análisis de riesgos y conversar sobre
las medidas de seguridad en el trabajo.
Asegurarse de tener conocimiento de los procedimientos de respuesta a emergencias en
el pozo y seguir las instrucciones de las personas responsables del sitio.
Usar equipo de protección personal (EPP), siguiendo el Estándar QHSE-S003
(Anexo 1), en el cual se especifica por áreas de trabajo y tipo de actividad el equipo mínimo a
utilizar, se debe incluir overol, casco, gafas, zapatos con punta de acero y guantes de alto
impacto.
Siempre conducir de una manera segura y profesional.
Manejar todas las grúas y montacargas según el Estándar QHSE-S013 (Anexo 1),
referente al Levantamiento mecánico, en general se indica las reglas a seguir, ser un operador
certificado para grúas y montacargas y siempre desalojar al personal del área durante toda
operación que implique el levantamiento de herramientas, equipos, etc.
Estar alerta de su entorno en todo momento. Si se identifican situaciones peligrosas u
otras operaciones que no sean las normales, intervenir y dar aviso a los responsables para tomar
las medidas correctivas. Si es necesario detener la operación.
PROCESO DE INSTALACIÓN Y RECUPERACIÓN DE UN (MRP)
Durante la operación de asentamiento, se bloquea temporalmente por debajo de la tubería,
para permitir que se pueda aplicar presión a los mecanismos de asentamiento. Una vez que los
pines calibrados se han fracturado, las cuñas de la empaquetadura salen hacia afuera y se
adhieren a las paredes de casing y a la vez los elementos crean una especie de candado que
42
bloquean las cuñas y las gomas en la posición asentada. Durante el asentamiento, la tubería se
bloquea con alguno de los métodos siguientes:
Tapones Positivos
Tapones que abren con presión
Tapones que se expulsan con presión
Standing valve (la más utilizada)
La Tabla 2.6 describe la técnica de instalación y la Tabla 2.7 describe la técnica de
recuperación del (MRP), haciendo uso de imágenes del video de entrenamiento de
Schlumberger, (2003) del segmento (CPS) y el Manual operacional del (MRP) de Virost, 2010,
(September, págs. 19-35).
43
Gomas
Cuñas
Tabla 2.6: Técnica de instalación del (MRP)
ILUSTRACIÓN DESCRIPCIÓN
Paso N°1
Ilustración 2.26: Diagrama externo de un (MRP)
Bajar el (MRP) completamente ensamblado
y colocarlo a la profundidad deseada.
Paso N°2
Ilustración 2.27: Diagrama interno de un (MRP)
Se inicia con el aumento de presión por
medio de fluido de completación que ingresa
al interior de la empaquetadura. Para iniciar
con el proceso de asentamiento se debe llegar
al valor de cizalladura de los pines.
Gomas
Fluido
44
Paso N°3
Ilustración 2.28: Diagrama interno del Módulo Intermedio del (MRP)
Primero se produce la ruptura del Módulo
Intermedio donde se encuentran una cantidad
de pines de bronce de acuerdo al diseño
provocando el deslizamiento de los pistones
para movilizar las cuñas.
Paso N°4
Ilustración 2.29: Anclaje de las cuñas durante el asentamiento del (MRP)
Las cuñas quedan ancladas completamente a
la tubería y se rompen los pines del Módulo
Inferior.
Cuñas
45
Paso N°5
Ilustración 2.30: Diagrama interno del Módulo Superior del (MRP)
Continúa con el deslizamiento de un mandril
una parte hacia arriba y otra hacia abajo
ocasionando el rompimiento de los pines del
Módulo Superior.
Paso N°6
Ilustración 2.31: Compresión de las gomas durante el asentamiento del (MRP)
Se provoca la deformación de las gomas de la
empaquetadura que empiezan a expandirse
hacia los lados. Las gomas generan el sello
que deseamos para aislar la zona
seleccionada por el diseño de la
completación. Es decir que se ha cumpliendo
el objetivo de dejar asentada la
empaquetadura modular recuperable MRP.
Pines
Gomas
Gomas
46
Tabla 2.7: Técnica de recuperación del (MRP)
ILUSTRACIÓN DESCRIPCIÓN
Paso N°1
Ilustración 2.32: Diagrama interno de la liberación de un (MRP)
Aplicar tensión es decir un tirón hacia arriba
en la sarta de completación.
Paso N°2
Ilustración 2.33: Diagrama interno de la liberación por tensión del (MRP)
Debe exceder el valor de cizalladura de los
pines que son específicamente de liberación
de la empaquetadura de acuerdo al diseño.
Gomas Cuñas
47
Paso N°3
Ilustración 2.34: Expansión de las gomas durante la recuperación del (MRP)
Al empezar el deslizamiento se produce el
encogimiento de las gomas que sellan la
tubería.
Paso N°4
Ilustración 2.35: Liberación de las cuñas durante la recuperación del (MRP)
Al continuar el deslizamiento se vuelven a
colocar las cuñas dentro de la empaquetadura
que se encontraban ancladas con la tubería.
48
Paso N°5
Ilustración 2.36: Recuperación del (MRP)
Se continúa con el tensionamiento hasta sacar
completamente la empaquetadura a
superficie.
Fuente: Video de entrenamiento de asentamiento y liberación de un (MRP) de Schlumberger
49
2.5 Herramienta “Y-Tool”
El énfasis en la reducción de los costos operativos optimizando recursos como el tiempo,
se diseñó un nuevo sistema como muestra la Ilustración 2.37 para el cambio de bombas electro
sumergible (BES) a menor tiempo. Es un método alternativo que emplea un conjunto
combinado de una herramienta en forma de Y, conocida como “Y-Tool”, Ilustración 2.38, con
la (BES) anclada, está herramienta es transportada con tubería y puede ahorrar
aproximadamente 24 horas en tiempo, relacionada con otros métodos convencionales. El
sistema también se puede utilizar para la completación de pozos nuevos donde se requiere una
(BES) desde el inicio del proceso. Para mayor información ver Anexo 5, Schlumberger, (2008).
Ilustración 2.37: Diagrama de “Y-Tool” para sistema de Bombeo Electrosumergible
Ilustración 2.38: Fotografía de “Y-Tool” en el taller del segmento (CPS)
Fuente: Paper Y-Tool & Bypass de Schlumberger
50
2.6 Compañía Schlumberger
Schlumberger, con casi 90 años desde su fundación, cuenta con innovaciones tecnológicas
y una gama completa de productos y servicios para la caracterización de yacimientos,
perforación, producción y procesamiento para la industria de petróleo y gas, es decir, desde la
exploración hasta la producción y soluciones integradas de yacimiento a tubería ayudándoles
a incrementar su producción recuperando al máximo los recursos no renovables de manera
eficiente y con menor impacto ambiental- Los servicios y soluciones de tecnología se
desarrollan en tiempo real permitiendo a los clientes interpretar los datos adquiridos e
información para luego transformarla en conocimiento útil para la toma de decisiones, en
cualquier momento y en cualquier lugar. Schlumberger, (2017).
Schlumberger Oilfield Services está comprometida con proveer: soluciones ajustadas a las
necesidades del cliente, alcanzando siempre la excelencia en entrega de servicios con un valor
agregado para el cliente.
Su primer trabajo en el Ecuador, consistió en la corrida de un registro eléctrico en el año
de 1934, en un pozo ubicado en la ahora llamada provincia de Santa Elena. Desde ahí se ha
extendido a lo largo y ancho del territorio ecuatoriano de Costa a Oriente para proveer de todos
los servicios relacionados con la industria de petróleo y gas. Actualmente la compañía trabaja
en más de 85 países, empleando a aproximadamente 120.000 personas que representan más de
140 nacionalidades. Su estructura depende de las operaciones realizadas en cada país, en la
Tabla 2.8, se describen brevemente los segmentos que tiene Schlumberger en el Ecuador:
Tabla 2.8: Segmentos de la compañía Schlumberger en el Ecuador
ALS
Servicios de reparación, ensamble, pruebas, instalación y soporte
técnico y profesional en sistemas de bombeo electrosumergible y
sistemas de bombeo horizontales para pozos petroleros.
TPS
Servicios de cañoneo con tubería, medición de flujo, determinación
de propiedades en superficie y fondo, evaluación de fondo de
yacimientos y venta de medidores multifásicos.
WL
Servicios de muestreo y evaluación de formaciones, cañoneo con
cable, integridad de pozos y evaluaciones de producción relacionadas
a la industria petrolera.
51
CPS
Servicios y productos para completación de pozos y control de arena
de pozos, servicios de diseño, venta e implementación de productos
para completaciones selectivas, duales e inteligentes, completaciones
para trabajos de fractura, recuperación de empaquetadura y
completaciones.
D&M Servicios de perforación de pozos verticales, direccionales y
horizontales y mediciones a tiempo real durante la perforación.
WS
Consiste en servicios y productos para cementaciones primarias y
remediales en pozos, estimulación de pozos (tratamientos matriciales
y fracturamientos) e intervención de pozos con tubería flexible.
SIS
Consiste en proveer soluciones de negocio integradas, que incluyen
aplicaciones técnicas en el área de geología, geofísica, exploración,
explotación y producción de hidrocarburos, simulación numérica de
yacimientos, economía y otras relacionadas con el sector petrolero.
Análisis y evaluación de geomecánica, programas de calificación de
competencias técnicas y de entrenamiento técnico especializado.
Soluciones con productos y servicios de manejo de información,
como Bancos de información petrolera, centros corporativos de
administración de datos y otros.
También servicios de infraestructura enfocados a soluciones de
comunicaciones, seguridad física y lógica, soporte a la plataforma de
aplicaciones técnicas y administración en sitios de la infraestructura
de Tecnología de la información y finalmente, servicios de
consultoría técnica.
BDT
Suministro de brocas de perforación en calidad de venta y/o renta
para empresas del sector hidrocarburífero, servicio técnico,
postventa, análisis de optimización de brocas, soporte de ingeniería
(planeación y ejecución).
M-I SWACO
Servicios de: Environmental Solutions -ES- que son servicios de
manejo de desechos de perforación que involucran la planeación e
implementación de programas para el manejo de desechos de sólidos
y aguas industriales de los pozos.
Drilling Solutions -DS- consiste en el servicio de fluidos de
perforación que involucra la planeación e implementación de
programas en pozos de perforación.
Wellbore Productivity –WP- se encarga de las herramientas
especiales, equipos de filtración y fluidos específicos para la
perforación de las zonas productoras al igual que en la completación
de pozos.
También involucra la planeación e implementación de programas de
limpieza mecánica y química de los pozos.
OFS Para OFS el alcance consiste en actividades administrativas que
comprenden: Finanzas, Personal, HSE, Marketing, Legal e IT.
Fuente: Sistema de Gestión de la Compañía Schlumberger
52
Entre ellos se encuentra el segmento de completación de pozos (CPS), el cual es el
escenario del presente estudio. Jaggi, (2017), Presidente del segmento indica que “Para cumplir
con los objetivos de producción y necesidades de las operadoras de petróleo y gas de todo el
mundo, el segmento de Completions ofrece una gama completa de tecnologías y servicios de
completación de gran valor en diseño, despliegue de equipos y optimización de pozos”.
Específicamente el segmento (CPS) en el Ecuador, cuenta con un taller en la Base principal
de Schlumberger ubicada en la ciudad de El Coca en la Región Amazónica. El cual es destinado
para el ensamblaje, mantenimiento y envío de todas las herramientas hacia las diferentes
locaciones de los clientes que son las empresas operadoras de los campos ecuatorianos de
petróleo y gas.
La correcta planificación y el promover los resultados de los servicios en cada fase evitan
que la oferta se reduzca a una simple lista de herramientas. El segmento se fundamenta en tres
importantes pilares:
OPERACIONES: Minimizar los riesgos con instalaciones eficientes y fiables.
PRODUCCIÓN: Garantizar la producción con óptimas completaciones.
RECUPERACIÓN: Maximizar la recuperación con tecnologías avanzadas.
Concluyendo que riesgos más bajos, producción óptima y máxima recuperación son
condiciones que busca el cliente al momento de escoger un servicio, por eso (CPS) se ha
propuesto a trabajar en ellas y hacerles su fuerte al momento de presentar las cualidades y
eficiencia de su trabajo para generar la confianza y aceptación por parte del cliente.
