Tesis 3 Sin Pass | Presión | Geología\nсохранитьСохранить «Tesis 3 Sin Pass» для последующего чтения\nESTUDIOS DE CONTROL DE POZOS DURANTE LAS OPERACIONES DE MANTENIMIENTO Y WORKOVER EN EL CAMPO APIAY Y CASTILLA LA NUEVA\nALBA ENITH RODRIGUEZ OTAVO\nUNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE INGENIERAS FISICOQUMICAS ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOS BUCARAMANGA 2008\nTrabajo de Grado para optar el titulo de Ing. de Petrleos\nIng. ALFONSO LINARES MARTINEZ ECOPETROL-SOA\nMsc. FERNANDO CALVETE DOCENTE\nconsideres que aquello que has realizado esta bien hecho, haz algo ms, mejralo\nTOMS ALVA EDINSON.\nA mis compaeros de la carrera de Ingeniera de Petrleos. A todos aquellos que contribuyeron al logro de esta meta.\nDedica ALBA ENITH RODRIGUEZ OTAVO.\nEl autor expresa sus agradecimientos a: La compaa ECOPETROL-SOA, por brindarme la oportunidad de realizar la prctica empresarial, demostrar los conocimientos adquiridos a lo largo de cinco aos de estudios y con sta cumplir con el requisito para recibir el ttulo. El Ingeniero de Petrleos ALFONSO LINARES MARTINEZ, quien con sus conocimientos y experiencia hizo de sta prctica empresarial la experiencia laboral ms enriquecedora. Ingeniero de Petrleos FERNANDO CALVETE, profesor de la\nescuelade Ingeniera de Petrleos de la Universidad Industrial de Santander UIS, director del Proyecto. Por su colaboracin para la ejecucin de la prctica empresarial y sus aportes para que este trabajo terminara en excelentes resultados por medio de su experiencia y profesionalismo. A mi madre ELDA OTAVO MELO, la mejor de todas las amigas, la ms grata y fiel compaera, amiga de mis amigos y la ms grande y mejor de todas las madres. Mami, eres lo ms grande y ms hermoso de mi vida. Gracias por los grandes sacrificios que hiciste por sacarme adelante, por ser la persona que siempre ha apoyado mis sueos sin importar que tan altos e inalcanzables puedan llegar a ser. Y a mis abuelitos ALVARO OTAVO Y BETSABE MELO, que nunca dudaron ni un instante de mis capacidades, todo lo que soy se lo debo a ellos y son los nicos responsables de todos mis logros.\nRESUMEN 1. TITULO*\nESTUDIOS DE CONTROL DE POZOS DURANTE LAS OPERACIONES DE MANTENIMIENTO Y WORKOVER EN EL CAMPO APIAY Y CASTILLA LA NUEVA.\n2. AUTORA** ALBA ENITH RODRGUEZ OTAVO 3. PALABRAS CLAVES Control de Pozos, Presin Hidrosttica, presin del yacimiento, presin esttica de fondo, presin de fondo fluyendo, columna hidrosttica, influjos, salmuera, BOPs, workover, mantenimiento. 4. DESCRIPCIN: La Superintendencia de Operaciones Apiay es responsable de las operaciones de los campos de petrleo Apiay y Castilla La Nueva localizados sureste de Villavicencio, ciudad capital del departamento de Meta; y es operado por ECOPETROL S.A. El objetivo establecer en forma secuencial los pasos para el control de pozos al inicio y durante los trabajos de mantenimiento y workover de pozos en el campo apiay para prevenir la ocurrencia de Disparo del Pozo y garantizar que las operaciones se realicen dentro de los estndares seguros, evitando de esta manera la contaminacin del medio ambiente y accidentes de trabajo. En el campo Castilla La Nueva no se controla los pozos por ser un yacimiento de aceite negro subsaturado, cuyo mecanismo de produccin es empuje de agua fuerte, soportado por un acufero regional de gran tamao. Es necesario tener en cuenta el estudio de los detalles geolgicos del yacimiento (tipo de fluido, propiedades petrofsicas), operaciones