2.7 Sistema de gestión de Schlumberger Limited
Las empresas actualmente utilizan una diversidad de recursos para enriquecer su sistema
de gestión como son: normas internacionales, políticas, estándares, procedimientos y demás
documentos legales para el seguimiento y control de las operaciones diarias del negocio. La
tecnología va avanzando y con ello los sistemas de información cada vez son más sofisticados
comprendiendo desde la recepción hasta la interpretación de datos que ayudan a optimizar
tiempo en las actividades relacionadas con la gestión.
53
Un sistema de gestión se convierte en una de las herramientas administrativas de uso
moderno que son implementadas en las organizaciones, compañías, negocios que buscan
permanentemente la productividad y el crecimiento. Las mejores empresas no se limitan
únicamente con el cumplimiento como parte de su estrategia competitiva. El análisis de riesgos
se está convirtiendo en el núcleo del negocio es decir es la pieza clave para mantenerse a la
vanguardia del juego porque continuamente se van presentando, cambios, propuestas y mejoras
en los procesos alimentando la eficiencia del sistema de gestión. Para conseguir mantenerse en
el mercado de forma competitiva se debe desarrollar continuamente programas de mejora
porque entre los factores críticos de las empresas tenemos: personas, sistemas, procesos,
productos y servicios. Camisón, (2006, pág. 77).
El sistema de gestión de la compañía de servicios petroleros Schlumberger Limited tiene
una estructura orientada a la mejora continua para alcanzar la satisfacción de todo cliente, por
medio del cumplimiento de políticas, estándares (Anexo 1), objetivos impuestos a cada país
donde la compañía presenta operaciones. Es indispensable un análisis de riesgos adecuado para
determinar medidas de prevención de seguridad industrial.
Un correcto control con un enfoque en asuntos de seguridad, salud ocupacional y ambiente.
Por tal motivo existe una función dentro de la organización de la compañía llamada (HSE)
(nombrado en adelante por su traducción al inglés -Health, Safety & Environment-). La misma
que se rige a normas internacionales como por ejemplo: La ISO 9001:2015 de la Organización
Internacional de Normalización (ISO por su traducción al inglés -International Organization
for Standardization-), que engloba el desarrollo de sistemas de gestión de calidad del servicio
(SQ) (nombrado en adelante por su traducción al inglés -Service Quality-) con un enfoque
además del cliente y el servicio con el liderazgo, participación personal, procesos sistemáticos
y mejora continua. Secretaria Central ISO, (2015, pág. 8).
También la OHSAS 18001:2015 del Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional
(OHSAS por su traducción al inglés -Occupational Health and Safety Assessment Series-)
porque la correcta y eficaz gestión de los riesgos y de la salud de sus trabajadores permite a las
empresas alcanzar una serie de beneficios fundamentales para aumentar su productividad y
mejorar su imagen tanto interna (entre los propios trabajadores, proveedores y otros grupos de
interés) como externa (clientes potenciales y reales y la sociedad en su conjunto). OHSAS
18001, (2015, pág. 3).
54
Finalmente la norma ISO 14001:2015 que proporciona a las organizaciones un marco para
proteger el medio ambiente y responder a las condiciones ambientales cambiantes, siempre
guardando el equilibrio con las necesidades socioeconómicas. Se especifican todos los
requisitos para establecer un sistema de gestión ambiental eficiente, que permita a la empresa
conseguir los resultados deseados. ISO 14001, (2015, pág. 2).
Con todos lo mencionado anteriormente el sistema de gestión de la compañía Schlumberger
está comprendido por ocho pilares que se los ha resumido en la Figura 2.6. HSE-OFS-
ECUADOR, (2015, págs. 3-4):
SISTEMA DE GESTIÓN
Figura 2.6: Sistema de Gestión de Schlumberger Limited
Fuente: Manual de Calidad de la Compañía Schlumberger Limited
1. Compromiso, Liderazgo
y Responsabilidad
2. Políticas y Objetivos
3. Organización y Recursos
4. Manejo de Contratistas y
Proveedores
5. Manejo de Riesgos
6. Procesos del Negocio
7. Monitoreo y Mejoramiento
del Desempeño
8. Auditorias y Revisiones
Estadística, investigación/reporte de eventos,
inspecciones, sugerencias de calidad,
reconocimientos, registros de reuniones y
mantenimiento de los Registros
Auditorias e inspecciones, instrumentos de
evaluación del cumplimiento, Revisiones por parte de
la gerencia.
Registros de los simulacros de respuesta de
emergencia.
Identificación de peligros, evaluación de riesgos de
los eventos, procesos de excepción
Inspecciones/auditorías de contratistas, reportes de
las reuniones con contratistas o de eventos
relacionados con contratistas.
Instrumentos de manejo y control de los
entrenamientos y certificaciones, funciones de
comunicación, reportes de reuniones, soporte de los
estándares.
Seguimiento del desempeño anual realizando la
comparación con los objetivos impuestos por cada
país.
Liderazgo gerencial mediante el uso de la plataforma
QUEST, cuestionarios, reporte de observaciones e
intervenciones e informes de visitas de campo.
55
Por ser un sistema integrado de gestión, el alcance del sistema de gestión incluye las
actividades propias de la empresa, subcontratistas y visitantes en la medida de que sean
aplicables sin ninguna exclusión en relación a salud, seguridad, ambiente y calidad. Todas las
actividades deben ser monitoreadas, controladas y evaluadas de forma periódica. El sistema de
gestión de la compañía cubre específicamente en el Ecuador las siguientes locaciones:
Oficina Administrativas (Ciudad de Quito)
Bases de Operaciones (Ciudad El Coca)
Base de Operaciones (Ciudad Lago Agrio)
Recursos del sistema de gestión
Como recursos del sistema de gestión se han elaborado varios documentos para dar
seguimiento a los puntos críticos de las operaciones y servicios como son: manuales, permisos
y certificados de trabajo, señalizaciones, checklist, entre otros donde se definen las
interacciones y secuencias de cada etapa del trabajo a ejecutar. Así mismo se programan
entrenamientos, campañas, inspecciones, auditorías internas y externas. Por otra lado entre los
recursos se incluyen las redes informáticas internas como son: In Touch (Base de datos de
conocimiento), The Hub (Portal principal de Schlumberger); que son las fuentes de
información de todo lo relacionado con la compañía y una plataforma web llamada QUEST.
QUEST, fue iniciada en 1999 como instrumento único de captación, reporte y análisis
estadístico de datos de (HSE) y (SQ). Es una solución basada en la web para permitir una
consolidación en tiempo real de varios registros porque facilita la carga, almacenamiento,
seguimiento e interpretación de datos para el continuo monitoreo local o remoto de su
implementación y desempeño. Es de acceso seguro por parte de todo el personal (empleados y
contratistas aprobados), con diferentes perfiles de usuario porque su objetivo es el
mejoramiento continuo de cada proceso (más eficiente y efectivo). Los datos de aquella
plataforma se transforman en importantes indicadores que ayudan al proceso de evaluación que
son fundamentales para Schlumberger para su certificación, aprobación y postulación legal
para competir en el mercado como una de las mayores prestadoras de servicios petroleros a
nivel mundial. HSE-OFS-ECUADOR, (2015, págs. 5-8).
56
2.7.1 Cliente
“Cliente es la persona, empresa u organización que adquiere o realiza una compra de forma
voluntaria de productos o servicios que necesita o desea para sí mismo, para otra persona o
para una empresa u organización; por lo cual, es el motivo principal por el que se crea,
producen, fabrican y comercializan productos y servicios. Resulta la parte de la población más
importante de la compañía”. Pujol, (1999, pág. 54)
En este punto, teniendo en cuenta y ampliando lo anterior, los diseños y las configuraciones
del sistema de completación de un pozo deben siempre cumplir con todos los requerimientos
y sobrepasar las expectativas del cliente. En muchos casos, estos requerimientos no están
directamente relacionados al yacimiento, al pozo o a la locación (factores técnicos) sino a un
ahorro de tiempo y dinero. Por estos motivos se han determinado los siguientes aspectos a
considerar al ofertar un servicio a un cliente. Schlumberger, (2003, págs. 11-12):
Reserva existente en bodega de almacenamiento.
Compatibilidad con componentes de fondo y de cabezales.
Familiaridad con el cliente y su aceptación.
Confiabilidad y consecuencias de fallas.
Costos (incluyendo componentes de la completación y costos de instalación).
Costos operacionales (incluyendo servicios y mantenimientos rutinarios).
Los costos de servicio, de reemplazo, de remoción y de instalación son significativos sin
contar con requerimientos especiales de completación pero este gasto es relativamente
insignificante cuando se compara con el valor a obtener por el incremento de producción. Se
debe tener un conocimiento rudimentario de los factores económicos siendo beneficioso para
la toma de decisiones.
Fuerzas de mercadeo (incluyendo fluctuaciones por estaciones y deslizamientos de
producción).
Impuestos.
Disponibilidad de inversiones.
Periodo deseado de retorno de la inversión.
Flujo de caja.
57
Existen también algunas regulaciones y requerimientos de seguridad aplicables a las
operaciones de la etapa de completación de un pozo que deben tomarse en cuenta durante todo
el proceso y son:
Estándares operacionales y de seguridad.
Provisión para las presiones del pozo y barreras de fluidos.
Especificaciones, reglamentos y recomendaciones.
Requerimiento de disposición de desechos.
Provisiones para emergencias y contingencias.
2.7.2 Impacto de completaciones de pozos no-optimizadas
El impacto económico de diseñar e instalar completaciones no optimizadas puede ser
significativo. Por eso la importancia de diseñar correctamente un sistema de completación
siguiendo los procesos de ingeniería de forma estricta es decir desde el análisis de las
propiedades petrofísicas (densidad del petróleo, gravedad del gas, viscosidad, relación gas-
petróleo y relación agua-petróleo) y químicas (composición del petróleo, asfáltenos, parafinas,
agentes corrosivos, componentes tóxicos, escama) del yacimiento hasta el estudio de la
construcción del pozo (tamaño del hoyo, profundidad, presión, temperatura, desviación,
estructura, daños de formación) y los mecanismos de producción (empuje de agua, gas disuelto,
capa de gas, inyección) para realizar una simulación de pre-completación con el diseño
preliminar y revisando las estrategias de la vida útil del pozo/campo se determinará el diseño
final de la completación de fondo.
Los retardos en los tiempos de inicio de las operaciones es un ejemplo de como una
completación no optimizada pueden afectar el logro de los objetivos al igual que aumenta la
probabilidad de ocurrencia de incidentes del personal o de calidad que afectan a la credibilidad
de CPS por ende de Schlumberger.
Sin embargo, se debe tomar en cuenta que se pueden presentar fallas o problemas grandes
en toda operación. Los requerimientos técnico-económicos debidamente justificados del
cliente (operadoras) siempre buscan la optimización de tiempo y costos en los componentes e
instalaciones del sistema de completación al igual que el pronto inicio de la producción del
pozo. Se debe considerar que una completación más costosa y compleja puede generar un
mayor retorno durante un período pero se trabajaría con un plazo de mayor tiempo.
58
CAPÍTULO III
DISEÑO METODOLÓGICO
3.1 Tipo de estudio
Este estudio es de tipo mixto porque combina investigación analítica, descriptiva y
transversal.
3.2 Universo y muestra
El universo está comprendido por los trabajos más críticos ejecutados por el segmento de
completaciones de pozos de la Compañía de servicios petroleros Schlumberger en el Ecuador
y son los siguientes:
1. Completaciones de fondo con (MRP).
2. Instalación de “Y-Tool”
3. Trabajos de fractura
4. QUANTUM Tipo III de 7, 7 5/8 x4
5. QUANTUM Rtool de 7, 7 5/8 x4
6. Completaciones duales
Se sistematizó los registros de los trabajos realizados desde el año 2014 al 2017 en la Tabla
3.9 para analizar la frecuencia con la que son ejecutados.