de perforacin de pozos, completamiento, workover y sistemas de levantamiento artificial. Esto con el propsito de mantener, reparar o mejorar la productividad del pozo. Como medida de seguridad, antes de iniciar trabajos de mantenimiento y workover es necesario controlar el pozo para evitar la afluencia de fluidos de produccin hacia superficie. El fluido de control ms utilizado es la salmuera de cloruro de sodio (Nacl) por ser la que ms se ajusta a las condiciones necesarias para las operaciones: bajo rango de densidades, baja afectacin al personal y al medio ambiente, econmico y estable. Existen varios mtodos para controlar los pozos antes de iniciar las operaciones de mantenimiento y workover, dentro de las cuales estn la Circulacin Inversa y Forzamiento contra la Formacin. Esto con el fin de evitar accidentes, daos ambientales y prdidas econmicas que pueden causar los reventones tomando las precauciones necesarias.\nPrctica Empresarial. Facultad de Ingenieras Fsico-Qumicas, Escuela de Ingeniera de Petrleos. Fernando Enrique Calvete Alfonso Linares Martnez.\nABSTRACT 1. TITLE* 2. AUTHOR** ALBA ENITH RODRIGUEZ OTAVO 3. KEYWORDS Control Wells, Hydrostatic Pressure, pressure reservoir, background static pressure, pressure from fund flowing, hydrostatic column, influences, brine, BOP's, Workover, maintenance. 4. ABSTRACT: The Superintendency of operations Apiay is responsible for the operations of the oil fields "Apiay" and "The New Castile" located southeast of Villavicencio, capital of Meta department, and is operated by ECOPETROL S.A. The goal set in a sequential steps to control wells at the beginning and during maintenance work and Workover wells in the field apiay to prevent the occurrence of "Triggering of the Well" and ensure that operations are conducted within the standards insurance, thus avoiding environmental pollution and accidents. In the field Castilla La Nueva left unchecked wells as a reservoir of black oil subsaturado, whose mechanism push water production is strong, supported by a large regional aquifer. It is necessary to take into account the geological study of the details of the deposit (type of fluid, petrophysical properties), well drilling operations, completion, Workover and artificial lifting systems. This in order to maintain, repair or improve the productivity of the well. As a security measure, before starting maintenance work and Workover is necessary to monitor the well to prevent the flow of fluids production to surface. The fluid control the brine is most commonly used sodium chloride (NaCl) for being the one that most closely fits the conditions necessary for operations: low range of densities, low employment to staff and the environment, economic and stable. There are several methods of monitoring wells before starting operations and maintenance Workover, among which are the Reverse Circulation and forcing against Formation. This to avoid accidents, environmental damage and economic losses that can cause Burst taking necessary precautions.\nPrctica Empresarial. Facultad de Ingenieras Fsico-Qumicas, E scuela de Ingeniera de Petrleos. Fernando Enrique Calvete Alfonso Linares Martnez.\nCONTENIDO Pg. INTRODUCCION 1. DESCRIPCION DE LAS CARACTERISTICAS DE LA EMPRESA 1.1 CAMPO APIAY 1.1.1 Antecedentes histricos. 1.1.2 Resea histrica de Area. 1.2 AREA APIAY GUATIQUIA 1.3 CAMPO CASTILLA 1.4 LOCALIZACIN GEOGRFICA 1.5 GEOLOGA 1.5.1 Localizacin Geolgica. 1.5.2 Geologa Estructural. 1.5.3 Estratigrafa. 1.6 CARACTERIZACIN DEL YACIMIENTO 1.6.1 Propiedades Petrofsicas del Yacimiento. 1.6.1.1 Porosidad. 1.6.1.2 Permeabilidad. 2. PRINCIPIOS DE LA PRESIN 2.1 PRESIN HIDROSTTICA (PH) 2.1.1 Profundidad Vertical Verdadera (PVV). 2.1.1.1 Prdidas de Presin 2.2 PRESIN DE FORMACIN (PF) 2.2.1 Presin de Formacin Normal. 2.2.2 Presin de Formacin Anormal. 2.2.3 Presin de Sobrecarga. 2.3 PRESIN ESTTICA DE CAMPO 2.4 PRESIN DE FONDO FLUYENDO 2.5 PRESIN DE FRACTURA 2.6 PRESIN DE PORO 2.6.1 Efectos de sobrecarga 9 16 18 19 19 20 21 22 23 25 25 26 29 32 32 34 34 36 37 38 39 39 40 41 41 42 42 43 44 44\n2.7 PRESIN DE CIRCULACIN 2.7.1 Densidad equivalente 3. TERIA DE LOS INFLUJOS 3.1 CAUSAS DE LOS INFLUJOS 3.1.1 Presiones anormales 3.1.2 Peso insuficiente del fluido. 3.1.3 Prdida de la circulacin. 3.2 EXTRACCIN DE LA TUBERA - CAUSAS DE LOS INFLUJOS 3.2.1 No dejar el pozo lleno. 3.2.2 Presin de suabeo 3.3 INDICADORES DE LOS INFLUJOS 3.3.1 Incremento en el flujo de retorno. 3.3.2 Incremento en el volumen de los tanques. 3.3.3 Flujo del pozo. 3.3.4 Cambios de presin de la bomba. 4. EQUIPO DE CONTROL DE POZO 4.1 PREVENTORAS DE REVENTONES (B.O.Ps) 4.1.1 Preventora Anular (Blowout Preventer). 4.1.2 Preventora de Arietes (Hydril). 5. SALMUERA 5.1 PREPARACIN DE SALMUERA 5.1.1 Elementos requeridos. 5.1.2 Procedimiento. 6. MTODOS PARA EL CONTROL DE POZOS 6.1 CIRCULACION INVERSA 6.1.1 Procedimiento. 6.2 FORZAMIENTO CONTRA LA FORMACIN 7. CAPACIDADES PARA CONTROLAR EL POZO 8. EQUIPO ELECTROSUMERGIBLE 8.1 GENERALIDADES 8.1.1 Caractersticas. 8.1.2 Equipo de superficie.\n45 47 49 50 50 51 51 52 52 53 54 54 54 54 55 55 55 55 57 60 63 63 63 68 68 69 72 74 77 77 78 78\n8.1.3 Equipo de fondo. 8.1.4 ADICIONALES 8.1.4.1 VLVULA DE CHEQUE 8.1.4.2 VLVULA DE DRENAJE 8.1.4.3 CABLE PLANO O EXTENSIN AL MOTOR 8.1.4.4 SENSOR DE PRESIN Y TEMPERATURA 8.1.4.5 PROTECTORES DE CAUCHO 8.1.4.6 BANDAS DE CABLE PLANO 9. OPERACIONES DE WIRELINE 9.1 HERRAMIENTAS 9.1.1 Herramienta de pesca del tapn (PULLING TOOL) 10. PERFORACIN 11. REGISTROS DE PRODUCCIN 11.1 HERRAMIENTA PARA REGISTROS DE PRODUCCIN 11.2 PARTES DE LA HERRAMIENTA CPLT 12. CAONEO 12.1 PROCESO DE CANONEO 12.2 EQUIPOS Y HERRAMIENTAS 12.2.1 MATERIALES 12.3 CONTROLES OPERACIONALES DURANTE EL CAONEO 13. EQUIPO DE COMPLETAMIENTO 13.1 TUBERIA DE PRODUCCIN 13.2 EMPAQUES 13.2.1 Tapn puente 13.2.1 Empaques dobles de completamiento 13.3 EQUIPO AUXlLIAR DE COMPLETAMIENTO 14. CABEZAL DE PRODUCCIN 14.1 SECCIN A: CABEZAL DEL REVESTIMIENTO 14.2 SECCIN B: CARRETE DE LA TUBERA DE PRODUCCIN 14.3 SECCIN C: RBOL DE NAVIDAD 15. PROCEDIMIENTO PARA CONTROL DE POZO CONCLUSIONES\n84 90 90 90 90 91 91 91 92 93 93 94 97 101 101 106 106 109 110 110 111 112 115 116 117 118 125 126 127 129 131 133\nPg. Figura 1. Historia de produccin. Figura 2. Mapa estructural del Campo Apiay. Figura 3. Localizacin del Campo Apiay y Castilla La Nueva. Figura 4. Mapa estructural del Campo Castilla. Figura 5. Principios de la presin. Figura 6. Profundidad vertical verdad vs profundidad media. Figura 7. Efectos de sobrecarga. Figura 8. Prdida de presin por friccin. Figura 9. Mtodo de cmo ocurre una surgencia. Figura 10. Preventora Anular. Figura 11. Preventora Doble Ariete. Figura 12. Representacin de la Capacidad en el tubing. Figura 13. Representacin de la Capacidad Anular. Figura 14. Representacin de la Capacidad Figura 15. Equipo electrosumergible de fondo. Figura 16. Cable plano y cable redondo. Figura 17. Motor de la bomba electrosumergible. Figura 18. Sello de la bomba electrosumergible. Figura 19. Bomba electrosumergible Figura 20. Rendimiento de la Bomba a Diferentes Velocidades. Centrilift Figura 21. Separador de Gas. Figura 22. Estado Mecnico del Pozo Apiay 28 Perforado por San Antonio. Figura 23. Sarta de caoneo. Figura 24. Completamiento estado Mecnico. Figura 25. Bridge Plug. Figura 26. Empaques dobles. 