Tabla 3.9: Frecuencia de trabajos realizados en el segmento (CPS) en el Ecuador
TRABAJO NUMERO TOTAL
(2014-2017)
Completaciones de fondo con (MRP) 78
Instalación de “Y-Tool” 195
Trabajos de fractura 62
QUANTUM Tipo III de 7, 7 5/8 x4 10
QUANTUM Rtool de 7, 7 5/8 x4 9
Completaciones duales 14
Fuente: Registros de trabajos del segmento de completación de pozos de Schlumberger en el Ecuador
59
Se estableció que el presente estudio tomará como muestra los trabajos más frecuentes en
la Región Amazónica:
Completación selectiva con (MRP)
Instalación de “Y-Tool” para bombeo electrosumergible
Adicionalmente para contar con los datos, diagramas de diseño y parámetros necesarios
como son de reservorio y fluidos fue necesario buscar un pozo donde se hayan realizado los
dos trabajos. Se determinó que para el presente estudio se tomará como ejemplo el pozo EDYK-
000S1 del Campo Edén Yuturí, que ha solicitado la corrida de tres (MRP) y “Y-Tool” para 9-
5/8” en mes de Abril del 2017 para proceder con el desarrollo de los correspondientes
instructivos desde su ensamblaje hasta su implementación en campo.
3.3 Técnicas, instrumentos y fuentes de sistematización de datos
-Técnicas: Análisis bibliográfico, cualitativo, cuantitativo y operacional de datos y registros
de los trabajos ejecutados por el segmento de completaciones de pozos en los pozos del
Oriente ecuatoriano para describir y desarrollar la primera versión de los instructivos
estandarizados de cada trabajo con su respectivo sustento teórico y operacional respaldado con
fotografías y demás documentos.
- Instrumentos: documentos, investigaciones, registros de indicadores a nivel mundial,
Latinoamérica y Ecuador de servicios operacionales con (NPT) y costos a pagar a causa de
incidentes presentados, informes de trabajos ya concluidos e inconvenientes durante la
ejecución de los mismos. Análisis de riesgos y puntos más críticos de cada trabajo seleccionado
para el presente estudio.
- Fuentes: Biblioteca de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y
Ambiental de la Universidad Central del Ecuador, Base de Datos de la Compañía de servicios
petroleros Schlumberger específicamente del segmento Completación de pozos al igual que
papers, revistas indexadas, bibliotecas virtuales como SPE-OnePetro.
Tomando como antecedente la información antes descrita en el ítem 2.2 que hacía
referencia al Sistema de gestión de Schlumberger Limited se describió a la plataforma de datos
llamada QUEST, de la cual se obtuvieron varios datos para iniciar con un análisis estadístico
de los registros de servicios operacionales con tiempo no productivo (NPT) con sus respectivos
60
costos, desde el año 2014 al 2017 a nivel mundial (MND), Latinoamérica (LAM) y Ecuador
(ECU) específicamente del Segmento (CPS).
Analizando las Tablas 3.10 y 3.11, se concluye que en el año 2014, 2015, 2016 y 2017 se
registraron 34, 19, 27, 3 servicios operacionales en el Ecuador con (NPT) que representan el
34.69%, 19.39%, 31.40% y el 33.33% respectivamente de los eventos con (NPT) a nivel del
área de Latinoamérica. Reflejando que en el año 2014 se presentaron más de éstos eventos.
Tabla 3.10: Número total de servicios operacionales con (NPT) en los años (2014-2015)
2014 2015
MES MND LAM ECU MND LAM ECU
Ene 469 5 3 344 6 1
Feb 410 12 5 365 4 2
Mar 414 9 3 389 9 2
Abr 404 4 0 383 12 0
May 532 10 4 395 13 1
Jun 496 8 2 376 10 1
Jul 497 5 0 381 8 3
Agos 534 9 2 298 10 2
Sep 438 6 4 330 9 2
Oct 477 10 5 338 11 3
Nov 486 13 5 271 4 2
Dic 386 7 1 272 2 0
TOTAL 5543 98 34 4142 98 19
PORCENTAJE (%) 100 34.69 100 19.39 Fuente: (QUEST, 2017)
Tabla 3.11: Número total de servicios operacionales con (NPT) en los años (2016-2017)
2016 2017
MES MND LAM ECU MND LAM ECU
Ene 361 9 2 247 4 2
Feb 342 8 1 225 2 0
Mar 353 14 5 330 3 1
Abr 286 8 7
May 212 9 6
Jun 217 14 1
Jul 177 7 3
Agst 158 5 2
Sep 174 8 0
Oct 211 3 0
Nov 217 0 0
Dic 300 1 0
TOTAL 3008 86 27 802 9 3
PORCENTAJE (%) 100 31.40 100 33.33 Fuente: (QUEST, 2017)
61
En el Gráfico 3.1, se compara gráficamente entre los valores de los servicios operacionales
con (NPT) del segmento (CPS) del Ecuador y los del área de Latinoamérica
Gráfico 3.1: Número total de servicios operacionales con (NPT) con (NCR)
Fuente: (QUEST, 2017)
Se seleccionaron los dos trabajos más frecuentes en la Región Amazónica del Ecuador que
son Completación selectiva con (MRP) e instalación de “Y-Tool” para bombeo
electrosumergible y se investigó cuántos de estos trabajos se sumaron al total del número de
servicios operacionales con (NPT) y (NCR) registrados en las Tablas 3.9 y 3.10.
Encontrando que en el año 2014, 2015, 2016, 2017 se presentaron en total 10, 7, 9, 3 que
representan el 23.26%, 11.86%, 15.25% y el 37.50% a nivel de los servicios operacionales con
(NPT) y (NCR) del área de Latinoamérica, respectivamente, cuyos datos se encuentran
detallados a continuación en la Tabla 3.12:
Tabla 3.12: Número de servicios operacionales con (NPT)
2014 2015 2016 2017
MES LAM ECU LAM ECU LAM ECU LAM ECU
Ene 1 0 1 0 4 1 4 1
Feb 8 4 4 2 4 0 4 2
Mar 3 0 3 0 9 1 0 0
Abr 3 1 10 0 6 3
May 4 0 7 0 3 1
Jun 5 0 8 0 9 1
Jul 0 0 5 1 5 1
Agst 4 0 6 2 4 1
98
34
98
19
86
27
9 3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
LAM ECU LAM ECU LAM ECU LAM ECU
2014 2015 2016 2017
62
Sep 4 2 5 1 7 0
Oct 4 2 6 0 5 0
Nov 4 1 3 0 3 0
Dic 3 0 1 1 0 0
TOTAL 43 10 59 7 59 9 8 3
% 100 23.26 100 11.86 100 15.25 100 37.50 Fuente: (QUEST, 2017)
En el Gráfico 3.2, se gráfica el porcentaje que representa el número de servicios
operacionales totales con (NPT) y (NCR) relacionados con completaciones selectivas con
(MRP) e instalaciones de “Y-Tool” para bombeo electrosumergible del segmento (CPS) del
Ecuador respecto al área de Latinoamérica.
Gráfico 3.2: Porcentaje de servicios operacionales con (NPT)
Fuente: (QUEST, 2017)
El Segmento (CPS) a nivel mundial ha registrado un valor de $ 2 053.051.400 en pérdidas
económicas denominado “dinero rojo” como resultado de los servicios con (NPT). Este valor
es la adición entre el dinero compensado al cliente por los inconvenientes ocasionados (pérdida
de producción) y el dinero extra a invertir (pesca de herramientas, alquiler de equipos,
unidades. etc.) para poder culminar dicho trabajo.
En la Tabla 3.12, se registró desde el año 2014 al 2017, los valores de “dinero rojo” total
del segmento (CPS), a nivel mundial, Latinoamérica y Ecuador reflejando que la mayor pérdida
de dinero a nivel mundial fue en el año 2014 con un valor de $ 2 004.193.900 y le sigue el año
2015 con $ 38 783 300 y específicamente en el Ecuador fue también en el año 2014 con una
pérdida de $ 502.100 y en el 2016 con $ 213.200.
100
23,26
100
11,86
100
15,25
100
37,50
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
LAM ECU LAM ECU LAM ECU LAM ECU
2014 2015 2016 2017
63
Tabla 3.13: Registro total de “dinero rojo” por servicios operacionales con (NPT)
MES 2014 2015 2016 2017
LAM ECU LAM ECU LAM ECU LAM ECU
Ene 0 0 6.3 0 497.7 3 82 49
Feb 73.1 19.3 635.5 0 5059 0 47 0
Mar 662.3 0 4.4 0 1552.7 0.1 0 0
Abr 115.2 0 10171.7 0 92.7 92.7
May 192 0 85.5 0 242 0
Jun 19.9 0 13070.7 0 975.9 0.4
Jul 0 0 12678.2 1.5 14.4 12
Agos 2364 0 1137.1 40.3 106 105
Sep 2000494 334 888.6 0 379.7 0
Oct 176.3 123.8 104.2 0 219 0
Nov 69.2 25 1.1 0 0 0
Dic 27.9 0 0 0 0 0
$ 2,004,193.900 502.100 38,783.300 41.800 9,139.100 213.200 129.000 49.000
Fuente: (QUEST, 2017)
En la Tabla 3.14 se desglosaron los valores del dinero compensado al cliente por los
inconvenientes ocasionados durante el servicio solicitado desde el año 2014 hasta el 2017
reflejando que las mayores pérdidas a nivel mundial fueron en los años 2014 con
$ 2 003.872.600 y 2016 superando los 400.000 dólares y específicamente en el Ecuador las
mayores pérdidas fueron en el año 2014 con $ 280.300 y en el 2016 con $ 200.000.
Tabla 3.14: Dinero compensado por el Segmento de (CPS) al cliente
MES 2014 2015 2016 2017
LAM ECU LAM ECU LAM ECU LAM ECU
Ene 0 0 6.3 0 465.5 3 81 49
Feb 70.8 18 0 0 5059 0 47 0
Mar 662.3 0 2 0 1552.5 0.1 0 0
Abr 115.2 0 10118.3 0 91.7 91.7
May 140 0 81.1 0 242 0
Jun 19.4 0 13049.1 0 753.7 0.2
Jul 0 0 12678 1.5 2.4 0
Agos 2344 0 1137.1 40.3 106 105
Sep 2000278.3 118.3 887.6 0 179.5 0
Oct 151.5 119 101 0 212 0
Nov 68.2 25 0.1 0 0 0
Dic 22.9 0 0 0 0 0
$ 2,003,872.600 280.300 38,060.600 41.800 8,664.300 200.000 128.000 49.000
Fuente: (QUEST, 2017)
64
En la Tabla 3.15 se registran valores del dinero extra que el segmento (CPS) invierte para
la culminación del servicio donde se suscitaron los inconvenientes. Estos registros son desde
el año 2014 hasta el 2017 reflejando que las mayores pérdidas a nivel mundial fueron en los
años 2015 con $ 722.700 y en el año 2016 con $ 474.800.
Tabla 3.15: Dinero extra del Segmento de (CPS)
MES 2014 2015 2016 2017
LAM ECU LAM ECU LAM ECU LAM ECU
Ene 0 0 0 0 32.2 0 1 0
Feb 2.3 1.3 635.5 0 0 0 0 0
Mar 0 0 2.4 0 0.2 0 0 0
Abr 0 0 53.4 0 1 1
May 52 0 4.4 0 0 0
Jun 0.5 0 21.6 0 222.2 0.2
Jul 0 0 0.2 0 12 12
Agos 20 0 0 0 0 0
Sep 215.7 215.7 1 0 200.2 0
Oct 24.8 4.8 3.2 0 7 0
Nov 1 0 1 0 0 0
Dic 5 0 0 0 0 0
$ 321.300 221.800 722.700 0.000 474.800 13.200 1.000 0.000 Fuente: (QUEST, 2017)
Luego de analizar todos los valores obtenidos anteriormente se resumió en la Tabla 3.16
específicamente los valores que involucran al segmento (CPS) del Ecuador. Con estos valores
se confirmó la importancia de desarrollar un plan de mejora para reducir la posibilidad de
ocurrencia de inconvenientes que generan (NPT) y resulta en grandes pérdidas económicas.
Tabla 3.16: Registro de eventos con (NPT) y “dinero rojo” de CPS del Ecuador
CPS DEL ECUADOR
(Año 2014 hasta 2017)
Número de servicios con NPT con NCR 83
Número de incidentes con NCR por NPT 29
Registro total de “dinero rojo” por servicios operacionales e
incidentes con NPT del Segmento CPS $ 806100
Dinero compensado por el Segmento de CPS al cliente $ 571100
Dinero extra del Segmento de CPS por pérdidas $ 235000
Fuente: (QUEST, 2017)
65
CAPÍTULO IV
RESULTADOS
Se determinó que el plan de mejora para reducir la presencia de inconvenientes en los
trabajos de completación de fondo con Empaquetadura Recuperable y “Y-Tool” para bombeo
electrosuemrgible, consiste en proponer instructivos de trabajo que sean didácticos y de fácil
comprensión para su rápida aplicación.