96 108 111 116 116 19 22 25 28 36 39 45 46 47 57 58 74 75 76 84 85 86 87 88 88 90\nLISTA DE FOTOS Pg. Fotos 1. Carro tanques. Fotos 2. Unidad de filtrado. Fotos 3. Bomba. Fotos 4. Motores de agitadores, Aspas Tanque de lodo. Fotos 5. Barra de nivel. Fotos 6. Sacos de sal. Fotos 7. Rejillas y Tolva. Fotos 8. Midiendo el nivel del fluido. Fotos 9. Realizar prueba de densidad en balanza de lodo. Fotos 10. Transformador elevador Fotos 11. Transformador reductor. Fotos 12. Arrancador directo. Fotos 13. Arrancador suave. Fotos 14. Variador Fotos 15. Pig Tail Fotos 16. Pack Off-BIW. Fotos 17. Quick Connector. Fotos 18. Sello. Fotos 19. Motor. Fotos 20. Bomba. Fotos 21. Taladro de Perforacin. Fotos 22. Registro PLT Fotos 23. Herramienta PLT. Fotos 24. Tubera de Produccin. Bodega de ECP APIAY. Fotos 25. Y Tool. Fotos 26. Tapn Ciego. Fotos 27. Tubo instrumento. Fotos 28. rbol De Navidad. Fotos 29. Tubing Spool. 14 63 64 64 65 65 66 66 67 67 79 79 80 80 81 82 83 83 89 89 89 94 98 102 113 118 120 122 125 127\nFotos 30. Tubing Hanger.\nLISTA DE TABLAS Pg. Tabla 1. Caractersticas de horizontes ssmicos. Tabla 2. Columna estratigrfica de la cuenca de los llanos orientales. Tabla 3. Propiedades Petrofsicas del Campo Apiay. Tabla 4. Propiedades Petrofsicas del Campo Castilla La Nueva. Tabla 5. Valores de P* del yacimiento productor para los pozos del Campo Apiay. Tabla 6. Valores promedio de permeabilidad y porosidad del yacimiento productor en el campo Apiay. Tabla 7. Tipos de salmueras. Tabla 8. Sistemas de levantamiento arfificial Reda-Centrilift. Tabla 9. Grado de la tubera de produccin. 35 62 77 114 33 27 31 32 33\nLa prctica empresarial es la mejor oportunidad para poner en prctica todas las bases adquiridas gracias al estudio terico prctico recibido en la ctedra y los diferentes laboratorios. Ecopetrol, es una empresa nacional con gran experiencia en el negocio de los hidrocarburos, con proyecciones a los mercados internacionales por sus altos estndares de calidad y el profesionalismo de todo su personal. Por medio de este informe se presenta una breve resea de lo que implica la operacin en los campos Apiay y Castilla La Nueva y toda la infraestructura que lleva consigo todo ste proceso, tambin resaltar las actividades que realiza la empresa en toda la parte de operativa, describiendo la manera en que se desarrollan y las tecnologas aplicadas en cada una de ellas. Es necesario antes de iniciar cualquier operacin de reparacin o terminacin de un pozo, recopilar informacin aparte de la que fue descrita previamente, acerca de estudios geolgicos del yacimiento (tipo de fluido, propiedades petrofsicas), historia de los pozos perforados, completamiento, workover y sistemas de levantamiento artificial. El control de pozos es un proceso que debe seguirse durante las\noperaciones de mantenimiento y workover desde el momento en que inicia hasta que se termina o se abandona. Para mantener un pozo bajo control, la presin de la columna hidrosttica de la salmuera deber mantenerse igual o mayor a la presin de formacin expuesta dentro del pozo. Si una de las presiones supera a la otra entonces puede ocurrir una surgencia o una prdida de circulacin.\nEl fluido de control ms utilizado es la salmuera, para determinar su densidad debe tener en cuenta la presin esttica de la zona que se encuentra abierta en el pozo (P*), un exceso en el peso de la salmuera podra generar una prdida y daar la formacin.\n1. DESCRIPCION DE LAS CARACTERISTICAS DE LA EMPRESA23\nEcopetrol 1921 inici la actividad petrolera en Colombia con la puesta en produccin del Campo La Cira-Infantas en el Valle Medio del Ro Magdalena. En 1961 asumi el manejo directo de la refinera de Barrancabermeja. Trece aos despus compr la Refinera de Cartagena, construida por Intercol en 1956. En septiembre de 1983 se produjo la mejor noticia para la historia de Ecopetrol y una de las mejores para Colombia: el descubrimiento del Campo Cao Limn, en asocio con OXY, un yacimiento con reservas estimadas en 1.100 millones de millones de barriles. En los aos noventa Colombia prolong su autosuficiencia petrolera, con el descubrimiento de los gigantes Cusiana y Cupiagua, en el Piedemonte LLanero, Ecopetrol Operaciones en asocio con la British Petroleum Company.\ntrabaja en el Meta a travs Apiay que administra\nde la Superentenda de\nlos Campos de Apiay, Suria,\nReforma-Libertad, Castilla-Chichimene. En el Meta la empresa cuenta tambin con produccin asociada en los municipios de Puerto Lpez y Puerto Gaitn.\nLEN, Lucy J. Prctica Empresarial. Elaboracin de manuales de procedimientos operacionales de las ECOPETRAL S.A.\nestaciones de recoleccin y tratamiento Apiay, Suria y Reforma-Libertad. Tesis. 2003.\nFigura 1. Historia de produccin.\nFuente: Ecopetrol, S.A.\n1.1 CAMPO APIAY 3\n1.1.1 Antecedentes histricos Entre 1944 y 1977 varias compaas petroleras entre las que se cuentan Shell, Intercol, Texaco, Chevron, Continental y Philips, iniciaron la gestin exploratoria en la zona, incluyendo ssmica y perforacin de pozos. La mayora de las cuales con resultados negativos habiendo sido Chevron la nica que obtuvo descubrimientos de exploracin comercial aceptable en los Campos de Castilla y chichimene en 1969. En 1982 Ecopetrol hizo el descubrimiento del Campo Apiay con\nresultados positivos. Entre 1981 y 1988 se perforaron 47 pozos en desarrollo pertenecientes a los campos Apiay, Apiay Este, Guatiqua, Suria, Suria Sur, Pompeya, Austral, Guayuriba, Tenan, Libertad, Libertad Norte y Reforma. En el perodo 1981-1993 se construyeron las facilidades de produccin, as como la estacin de bombeo Apiay y las plantas de gas y asfalto. Entre 1981-1989 el crudo producido 20 en el rea se transport por\ncarrotanques, llegndose a manejar un volumen de 16.000 bls por da. A partir del 8 de agosto de 1989 se inici el bombeo por el oleoducto central de los llanos. Durante los aos 1993 y 1994 se desarroll un programa de ssmica 3D Mbls. La sub-cuenca Apiay-Ariari se localiza al suroccidente de la cuenca de los Llanos Orientales de Colombia. Est limitada por el piedemonte llanero y el sistema de fallas Upia-Guicaramo al oeste; el paleoalto de Cumaral al norte, y la serrana de la Macarena al sur, definiendo un rea aproximada de 30.000 km2. Pertenecen a la subcuenca los campos petroleros de Apiay y Suria. Un volumen estimado de aceite original de 900 MBLS se encuentra almacenado en rocas de edad Cretcea y Terciaria en la subcuenca Apiay-Ariari (Salamanca et.al., 1995). El 50 % de este volumen pertenece a la unidad operacional K-2, principal almacenador y objetivo exploratorio de la sub-cuenca, y el volumen