Para llegar a la elaboración de los correspondientes instructivos en la Figura 4.7 se describe
brevemente los pasos que se debieron seguir:
Figura 4.7: Pasos a seguir para la propuesta de instructivos de trabajo
1. Identificación del problema: Grandes pérdidas económicas del segmento de (CPS) del Ecuador debido a servicios operacionales con
(NPT).
2. Recolección de registros de los servicios operacionales con (NPT) a nivel mundial, Latinoamérica y Ecuador desde el año 2014 hasta el
2017.
3. Recolección de registros del "dinero rojo" a nivel
mundial, Latinoamérica y Ecuador desde el año 2014
hasta el 2017.
4. Registrar la frecuencia de los trabajos ejecutados por el segmento CPS en los campos
petroleros de la Región Amazónica del Ecuador.
5. Determinar los trabajos de mayor frecuencia:
Completación de fondo con empaquetadura recuperable e Instalación de "Y-Tool" para bombeo electrosumergible.
6. Seleccionar un pozo donde se ejecuten los dos trabajos para que sea la base para la
elaboración de los respectivos instructivos: Pozo
EDYK 000S1 del Campo Edén Yuturí
7. Definir que es un sistema de gestión y cliente. Tipos y
fases de completaciones, sistemas de producción,
funciones de los componentes de una
completación.
8. Definir las características, aplicaciones, técnicas de
asentamiento y liberación de herramientas.
9. Realizar un análisis de riesgos y puntos críticos para
determinar las medidas de seguridad industrial a
cumplir.
10. Proponer un instructivo didáctico y de fácil
comprensión que contenga todo lo necesario para ayudar
al desarrollo exitoso del trabajo.
66
La metodología de cada instructivo está enfocada en la redacción paso a paso del trabajo
específico cumpliendo directrices y recomendaciones (notas) para mejorar la calidad y
eficiencia del servicio.
Se decidió elaborar un instructivo para la etapa del ensamblaje de las herramientas por ser
una etapa crítica que es desarrollada en el taller de la Base principal de la compañía
Schlumberger. Si esta etapa es ejecutada correctamente el éxito del trabajo se garantiza en un
50%. El otro 50% corresponde al procedimiento ejecutado en campo la cual también contará
con su respectivo instructivo desde la llegada a la locación hasta la culminación del servicio
requerido por el cliente. Los principales puntos a considerar siempre en cada fase se resumen
en la siguiente Figura 4.8:
Figura 4.8: Puntos críticos en la fase de ensamblaje e instalación de herramientas
En
sab
laje
enta
ller
•Conocer de partes constitutivas de unaempaquetadura recuperable y "Y-Tool".
•Usar el equipo de protección personal.
•Cumplir normas y estandáres deseguridad industrial.
•Usar adecuadas llaves de tubo y decadena, martillos, prensa y demásherramientas de apoyo para elensamblaje.
•Engrasar todas las conexiones presentesen las partes móviles de laempaquetadura recuperable y de la "Y-Tool".
•Seleccionar y colocar correctamente O-Rings.
•Precaución al ajustar las partes móvilesde la empaquetadura recuperable y de la"Y-Tool".
•Entrenamiento para realizar pruebas depresión en el taller.
•Orden y limpieza al trabajar.
Inst
ala
ció
nen
cam
po
•Conocer la técnica de asentamiento yliberación de una empaquetadurarecuperable y de una "Y-Tool".
•Usar el equipo de protección personal.
•Cumplir normas y estandáres deseguridad industrial.
•Realizar una reunión con CompanyManpara conocer todas las condiciones delpozo donde se realizará el trabajo.
•Verificar y contar con todas lasherramientas necesarias para ejecutar eltrabajo en el pozo.
•Asegurarse de diámetros y pesos de latubería.
•Firmar y socializar los términos delpermiso de trabajo aprobado por lasautoridades pertinentes.
•Mantener la alerta en los valores delindicador de presión y peso al momentode asentar la empaquetadura.
67
A continuación se registran en tablas los datos del pozo EDYK-000S1 del Campo Edén
Yuturí. El cual ha sido seleccionado como ejemplo para el desarrollo de los correspondientes
instructivos que más adelante se presentan:
4.1 Datos de la completación de fondo del pozo EDYK-000S1
Los datos del pozo EDYK-0000S1 del Campo Edén Yuturí se muestra en la Tabla 4.17, que
se divide en la descripción del pozo y datos de las arenas productoras. Completions, ( 2017):
Tabla 4.17: Descripción del pozo EDYK-000S1
Descripción del pozo
Tipo Direccional “J”
Presión de diseño 3000 psi
Tamaño de cabeza de pozo (-Wellhead size-) 11.000in
Cabeza de pozo (-Wellhead-) Simple
Profundidad total (MD/TVD) 10110ft / 7677 ft
Arenas productoras
Nombre Tope MD (ft) Base MD (ft) Espesor (ft) Presión (psi)
M2 9,190.00 9,220.00 30 3000
Ui 9,504.00 9,510.00 6 2980
T 9,885.00 9,916.00 31 2528
Fuente: CPS Schlumberger , (2017)
En la Tabla 4.18, hace referencia a la descripción de la tubería, tomando en cuenta
profundidad diámetros, drift (diámetro interno mínimo), grado y peso.
Tabla 4.18: Descripción y resistencias de la tubería del pozo EDYK-000S1
Descripción de Tubería de revestimiento
Descripción Desde
(ft)
Hasta MD
(ft) OD (in) ID (in) Drift (in) Grado
Peso
(lb/ft)
Conductor 0 79.00 20.000 19.124 18.936 K-55 94
Superficial 0 4100.00 13.375 12.615/
12.415
12.459/
12.259 K-55 54.5/68
Intermedio 0 8,090.00 9.625 8.681 8.525 N-80 47
Liner de
Producción 7470 10,110.00 7.000 6.276 6.151 P-110 26
68
Descripción de Tubería de producción
Descripción Tope MD (ft) Base MD (ft) OD Nominal
Collar de aterrizaje
(Landing collar) 10,015.40 10,015.400 7.00
Collar flotante
(Float collar) 10,060.17 10,061.22 7.000
Zapato de casing
(Casing shoe) 10,105.35 10,110.00 7.000
Fuente: CPS Schlumberger , (2017)
El diseño del pozo tiene una configuración de instalación de tres (MRP), que aislarán a
cada yacimiento como muestra la Tabla 4.19:
Tabla 4.19: Configuración de las empaquetadura del pozo EDYK-000S1
Empaquetadura Modular Recuperable (MRP)
Número Descripción Arena Profundidad (ft)
(MRP) 3 Superior M2 9,092.33
(MRP) 2 Intermedio Ui 9,389.29
(MRP) 1 Inferior T 9,750.46 Fuente: CPS Schlumberger , (2017)
La tensión máxima de liberación del (MRP) puede ser calculada con la siguiente fórmula:
Ecuación 4.1
Dónde:
T= Tensión requerida para liberar la empaquetadura (Lbs)
n= número de pines de liberación instalado
S= valor de corte nominal de cada pin
t= tolerancia de corte
A continuación en la Tabla 4.20 se encuentran los valores de liberación es decir la tensión
máxima que puede soportar el (MRP) de acuerdo al número de pines de su configuración.
Resistencias de Tubería de revestimiento
Descripción Presión Interna
(psi)
Presión de Colapso
(psi)
Tensión
(lbs X 1000)
Conductor 2110 520 1480
Superficial 2730/ 3450 1130/ 1950 853
Intermedio 6870 4750 1086
Liner de Producción 9960 6230 830
69
Tabla 4.20: Valores de tensión para la recuperación del (MRP)
Valor de Tensión vs Número de pines
Pines
(unidad) 6 7 8 9 10 11 12
Tensión
(lbs x 1000) 33000 385000 44000 495000 55000 60500 66000
Valor de liberación
Número Descripción Arena n (Pines) Peso (Klbs)
(MRP) 3 Superior M2 8 40 (+/- 5)
(MRP) 2 Intermedio Ui 9 45 (+/- 5)
(MRP) 1 Inferior T 10 50 (+/- 5)
Fuente: CPS Schlumberger , (2017)
En la Tabla 4.21, se resume la configuración de la “Y-Tool”, específicamente su
profundidad y longitud.
Tabla 4.21: Configuración de la “Y-Tool” del pozo EDYK-000S1
Datos de instalación de “Y-Tool”
Descripción Profundidad (ft) Longitud (ft)
Intake de equipo (BES) 7,368.74 64.9
Y-Tool 7,327.17 68.87
BHA Y-Tool 7,274.16 133.86
Fuente: CPS Schlumberger, (2017)
4.2 Diagramas del diseño de la completación de fondo del pozo EDYK-000S1
El Diagrama del pozo (Ver Anexo 6) de la completación de fondo con tres (MRP) y “Y-
Tool” para bombeo electrosumergible del pozo EDYK-000S1 ha sido dividido en las siguientes
partes como muestra la Ilustración 4.39:
1) (MRP) 1 Arena “T”
2) (MRP) 2 Arena “Ui”
3) (MRP) 3 Arena “M2”
4) “Y-Tool” con Bomba electrosumergible
El objetivo de la completación de fondo es aislar la arena “T” y producir de la arena “Ui”
y de la arena “M2” de forma selectiva. Dependiendo de las condiciones de las zonas de interés
se producirá un tiempo de una de las arenas y luego de otra. El método de producción de dichas
70
arenas es a través del levantamiento artificial Bombeo electrosumergible que requiere la
instalación de una herramienta que aloja a la bomba electrosumergible y es en forma de Y, la
cual se la conoce como: “Y-Tool” y de acuerdo a la dimensión de la tubería del pozo, es de
9-5/8”.
71
Ilustración 4.39: Diagrama de las partes del pozo EDYK-000S1 del Campo Edén Yuturí
Fuente: Diseño de Schlumberger para el pozo EDYK-000S1
72
1) (MRP) 1 Arena “T”: Se asienta un primer (MRP) para aislar la arena “T” como se observa en la Ilustración 4.40.
Ilustración 4.40: Diagrama del BHA del (MRP) 1 para la arena “T”
Fuente: Diseño de Schlumberger para el pozo EDYK-000S1
73
2) (MRP) 2 Arena “Ui”: Se asienta un segundo (MRP) para aislar la arena “Ui” de la arena “M2” con su respectiva camisa de deslizamiento
para producir de forma selectiva de la arena “Ui” por bombeo electrosumergible “T” como se observa en la Ilustración 4.41.
Ilustración 4.41: Diagrama del BHA del (MRP) 2 para la arena “Ui”
Fuente: Diseño de Schlumberger para el pozo EDYK-000S1
74
3) (MRP) 3 Arena “M2”: Se asienta un tercer (MRP) con su respectiva camisa de deslizamiento para producir de forma selectiva de la arena
“M2” por bombeo electrosumergible “T” como se observa en la Ilustración 4.42.
Ilustración 4.42: Diagrama del BHA del (MRP) 3 para arena “M2”
Fuente: Diseño de Schlumberger para el pozo EDYK-000S1
75
4) Y-Tool para B.E.S: Luego de tener la completación de fondo con los 3 (MRP) lista, se procede al armado de la (BES) para anclarla a la “Y-Tool” y finalmente se instala la “Y-Tool” en el pozo, para arrancar con
la producción del pozo “T” como se observa en la Ilustración 4.43.
Ilustración 4.43: Diagrama del BHA de la (BES) y “Y-Tool”
Fuente: Diseño de Schlumberger para el pozo EDYY-000S1
76
El presente estudio pretende la estandarización de procesos entre todos los técnicos del taller
y los operadores de campo optimizando dos importantes recursos que son: el tiempo y dinero;
a fin de reducir el tiempo no productivo y así cumplir con los requerimientos del cliente. Como
resultado se elaboraron los correspondientes instructivos:
1) Ensamblaje en taller de una empaquetadura recuperable.
2) Ensamblaje en taller para una “Y-Tool” para bombeo electrosumergible.
3) Instalación en campo de una empaquetadura recuperable (MRP).
4) Instalación en campo de una “Y-Tool” para bombeo electrosumergible.
77
4.3 Instructivo para el ensamblaje de la empaquetadura modular recuperable
(MRP)
Objetivo: Ensamblar correctamente la empaquetadura modular recuperable (MRP) en el
Taller del segmento CPS de la compañía de servicios petroleros Schlumberger.
Equipo de Protección Personal: Conforme al Estándar 3 de la compañía Schlumberger que
hace referencia al Equipo de Protección Personal (EPP) (Ver Ilustración 4.44), se debe dar
cumplimiento obligatorio al uso del EPP en toda operación realizada en el Taller de CPS:
Instructivos de ensamblaje
de un (MRP)
¿Conoce las
partes
constitutivas de
un (MRP)?
EPP:
Overol,
casco,
guantes,
gafas, botas
Ver página 2 y 3
No
Sí
¿Conoce los
requisitos de
seguridad
industrial?
No
Sí
-Estándar QHSE-S017:
Prevención de lesiones.
-Certificados médicos y
de seguridad vigentes.
-Reuniones de pre-trabajo
(análisis de riesgos)
-Procedimientos de
respuesta a emergencias
en el taller.
-Usar EPP
-Estándar QHSE-S013:
Levantamiento mecánico.
-Estar alerta de su entorno
en todo momento.
Seguir paso a paso
lo descrito en el
instructivo de
trabajo
Ver página 3 en
adelante
Sellar el instructivo
con los respectivos
nombres y firmas
Ver página 2 y 3
78
Ilustración 4.44: Equipo de Protección Personal obligatorio
Fuente: Norma OHSAS 18001
Casco
Gafas
Overol
Guantes de alto impacto
Botas con punta de acero
Requisitos de seguridad industrial: Para realizar operaciones de asentamiento y liberación
de empaquetadura se deben cumplir con los siguientes requisitos:
Conocimiento del Estándar QHSE-S017 creado por la Compañía Schlumberger que
hace referencia a la Prevención de lesiones.
Asegurarse de que los certificados médicos personales y de seguridad sean los
adecuados y estén vigentes para la región y sitio específico de trabajo.
Llamar a reuniones de pre-trabajo para hacer un análisis de riesgos y conversar sobre
las medidas de seguridad en el trabajo.
Asegurarse de tener conocimiento de los procedimientos de respuesta a emergencias en
el taller de la Base OFS Coca.
Usar equipo de protección personal (EPP), siguiendo el Estándar QHSE-S003, en el
cual se especifica por áreas de trabajo y tipo de actividad el equipo a utilizar pero como mínimo,
se debe incluir overol, casco, gafas, zapatos con punta de acero y guantes de alto impacto.
Manejar todas las grúas y montacargas según el Estándar QHSE-S013 referente al
Levantamiento mecánico, en general se indica las reglas a seguir como ser un operador
certificado para grúas y montacargas y siempre desalojar al personal del área durante toda
operación que implique el levantamiento de herramientas, equipos, etc.
Estar alerta de su entorno en todo momento. Si se identifican situaciones peligrosas u
otras operaciones que no sean las normales, intervenir y dar aviso a los responsables para tomar
las medidas correctivas. Si es necesario detener la operación.
Instrucciones de ensamblaje: Se debe seguir los pasos descritos en el presente instructivo
para lo que se requiere: Personal capacitado para la actividad y herramientas apropiadas y
certificadas (prensa, llaves, puente grúa, montacargas, etc.
79
Partes principales de la Empaquetadura Modular Recuperable: Se enlistan en la Tabla 4.22 las partes principales del (MRP) de acuerdo a las Ilustración 4.45 y 4.46 para su familiarización antes de proceder con la etapa del
ensamblaje.
Ilustración 4.45: Partes principales de la Empaquetadura Modular Recuperable
Fuente: Manual de operaciones del (MRP) de Schlumberger
Tabla 4.22: Lista de partes principales del (MRP)
Ilustración 4.46: Partes principales del (MRP) Fuente: Fotografía tomada en el Taller del segmento CPS-Schlumberger del Ecuador
Nota: No se pueden conocer todas las partes del (MRP) porque se debe tener acceso a informes de fabricación y, patentes y demás documentos restringidos por su valor comercial.
NÚMERO INGLÉS ESPAÑOL
1 Upper coupling Acoplamiento superior
2 Upper gauge ring Anillo superior
3 Lower gauge ring Anillo de calibre inferior
4 Shell Cáscara
5 Piston X-over
6 Upper ratchet Trinquete superior
7 Cylinder Cilindro
8 Upper piston Pistón superior
9 Lower piston Pistón inferior
10 Belleville washer Topes
11 Lower ratchet Clavija inferior
12 Upper cone Cono superior
13 Slip cage Caja para Cuñas
14 Slips Cuñas
15 Seal sleeve Sello de camisa
16 Lower cone Cono inferior
17 Split ring Anillo
18 Mandrel Mandril
19 Lower coupling Acoplamiento inferior
20 O Ring AAA
21 O Ring BBB
22 End Element Elemento final
23 Center Element Elemento central
24 Element Ring Elemento de anillo
25 O Rings
80
Características del Instructivo: El instructivo está formado por 3 columnas:
1) Número de paso
2) Descripción del paso
3) Fotografía como muestra del paso a realizar
Al final de algunos pasos se encontrarán notas, las cuales estarán identificadas con uno de los
siguientes íconos:
Advertencia
Pare y realice lo que indica la nota
Leer para información
Procedimiento a seguir descrito en la Tabla 4.23:
Tabla 4.23: Procedimiento para el ensamblaje de un (MRP)
INSTRUCTIVO PARA EL ENSAMBLAJE DE UN (MRP)
Nota General: Colocar Moly mist (anticorrosivo) en todas las conexiones
1. Fijar el Pistón X-Over (5) en la prensa para mayor estabilidad.
81
2.
Deslizar el Shell (4) por la parte superior del Pistón X-Over
(5). Con un marcador de metal pintar las ranuras existentes
en el Shell.
3.
Deslizar el Lower Gauge Ring (3) por la parte superior del Shell
(4) y conectar con el Pistón X-Over (5) para ajustar con llave de
tubo
4. Introducir el Upper Ratchet (6) por la parte superior del Upper
Piston (8) hasta deslizar al tope inferior del mismo
5. Colocar el O-ring AAA (20) con lubriplate, en el Groove
interno del Upper Piston (8)
6.
Engrasar toda la superficie del Shell (4). Introducir el Upper
Pistón (8) por la parte inferior del Shell y deslizar con la ayuda
de suaves golpes hasta que haga tope con el Piston X-Over (5)
82
7. Ajustar con una llave de cadena plana el Upper Pistón (8)
con el Pistón X-Over (5)
Nota: Colocar solamente llave de cadena plana en la parte superior del Upper Piston para no lastimar
el camino del Upper Ratchet.
8. Marcar con un marcador de metal el Groove superior del
Upper Ratchet (6)
9.
Deslizar con la pinza espansora el Upper Ratchet (6) hasta el
tope de la parte superior del Upper Piston (8) Colocar con
lubriplate el O-ring BBB (21) en el Groove externo del Upper
Piston
Nota: Verificar que el Upper Ratchet se encuentre en el tope del Upper piston moviendo
ligeramente hacia la derecha para comprobar que esté sobre el camino interno del Ratchet del
Shell y no se encuentre montado.
10. Colocar con lubriplate un O-ring AAA (20) en el Groove
interno y un O-ring BBB (21) en el Groove externo del Lower
Piston (9)
83
11. Conectar el Cylinder (7) con el Lower Piston (9).
12.
Introducir por la parte inferior del Shell (4) el Cylinder (7) con
el Lower Piston (9) y con la ayuda de un martillo de goma
golpear por la parte inferior para moverlo hasta hacer tope con
el Upper Ratchet (6)
13.
Ajustar con la ayuda de una llave de cadena plana no en su
totalidad desde el Lower Piston (9) el Cylinder (7) con el
Upper Ratchet (6), se debe dejar un Gap de 3/16” entre el
Cylinder y el Piston X-Over (5)
Nota: Al momento de ajustar el Cylinder con el Upper Ratchet se debe visualizar la parte marcada
del Upper Ratchet que se encuentre haciendo tope con el Upper Piston. Verificar que este no se
recorra hacia atrás, en el caso de observar que se esté moviendo, con la ayuda de un martillo de
goma golpear por la parte inferior del Lower Piston.
14.
Golpear con la ayuda de un martillo de goma por la parte superior del Shell (4) y deslizar hasta
hacer tope interno con el Lower Gauge Ring (3)
Nota: Al realizar este paso verificar que el Cylinder (7) con el Upper Ratchet (6) no se haya
recorrido, en el caso que sucediera golpear por la parte inferior del Lower Piston (9) hasta volver
a colocarlo en posición.
15. Introducir por la parte inferior del Shell (4) los 2EA de
Belleville Washer (10) hasta deslizar en la parte interna del
Lower Piston (9)
84
Nota: La posición de las Belleville Washer (26) debe ser cara con
cara, como muestra la figura.
16. Introducir con la ayuda de las pinzas espansoras el Lower
Ratchet (11) por la parte inferior del Shell (4) y deslizar hasta
posicionar en el inicio del camino del Ratchet del Shell (4)
Nota: Cerciorarse que el Lower Ratchet se encuentre en el tope del Ratchet del Shell, se verifica
dando un ligero giro hacia la derecha para comprobar que esté sobre el camino interno del Ratchet
del Shell.
17. Golpear con un martillo de goma por la parte inferior del Shell hasta alinear el Groove interno
con los agujeros del Lower Piston (9) y del Lower Gauge Ring (3).
18. Colocar 4EA de Brass Shear Screw en el Lower Piston (9)
Nota: Ajustar hasta el tope el Brass Shear Screw y remover para verificar visualmente que haya
llegado al Groove en el Shell (4) caso contrario alinear el Shell con los agujeros del Lower
Piston (9).
19. Introducir el Upper Cone (12) por la parte inferior del Shell
(4) y ajustar con el Lower Piston (9).
20. Ajustar el Upper Cone (12) con una llave de tubo.
21. Colocar el Element Ring (23) en el Groove interno del Center
Element (24)
85
22. Engrasar en la parte superior del Shell (4) deslizar el End
Element (22) seguido del Center Element (21) y del otro End
Element
23. Colocar el O-ring CCC (24) en el Groove externo del Seal
Sleeve (15)
24.
Introducir el Seal Sleeve (15) por la parte interna inferior del
Shell (4) introducir el Mandrel (18) por la parte inferior del
Shell y empujar hasta que el Seal Sleeve, haga tope interno
con el Shell y remover Mandrel
Nota: La posición del Seal Sleeve (15) está orientada con
el Groove externo con orientación al Lower Coupling (19)
como muestra la Figura
25. Introducir el Retaining Ring por la parte inferior interna del
Shell (4) hasta colocarlo en el Groove interno del Shell.
86
26. Colocar grasa en el Mandrel (18) e introducir por la parte
superior del Shell (4) con la ayuda de un martillo de goma
deslizar hasta visualizar el Groove de los Split Ring (17).
27.
Colocar los 2EA de Back Up O-ring con el O-ring (25) en el
Groove interno superior del Upper Gauge Ring (2) se coloca
2EA de back up O-ring y O-ring en el Groove interno Lower
Gauge Ring (3)
28. Conectar por la parte Superior del Shell (4) el Upper Gauge
Ring (2), con una llave de tubo y se coloca como back up en la
parte inferior del Shell para ajustar el Upper Gauge Ring
Nota: No colocar el back up en los dedos del collet del Shell, el back up se debe colocar a una
distancia prudente para no deformar el componente.
29.
Colocar un poco de grasa en los Split Rig (17) en el Groove
del Mandrel (18) con la ayuda de un martillo de goma para
golpear por la parte inferior del Mandrel y deslizar hasta
hacer tope interno con el Upper Gauge Ring (2)
Nota: Al realizar el movimiento del Mandrel se debe verificar que la Split Ring entren en el
interior del Shell (4).
30. Colocar 2EA de back up O-ring y otro O-ring en el groove
interno del Upper Coupling (1)
87
31. Conectar Upper Coupling (1) con Mandrel (18) con una llave
de tubo y colocar como back up en la parte inferior del
Mandrel (18) y ajustar el Upper Coupling
32. Colocar 2EA de Set Screw en el Upper Coupling (1)
33. Colocar un poco de grasa en el Groove del Spring y en cada Slip
(14) antes de colocarlos
34.
Colocar el Slip Cage (13) de forma horizontal, introducir cada
Slip (14) por la parte interna del Slip Cage y alinear el Spring
dentro del Groove del Slip Cage y con la ayuda de un O-ring
desgastado envolver al Slip y presionar con la mano hacia fuera
comprimiendo el resorte y el O-ring
88
35.
Introducir el Slip Cage (13) por la parte Inferior del Mandrel
(18) y deslizar hasta llegar hacer tope con el Upper Cone (12)
manteniendo alineados los agujero del Slip Cage (13) con los
del Upper Cone y retirar los O-ring desgastados que sostenían a
los Slips (14)
36. Colocar 5EA de Retaining Screw en la parte superior del Slip Cage (13) con el Upper Cone (12)
37.
Introducir el Lower Cone (16) por la parte inferior del Mandrel (18) y conectarlo. Ajustar con el
Shell (4) hasta hacer tope y regresar hasta alinear los agujeros del Slip Cage (13) con los del
Lower Cone
38. Colocar 5EA de Retaining Screw en la parte inferior del Slip Cage (13) con el Lower Cone (16)
39. Colocar un O-ring (25) en el Groove interno del Lower
Coupling (19)
40. Conectar el Lower Coupling (19) con el Mandrel (18) y ajustar
con una llave de tubo
41. Con una llave de tubo mover el mandrel (18) hasta dejar alineados todo los agujeros del Lower
Cone (16)
42. Colocar 10EA de Steel Shear Screw en el Lower Cone (16)
43. Colocar Test Cap y tapones de prueba para realizar una prueba
de presión Hidrostática con aproximadamente de 3000 a 5000
PSI durante 10 minutos.
44. Realizar el control dimensional de la herramienta, verificar OD que correspondan con el libraje
de la herramienta.
89
45. Pintar la herramienta y colocar protectores de rosca (pin y box), embalar y proteger con plástico
los elementos.
46. Completar el presente documento, firmar y cargar en el sistema
Fecha Nombre del técnico del taller Firma
Nombre del supervisor del taller Firma
Fuente: Fotografías tomadas en el taller de CPS en la Base OFS El Coca-Ecuador
90
4.4 Instructivo para el ensamblaje de una “Y-Tool”
Objetivo: Ensamblar correctamente la “Y-Tool” en el Taller del segmento CPS de la compañía
de servicios petroleros Schlumberger.
Instructivos de ensamblaje
de una “Y-Tool”
¿Conoce las
partes
constitutivas de
una “Y-Tool”?
EPP:
Overol,
casco,
guantes,
gafas, botas
Ver página 2 y
3
No
Sí
¿Conoce los
requisitos de
seguridad
industrial?
No
Sí
-Estándar QHSE-S017:
Prevención de lesiones.
-Certificados médicos y
de seguridad vigentes.
-Reuniones de pre-trabajo
(análisis de riesgos)
-Procedimientos de
respuesta a emergencias
en el taller.
-Usar EPP
-Estándar QHSE-S013:
Levantamiento mecánico.
-Estar alerta de su entorno
en todo momento.
Seguir paso a paso
lo descrito en el
instructivo de
trabajo
Ver página 3 en
adelante
Sellar el instructivo
con los respectivos
nombres y firmas
Ver página 2 y 3
91
Equipo de Protección Personal: Conforme al Estándar 3 de la compañía Schlumberger que
hace referencia al Equipo de Protección Personal (EPP) (Ver Ilustración 4.47), se debe dar
cumplimiento obligatorio al uso del EPP en toda operación realizada en el Taller de CPS:
Ilustración 4.47: Equipo de Protección Personal obligatorio
Fuente: Norma OHSAS 18001
Casco
Gafas
Overol
Guantes de alto impacto
Botas con punta de acero
Instrucciones de ensamblaje: Se debe seguir los pasos descritos en el presente instructivo
para lo que se requiere: Personal capacitado para la actividad y herramientas apropiadas y
certificadas (prensa, llaves, puente grúa, montacargas, etc., abrir el permiso de trabajo y
herramientas apropiadas y certificadas (prensa, llaves, puente grúa, montacargas, etc.).
Requisitos de seguridad industrial: Para realizar operaciones de asentamiento y liberación
de empaquetadura se deben cumplir con los siguientes requisitos:
Conocimiento del Estándar QHSE-S017 creado por la Compañía Schlumberger que
hace referencia a la Prevención de lesiones.
Asegurarse de que los certificados médicos personales y de seguridad sean los
adecuados y estén vigentes para la región y sitio específico de trabajo.
Siempre asegurarse que exista un permiso de trabajo apropiado y válido acorde a la
operación a realizar.
Familiarizarse a su llegada con el sitio y las condiciones del pozo.
Llamar a reuniones de pre-trabajo para hacer un análisis de riesgos y conversar sobre
las medidas de seguridad en el trabajo.
Asegurarse de tener conocimiento de los procedimientos de respuesta a emergencias en
el taller de la Base OFS Coca.
92
Usar equipo de protección personal (EPP), siguiendo el Estándar QHSE-S003, en el
cual se especifica por áreas de trabajo y tipo de actividad el equipo a utilizar pero como mínimo,
se debe incluir overol, casco, gafas, zapatos con punta de acero y guantes de alto impacto.
Siempre conducir de una manera segura y profesional.
Estar alerta de su entorno en todo momento. Si se identifican situaciones peligrosas u
otras operaciones que no sean las normales, intervenir y dar aviso a los responsables para tomar
las medidas correctivas. Si es necesario detener la operación.
Partes principales de la “Y-Tool”: En la Ilustración 4.48 se identifican las partes principales
de la “Y-Tool” para su familiarización antes de proceder con su ensamblaje.
Ilustración 4.48: Partes principales de una “Y-Tool”
Fuente: Manual de operaciones de “Y-Tool” de Schlumberger
93
Características del Instructivo: El instructivo está formado por 3 columnas:
1) Número de paso
2) Descripción del paso
3) Fotografía como muestra del paso a realizar
Al final de algunos pasos se encontrarán notas, las cuales estarán identificadas con uno de los
siguientes íconos:
Advertencia
Pare y realice lo que indica la nota
Leer para información
Procedimiento a seguir descrito en la Tabla 4.24:
Tabla 4.24: Procedimiento para el ensamblaje de una “Y-Tool”
INSTRUCTIVO PARA EL ENSAMBLAJE DE UNA “Y-TOOL”
1.
Colocar el bloque de la Y Tool en la prensa
tal como muestra la figura.
Enroscar el handling sub y torquear.
Nota: No se coloca Top Nipple.
Utilizar troley para alinear la pieza y aplicar grasa en todas las conexiones
2.
Enroscar en la misma posición del bloque un
crossover, colocar back up en el extremo
superior de handling sub y torquear este
crossover.
94
3.
Enroscar la pump sub.en la misma posición
del bloque y torquear. Después enroscar un
crossover y colocar back up en la parte
superior de pump sub y torquear este
crossover.
Nota: Engrasar en las conexiones y utilizar troley para alinear la pieza
4.
Colocar en la misma posición del bloque, dos
O-Rings en un nuevo Low Torque Nipple,
colocar Blanking Plug, enroscar y torquear al
bloque.
Nota: En reparaciones se coloca nuevo Low Torque Nipple.
5.
Enroscar tornillo sin fin al housing y colocar
dos O-Rings en el telescopic swivel e insertar
telescopic swivel por la parte superior del
housing.
Nota: Engrasar en las conexiones, O-Rings y Housing.
95
Fecha Nombre del técnico del taller Firma
Nombre del supervisor del taller Firma
Fuente: Fotografías tomadas en el taller de CPS en la Base OFS El Coca-Ecuador
6.
En la misma posición del bloque enroscar
housing en Low Torque Nipple.
Nota: Limar las partes marcadas con la llave.
Colocar Blanking Plug antes de la prueba de presión, conectar tapones en la caja y pin de la Y-
Tool, y probar con aproximadamente de 3000 a 5000 psi por 10 minutos.
Después de la prueba de presión sacar el Blanking plug.
7. Completar el presente documento, firmar y cargar en el sistema
96
4.5 Instructivo para la instalación en campo de la completación de fondo con (MRP)
Objetivo: Instalar correctamente en campo la empaquetadura modular recuperable (MRP).
Equipo de Protección Personal: Conforme al Estándar 3 de la compañía Schlumberger que
hace referencia al Equipo de Protección Personal (EPP) (Ver Ilustración 4.49) se debe dar
cumplimiento obligatorio al uso del EPP en toda operación realizada en campo:
Instructivos de instalación
de un MRP
¿Conoce las
partes
constitutivas de
un MRP?
EPP:
Overol,
casco,
guantes,
gafas, botas
Ver página 2 y
3
No
Sí
¿Conoce los
requisitos de
seguridad
industrial?
No
Sí
-Estándar QHSE-S017:
Prevención de lesiones.
-Certificados médicos y
de seguridad vigentes.
-Reuniones de pre-trabajo
(análisis de riesgos)
-Procedimientos de
respuesta a emergencias
en el taller.
-Usar EPP
-Estándar QHSE-S013:
Levantamiento mecánico.
-Estar alerta de su entorno
en todo momento.
Seguir paso a paso
lo descrito en el
instructivo de
trabajo
Ver página 3 en
adelante
Sellar el instructivo
con los respectivos
nombres y firmas
Ver página 2 y 3
¿Conoce la
técnica de
asentamiento de
un MRP?
No
97
Ilustración 4.49: Equipo de Protección Personal obligatorio
Fuente: Norma OHSAS 18001
Casco
Gafas
Overol
Guantes de alto impacto
Botas con punta de acero
Instrucciones de instalación: Se debe seguir los pasos descritos en el presente instructivo para
lo que se requiere: Personal capacitado para la actividad y herramientas apropiadas y
certificadas (prensa, llaves, puente grúa, montacargas, etc., abrir permisos de trabajo y
herramientas apropiadas y certificadas.
Requisitos de seguridad industrial: Para realizar operaciones de asentamiento y liberación
de empaquetadura se deben cumplir con los siguientes requisitos:
Conocimiento del Estándar QHSE-S017 creado por la Compañía Schlumberger que
hace referencia a la Prevención de lesiones.
Asegurarse de que los certificados médicos personales y de seguridad sean los
adecuados y estén vigentes para la región y sitio específico de trabajo.
Llamar a reuniones de pre-trabajo para hacer un análisis de riesgos y conversar sobre
las medidas de seguridad en el trabajo.
Asegurarse de tener conocimiento de los procedimientos de respuesta a emergencias en
el pozo y seguir las instrucciones de las personas responsables del sitio.
Usar equipo de protección personal (EPP), siguiendo el Estándar QHSE-S003, en el
cual se especifica por áreas de trabajo y tipo de actividad el equipo mínimo a utilizar, es overol,
casco, gafas, zapatos con punta de acero y guantes de alto impacto.
Estar alerta de su entorno en todo momento. Si se identifican situaciones peligrosas u
otras operaciones que no sean las normales, intervenir y dar aviso a los responsables para tomar
las medidas correctivas. Si es necesario detener la operación.
98
Partes principales de la Empaquetadura Modular Recuperable: Se enlistan en la Tabla 4.22 las partes principales del (MRP) de acuerdo a las Ilustración 4.45 y 4.46 para su familiarización antes de proceder
con la etapa del ensamblaje.
Ilustración 4.50: Partes principales de la Empaquetadura Modular Recuperable
Fuente: Manual de operaciones del (MRP) de Schlumberger
Tabla 4.25: Lista de partes principales del (MRP)
Ilustración 4.51: Partes principales del (MRP) Fuente: Fotografía tomada en el Taller del segmento CPS-Schlumberger del Ecuador
Nota: No se pueden conocer todas las partes del (MRP) porque se debe tener acceso a informes de fabricación y, patentes y demás documentos restringidos por su valor comercial.
NÚMERO INGLÉS ESPAÑOL
1 Upper coupling Acoplamiento superior
2 Upper gauge ring Anillo superior
3 Lower gauge ring Anillo de calibre inferior
4 Shell Cáscara
5 Piston X-over
6 Upper ratchet Trinquete superior
7 Cylinder Cilindro
8 Upper piston Pistón superior
9 Lower piston Pistón inferior
10 Belleville washer Topes
11 Lower ratchet Clavija inferior
12 Upper cone Cono superior
13 Slip cage Caja para Cuñas
14 Slips Cuñas
15 Seal sleeve Sello de camisa
16 Lower cone Cono inferior
17 Split ring Anillo
18 Mandrel Mandril
19 Lower coupling Acoplamiento inferior
20 O Ring AAA
21 O Ring BBB
22 End Element Elemento final
23 Center Element Elemento central
24 Element Ring Elemento de anillo
25 O Rings
99
Características del Instructivo: El instructivo está formado por 2 columnas:
1) Número de paso
2) Descripción del paso
Al final de algunos pasos se encontrarán notas, las cuales estarán identificadas con uno de los
siguientes íconos:
Advertencia
Pare y realice lo que indica la nota
Leer para información
Procedimiento a seguir descrito en la Tabla 4.26:
Tabla 4.26: Procedimiento para la instalación de un (MRP)
INSTRUCTIVO PARA LA INSTALACIÓN DE UN (MRP)
1. Verificar las herramientas que llegan al pozo vs la Orden de Trabajo (work order)
Nota: Inspeccionar el estado de todas las herramientas.
Nota: Verificar diámetros (OD, ID), conexiones, serial, tipo y cantidad de herramientas recibidas
con el plan de diseño a ejecutar y que cumplan con el equipo primario y backup.
Nota: En caso de no contar con el equipo completo avisar inmediatamente a FSM o EIC
2. Verificar las condiciones de pozo con CompanyMan.
Nota: Comparar las conexiones de las herramientas en relación a la tubería del taladro.
Nota: Asegurarse de las medidas de diámetros (OD-ID), tipo y libraje de tubería de producción
sean los adecuados para la corrida de la completación.
Nota: Asegurarse que la presión de asentamiento y liberación son las apropiadas para la instalación.
3 Realizar una reunión pre-operativa con todo el personal involucrado y discutir el procedimiento del
armado y corrida de la completación.
Nota: Ejecutar un buen cambio de turno para que todo el personal este 100% enterado de la
operación a realizar.
4 Inspeccionar & Conejear/Calibrar (Completions & Slick Line) todos los componentes de la
completación.
Nota: Verificar el Drift del casing y comparar con el máximo O.D (Diámetro externo) de las
herramientas de la completación.
Nota: Calibrar con Slick Line toda herramienta del BHA antes de ser corrida CPS. De igual manera
asegurarse de calibrar el Bypass Tubing.
100
5 El supervisor de Completions Schlumberger.Presencia debe monitorear toda la operación.
Nota: Avisar cualquier punto crítico de la operación al FSM o EIC.
6 Asegurarse que la tubería de revestimiento donde será anclado el packer esté libre de obstrucciones
Nota: Confirmar que se haya realizado un viaje de limpieza y calibración hasta 30 pies por debajo
de la profundidad de anclaje.
7 Revisar el registro (CCL) con CompanyMan
8 Determinar el nivel de fluido para verificar el procedimiento y los valores máximos de
presurización.
Nota: Cuidar que durante la corrida no exista una presión diferencial para evitar un asentamiento
prematuro.
Nota: Antes de llenar la tubería de fluido asegurar que el ANULAR este LLENO para evitar
asentamiento prematuro de las empaquetaduras hidráulicas debido a la diferencial de presión.
9 Verificar con CompanyMan profundidades de asentamiento de los packers
10 Ratificar la profundidad de los punzados y realizar el espaciamiento oportuno.
11 Armar todo el BHA sin packers para prueba y asegurar la hermeticidad entre conexiones
12 Tomar registro de los pesos al subir y bajar la completación.
Nota: Hacerlo cada 10 paradas del viaje.
13 Mule shoe 2 7/8” EUE Box Up con tubería
14 No-Go Nipple 2 7/8” EUE x 2.25”R instalado con Blanking Plug 2.25” RZG
15 Cross Over 2 7/8 ” TSH Blue Box x 2 7/8” EUE
Pin # 1
16 Tubing 2 7/8” TSH Blue L-80, 1%Cr (1 Junta)
Nota: Medir y anotar la longitud en pies de cada junta. (pies)
17 Cross Over 2 7/8 “ EUE Box x 2 7/8” TSH Blue
Pin # 2
18 Sliding Sleeve OPEN UP 2 7/8” EUE x 2.31” SL
Nota: Determinar nombre de zona ARENA: T Abierta: Cerrada:
19 Cross Over 2 7/8 EUE “Box x 2 7/8 TSH Blue
Pin #3
20 Tubing 2 7/8 “ TSH Blue, L-80, 1% Cr (1 Junta)
101
Nota: Medir y anotar la longitud en pies de cada junta. ____ (pies)
21 Cross Over 2 7/8 “ EUE Box x 2 7/8” TSH Blue
Pin # 4
22 Modular Retrievable Packer (MRP) 7” x 2 7/8 EUE
Nota: Marcar la tubería para luego de la prueba reconocer donde debe ir ensamblado el packer.
23 Cross Over 2 7/8 “ TSH Blue Box x 2 7/8 EUE
Pin # 5
24 Tubing 2 7/8“ TSH Blue, L-80, 1% Cr (10 Juntas)
Nota: Medir y anotar la longitud en pies de cada junta.
30.98’ + 31.72’ + 31.67’ + 31.68’ + 31.70’ + 30.99’ + 31.01’ + 31.01’ + 31.01’ + 31.00’ (pies)
25 Cross Over 2 7/8 “ EUE Box x 2 7/8 TSH Blue
Pin # 6
26 Sliding Sleeve OPEN UP 2 7/8” EUE x 2.31” SL
Nota: Determinar nombre de zona ARENA: Ui Abierta: Cerrada:
27 Cross Over 2 7/8 “
Pin # 7
28 Tubing 2 7/8 “ (1 Junta)
Nota: Medir y anotar la longitud en pies de cada junta. (pies)
29 Cross Over 2 7/8 “
Pin # 8
30 Modular Retrievable Packer (MRP)
Nota: Marcar la tubería para luego de la prueba conocer donde debe ir ensamblado el packer.
31 Cross Over 2 7/8 “
Pin # 9
32 Tubing 2 7/8 “ (8 Juntas)
Nota: Medir y anotar la longitud en pies de cada junta. (pies)
33 Cross Over 2 7/8 “
Pin #10
34 Sliding Sleeve OPEN UP
Nota: Determinar nombre de zona ARENA: M2 Abierta: Cerrada:
102
35 Cross Over 2 7/8 “
Pin # 11
36 Tubing 2 7/8 “ (1 Junta)
Nota: Medir y anotar la longitud en pies de cada junta. (pies)
37 Cross Over 2 7/8 “
Pin # 12
38 Cross Over 3 1/2 “
39 Modular Retrievable Packer (MRP)
Nota: Marcar la tubería para luego de la prueba conocer donde debe ir ensamblado el packer.
40 Croos Over 3 ½ ”
Pin # 13
41 Tubing 3 ½” (1Junta)
Nota: Medir y anotar la longitud en pies de cada junta. (pies)
42 Croos Over 3 ½ ” INVERTIDO
Pin # 14
43 Centralizados INVERTIDO
44 Skirt de On-Off Tool INVERTIDO
45 Culminar la prueba de hermeticidad de conexiones con el sistema de completación.
46 Sacar BHA
Nota: Verificar el estado de todas las herramientas.
Nota: Reportar cualquier novedad a FSM o EIC
47 Ensamblar el packers en los puntos marcados anteriormente en la tubería. (Pasos: 24-31-40)
48 Elevar la tubería y packer +/- 20 ft, y volver a bajar sin apoyar más de 5 Klb.
Nota: Reportar pesos al ingreso del liner (si aplica) y en caso de obstrucción reportar al FSM.
49 Correr la completación selectiva programada.
Nota: Correr el packerr a no más de 90ft/min evitando frenos bruscos.
50 Bajar una standing valve de 2.75” en el nipple de asiento y bajar la completación probando con
1000 psi x 10 min cada 2000 ft.
51 Llegar a la profundidad programada.
103
Nota: Una vez que se alcance el punto de asentamiento asegurarse que los empacadores no se estén
colocados sobre algún cuello o cople. Revisar el registro CCL (Localizador de los collares de la
tubería de revestimiento) para corroborar.
52 Realizar la última prueba de presión con 1000 psi x 10 min.
53 Recuperar la standing valve 2.75” instalada en el niple.
54 Armar shifting tool, bajar y cerrar camisa deslizable de arena inferior.
55 Asentar el packer inferior hidráulico con 1200 PSI (presión mínima de inicio de asentamiento +/-
1,000PSI).
56 Continuar aplicando presión por tubería hasta 3500 psi x 10 min para terminar de asentar los tres
packerses.
57 Liberar la presión en la tubería. Cerrar anular y realizar prueba de presión del anular a 1000 psi
durante 10 minutos para confirmar asentamiento del packer superior.
Nota: Dejar sarta en neutro.
58 Con unidad de Slickline Armar shifting tool, y abrir camisa deslizable de arena superior.
59 Aplicar +/- 5 Klb al On-Off Tool y realizar ½ vuelta de giro a la izquierda en el fondo, e iniciar
recuperación de la tubería de trabajo,
Nota: La tubería debe estar libre y no generar tensión.
60 Recuperar tubería de trabajo a superficie.
61 Completar el presente documento, firmar y cargar en el sistema.
Fecha Nombre del operador de
campo Firma
Nombre del Gerente de Campo de
Completions Firma
104
4.6 Instructivo para la instalación en campo de la “Y-Tool”
Objetivo: Instalar correctamente la “Y-Tool” en campo.
Equipo de Protección Personal: Conforme al Estándar 3 de la compañía Schlumberger que
hace referencia al Equipo de Protección Personal (EPP) (Ver Ilustración 4.52), se debe dar
cumplimiento obligatorio al uso del EPP en toda operación realizada en el Taller de CPS:
Instructivos de instalación
de una “Y-Tool”
¿Conoce las
partes
constitutivas de
un MRP?
EPP:
Overol,
casco,
guantes,
gafas, botas
Ver página 2 y
3
No
Sí
¿Conoce los
requisitos de
seguridad
industrial?
No
Sí
-Estándar QHSE-S017:
Prevención de lesiones.
-Certificados médicos y
de seguridad vigentes.
-Reuniones de pre-trabajo
(análisis de riesgos)
-Procedimientos de
respuesta a emergencias
en el taller.
-Usar EPP
-Estándar QHSE-S013:
Levantamiento mecánico.
-Estar alerta de su entorno
en todo momento.
Seguir paso a paso
lo descrito en el
instructivo de
trabajo
Ver página 3 en
adelante
Sellar el instructivo
con los respectivos
nombres y firmas
Ver página 2 y 3
¿Conoce la
técnica de
asentamiento de
una “Y-Tool”?
No
105
Ilustración 4.52: Equipo de Protección Personal obligatorio
Fuente: Norma OHSAS 18001
Casco
Gafas
Overol
Guantes de alto impacto
Botas con punta de acero
Instrucciones de ensamblaje: Se debe seguir los pasos descritos en el presente instructivo
para lo que se requiere: Personal capacitado para la actividad y herramientas apropiadas y
certificadas (prensa, llaves, puente grúa, montacargas, etc., abrir el permiso de trabajo y
herramientas apropiadas y certificadas (prensa, llaves, puente grúa, montacargas, etc.).
Requisitos de seguridad industrial: Para realizar operaciones de asentamiento y liberación
de empaquetadura se deben cumplir con los siguientes requisitos:
Conocimiento del Estándar QHSE-S017 creado por la Compañía Schlumberger que
hace referencia a la Prevención de lesiones.
Asegurarse de que los certificados médicos personales y de seguridad sean los
adecuados y estén vigentes para la región y sitio específico de trabajo.
Siempre asegurarse que exista un permiso de trabajo apropiado y válido acorde a la
operación a realizar.
Familiarizarse a su llegada con el sitio y las condiciones del pozo.
Llamar a reuniones de pre-trabajo para hacer un análisis de riesgos y conversar sobre
las medidas de seguridad en el trabajo.
Asegurarse de tener conocimiento de los procedimientos de respuesta a emergencias en
el pozo y seguir las instrucciones de las personas responsables del sitio.
Usar equipo de protección personal (EPP), siguiendo el Estándar QHSE-S003, en el
cual se especifica por áreas de trabajo y tipo de actividad el equipo a utilizar pero como mínimo,
se debe incluir overol, casco, gafas, zapatos con punta de acero y guantes de alto impacto.
Siempre conducir de una manera segura y profesional.
106
Estar alerta de su entorno en todo momento. Si se identifican situaciones peligrosas u
otras operaciones que no sean las normales, intervenir y dar aviso a los responsables para tomar
las medidas correctivas. Si es necesario detener la operación.
Partes principales de la “Y-Tool”: En la Ilustración 4.53 se identifican las partes principales
de la “Y-Tool” para su familiarización antes de proceder con su ensamblaje.
Ilustración 4.53: Partes principales de una “Y-Tool”
Fuente: Manual de operaciones de “Y-Tool” de Schlumberger
107
Características del Instructivo: El instructivo está formado por 3 columnas:
1) Número de paso
2) Descripción del paso
3) Fotografía como muestra del paso a realizar
Al final de algunos pasos se encontrarán notas, las cuales estarán identificadas con uno de los
siguientes íconos:
Advertencia
Pare y realice lo que indica la nota
Leer para información
Procedimiento a seguir descrito en la Tabla 4.27:
Tabla 4.27: Procedimiento para la instalación de una “Y-Tool”
INSTRUCTIVO PARA LA INSTALACIÓN DE UNA “Y-TOOL”
1. Realizar una reunión pre-operativa con todo el personal involucrado.
2. Iniciar el armado de “Y-Tool”
Nota: Inspeccionar el estado de todas las herramientas.
Nota: Verificar diámetros (OD.ID), conexiones, serial, tipo y cantidad de herramientas recibidas
con el plan de diseño a ejecutar.
Nota: Avisar a personal de Levantamiento Artificial (ALS) cuando se tenga armado +/- 90 ft de
By-pass tubing.
3. Armar el equipo electrosumergible de Levantamiento Artificial
Nota: Verificar el diseño del Equipo electrosumergible con personal de (ALS) en el sitio.
Nota: En esta sección, se debe restringir el uso de “sunchos” (bandas metálicas para sujetar la
BES con la tubería), sólo se usarán estrictamente los necesarios. Evitar colocarlos en zonas donde
se exceda el DRIFT del casing. Se deberá llevar un conteo exacto de la cantidad instalada, para
verificar al sacar la que posteriormente cuando de saque la completación se contabilizara
nuevamente y se podrá saber si todos los sunchos han sido o no sacados del pozo.
4. Instalar los Universal By-pass Clamps según se necesite (de acuerdo a programa de ALS).
5. Asegurar el Equipo electrosumergible, cable, y capilares con los clips de las Universal By-pass
Clamps (de acuerdo a programa de ALS).
Nota: Mientras se baja este ensamble en el pozo, se debe colocar el elevador en el by-pass tubing,
el cual debe estar asegurado por un Swivel Nubbing Lifting Sub Certificado para 25 Ton.
6. Cambiar elevadores por uno de 3-1/2” tubing.
108
7. Levantar y conectar Flow X-Over Assembly (Y-Tool)
Nota: El Flow X-Over Assembly (Y-Tool) + Nipple de 2.31” con blanking plug Phoenix de 2.31”
debe venir armado y probado desde Base Coca. Solicitar carta de prueba.
Nota: Probar El Flow X-Over Assembly (Y-Tool) y el blanking plug con 2000 psi x 10 min antes
de iniciar el Rig Up de la Completación.
8. Asegurar el cable de equipo electrosumergible y sus capilares con el Clip del Flow X-Over
Assembly
9. Terminar de armar el BHA de completación con el equipo electrosumergible.
Nota: Asegurarse que todo este correctamente ensamblado.
10. Empezar a correr la sarta de completación en el pozo en tubería de 3-1/2” 9.3# L-80 TSH-
BLUE.
Nota: Probar con 2000 PSI @ 2000 ft x 10 min contra la Standing Valve de 2.75 ___”.
Nota: Mientras se realiza las pruebas de presión, se debe revisar los parámetros eléctricos del
equipo (BES).
11. Levantar sarta y cortar cable según medidas e indicaciones del personal de ALS y OPERADORA.
Sujetar cable en tubería con una o dos bandas provisionales, colocar cuña y asentar sarta.
12. Bajar a la polea desde la torre 60” por norma API.
Nota: Norma a seguir para mayor facilidad de manejo al momento de asegurar todo el equipo
(BES) con protectores.
13. Bajar equipo electrosumergible
14. Armar equipo de presión de slick line y probar equipo de S/L.
Nota: Probar con 1000 PSI x 10 min contra nipple Phoenix 2.31” y contra la standing valve 2.81”
sobre la bomba electrosumergible (BES) y liberar presiones.
15. Recuperar standing valve de 2.75”.
Retirar equipos de slick line.
16. Con un Landing Joint, bajar y asentar el tubing hanger en la Sección B del ChristmasTree
17. Retirar BOPs.
18. Instalar un BPV en el Tubing Hanger (Colgador de tubería), levantar la sarta y realizar empate de
cable del conector hacia el cable de potencia bajo el tubing hanger.
Nota: Revisar parámetros eléctricos de la bomba electrosumergible (BES) antes de continuar.
19. Arma el X-Tree, Realizar conexión de Penetrador de Superficie con el cable de potencia de
superficie.
20. Retiramos BPV según procedimiento mencionado en el detalle de testing.
21. Con ALS, probar giro del equipo electrosumergible hacia el tanque del taladro.
Nota: Dejar el Equipo electrosumergible listo para arrancar.
109
22. Arrancar la bomba electrosumergible (BES) según procedimiento de (ALS).
23. Dejar la torre de reacondicionamiento en Stand By durante la etapa de evaluación del pozo.
24. Realizar reporte finales y conciliación de materiales con bodegas.
25. Completar el presente documento, firmar y cargar en el sistema
Fecha Nombre del operador de
campo Firma
Nombre del Gerente de Campo de
Completions Firma
110
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 Conclusiones
Se cubrió la necesidad del Segmento de Completación de Pozos de la compañía de
servicios petroleros Schlumberger del Ecuador con la elaboración de instructivos
didácticos y de fácil comprensión para el ensamblaje e instalación de una completación
de fondo con empaquetadura recuperable (MRP) y “Y-Tool” para bombeo
electrosumergible a fin de reducir el tiempo no productivo.
El sistema de gestión de toda compañía debe mejorar de forma continua a través de
capacitaciones, certificaciones, estándares, políticas, manuales, instructivos, formatos,
y demás documentos para el seguimiento de los procesos de toda operación al igual
que debe regirse a normas nacionales e internacionales para llegar a un nivel de
competividad a nivel mundial.
Se puede definir que para completaciones a hueco abierto, la completación comienza
una vez que la sección del yacimiento objetivo ha sido perforada y la sarta de
perforación ha sido extraída completamente, en cambio para pozos entubados y
perforados, la completación inicia cuando el casing (tubería de revestimiento), tubería
de producción y liner (tubería de producción) ya ha sido cementado para proceder con
el desplazamiento del lodo y la limpieza del pozo con la asistencia del equipo de
perforación.
Un trabajo de completación de pozos puede resumirse en cinco fases para su estudio:
Establecer objetivos y criterios de diseño, Selección de componentes de la
completación, Planificación de la instalación de la completación Iniciar la producción
y Evaluación y monitoreo de la producción.
Una empaquetadura recuperable es un conjunto hidráulico con varias aplicaciones
como aislar zonas y producción selectiva de yacimientos como opción económica para
los pozos de múltiples zonas productoras.
La herramienta “Y-Tool” es una alternativa que emplea un conjunto combinado de
tubería para el anclaje de la bomba electrosumergible, la cual permite el ahorro de
aproximadamente 24 horas en tiempo a relación de otros sistemas convencionales.
111
Se analizaron e interpretaron los valores de los registros de servicios operacionales con
tiempo no productivo determinando que en el Ecuador desde el año 2014 hasta el 2017
se presentaron 83 eventos con (NPT) representando un total de $ 806.100 de “dinero
rojo” para el segmento de completación de pozos (CPS).
Se elaboró instructivos didácticos y de fácil comprensión que servirán para
complementar el conocimiento de las partes constitutivas de las herramientas, las
medidas de seguridad industrial a cumplir describiendo paso a paso el procedimiento a
seguir para el ensamblaje e instalación de una completación de fondo con
empaquetadura recuperable y “Y-Tool” para bombeo electrosumergible.
5.2 Recomendaciones
Se recomienda llevar los diferentes instructivos a las instancias correspondientes para
su revisión a fin de llegar a su estandarización para su uso a nivel nacional y luego
compartirlo al resto de la Industria del petróleo y gas.
Sí son aprobados los correspondientes instructivos de trabajo deben ser distribuidos a
todos los técnicos del taller, ingenieros y operadores de campo para iniciar con su
implementación.
Convertirlo en un documento certificado que sirva como evidencia del procedimiento
seguido en taller y en campo frente a futuros inconvenientes con el cliente porque se
registran los nombres y firmas de los involucrados en la operación.
Actualizar permanentemente los instructivos porque pueden presentarse
modificaciones en las herramientas que afecten al proceso descrito en los mismos.
Elaborar un checklist por cada instructivo de trabajo para que las gerencias lo utilicen
como una herramienta de evaluación del desempeño del personal en taller y en campo,
el cual debe constar de dos secciones: verificación del uso de los instructivos y
valoración por parte del cliente de la satisfacción frente al servicio entregado.
112
CAPÍTULO VI
REFERENCIAS
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Virost, S. (2010, September). Modular Retrievable Packer (MRP). Operations Manual.
114
CAPÍTULO VII
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Bombeo electrosumergible: Es un tipo de sistema de levantamiento artificial altamente
eficiente para la producción de crudos livianos y medianos.
Calidad: Conjunto de propiedades inherentes a una cosa que permite caracterizarla y valorarla
con respecto a las restantes de su especie.
Cliente: Cliente es la persona, empresa u organización que adquiere o realiza una compra de
forma voluntaria de productos o servicios que necesita o desea para sí mismo, para otra persona
o para una empresa u organización.
Completación de pozos: Es una fase que consiste en el diseño, venta e instalación de tubería,
herramientas y equipos para iniciar el bombeo y controlar la producción o inyección de fluidos.
Dinero rojo: Pérdida económica que representa el dinero compensado al cliente por los
problemas suscitados en el desarrollo de un trabajo y el dinero extra a invertir sin esperar
ganancias para resolver dichos problemas.
Eficaz: Que produce el efecto esperado, que va bien para determinada cosa.
Eficiencia: Capacidad para realizar o cumplir adecuadamente una función.
Empaquetadura: Es un componente primario de una completación de fondo para aislar el
espacio tubular del espacio anular de un pozo.
Estándar: Sirve de patrón, modelo o punto de referencia para medir o valorar cosas de la
misma especie.
Instructivo: Documento que contiene instrucciones de un procedimiento específico.
Seguridad Industrial: Es el sistema de disposiciones obligatorias que tienen por objeto la
prevención y limitación de riesgos, así como la protección contra accidentes capaces de
producir daños a las personas, a los bienes o al medio ambiente derivados de la actividad
industrial o de la utilización, funcionamiento y mantenimiento de las instalaciones o equipos y
de la producción, uso o consumo, almacenamiento o rehecho de los productos industriales.
Sistema de gestión: Un sistema de gestión es una herramienta que le permite a cualquier
organización planear, ejecutar y controlar las actividades necesarias para el desarrollo de la
misión, a través de la prestación de servicios con altos estándares de calidad, los cuales son
medidos a través de los indicadores de satisfacción de los usuarios.
Y-Tool: Herramienta en forma de “Y” que sirve para colgar el equipo de bombeo
electrosumergible dentro de un pozo.
115
ANEXOS
Anexo 1: Estándares de la compañía
Schlumberger Limited
116
Anexo 2: Mapa de bloques petroleros del
Ecuador
117
Anexo 3: Mapa de campos petroleros
operados por Petroamazonas EP
:
118
Anexo 4: Conventional Modular Packer
(MRP)
119
Anexo 5: Y-Tool & Bypass System
120
Anexo 6: Diagrama de completación
selectiva con Y-Tool 9-5/8” del pozo
EDYK-000S1