restante se localizara en rocas de [as unidades operacionales K-l, y T-1. Los porcentajes de acumulacin en estas dos unidades constituyen tema de discusin ya que no existe un clculo volumtrico preciso de las mismas. (125 Km2). En 1995 se inici el proyecto Desarrollo Adicional rea Apiay-Ariari, para un recobro adicional de 36\n1.1.2 Resea Histrica de rea El primer pozo perforado en esta rea fue el 1127-IX, el cual comprob en el ao 1972 la acumulacin de hidrocarburos en areniscas de la secuencia K-1 del Cretceo. Ms tarde, en 1980, la Empresa Colombiana de Petrleos ECOPETROL, inici los programas ssmicos Quenane y Chaviva, que condujeron a la perforacin del pozo Apiay-1, el cual fue el marzo de 1983, despus de comprobar la produccin comercial mediante las pruebas efectuadas en los pozos Apiay-1 y Apiay-3, se inici\noficialmente la explotacin de hidrocarburos del campo Apiay. La mayor parte de la produccin de este campo proviene de la unidad K-2 (Cretceo Superior), formacin Guadalupe. Ecopetrol perfor el pozo Guayuriba-1 el 31 de marzo de 1984 obteniendo produccin en los mismos intervalos estratigrficos y en 1985 se complet el pozo Guayuriba-2 como productor de la secuencia K-2. En este mismo ao, Ecopetrol descubre Reforma-Libertad. En los campos de produccin de producen dos clases de crudos: El Castilla Blend, crudo pesado que es diluido con nafta al 17% hasta alcanzar un densidad de 18.3 grados API. Mezcla Apiay, crudo de aproximadamente 21.3 grados API. Castilla-Chichimene y Apiay se las acumulaciones petrolferas del campo la\nLos dos son transportados alternadamente por las mismas lneas de flujo. A cada envi se le denomina bache. Aproximadamente se transportan por estos oleoductos 95 mil bpd\nproducidos en el Meta, de los cuales 66 mil son\nCastilla Blend, crudo\nque en su mayora se exporta. El Mezcla Apiay, ms liviano, es enviado el Complejo Industrial de Barrancabermeja para convertirlo en productos refinados.\n1.2 AREA APIAY GUATIQUIA\nLa estructura de Apiay - Guatiquia, corresponde a un anticlinal asimtrico fallado en su flanco Sureste. La direccin del eje del anticlinal es aproximadamente N30E, con cabeceo al NE, de 6km de longitud por 1.6\nkm. de ancho, con una ligera depresin entre el rea de Apiay y Guatiquia. El lmite de la estructura al Este lo determina la falla de Apiay, la cual es de carcter inverso, de alto ngulo, vergencia NE, y corta solamente desde el Terciario inferior hasta el basamento. El desplazamiento vertical mximo es alrededor de 300 pies en las cercanas del pozo Apiay-E1 y va disminuyendo hacia el noreste. Al este de esta falla se presentan otras fallas normales de menor longitud y hacia la parte ms norte hay una falla inversa con vergencia NE.\nFigura 2. Mapa estructural del Campo Apiay.\n1.3 CAMPO CASTILLA3\nDesde el ao de 1945 se inici en esta regin trabajos de exploracin para la bsqueda de yacimientos petrolferos y para el ao de 1969, la compaa Chevron Petroleum Company descubri el campo bajo el contrato de concesin Cubarral.\nPosteriormente y gracias a la firma del primer contrato de asociacin del pas, la compaa Chevron oper este campo durante 25 aos en el perodo comprendido entre el 31 de enero de 1975 hasta el 30 de enero de 2000. Finalizando este perodo la Empresa Colombiana de Petrleos (ECOPETROL) permiti a la compaa Chevron la operacin y administracin durante un perodo de 6 meses mientras se desarrollaron las labores de empalme. De esta manera, desde el 1 de agosto de 2000, ECOPETROL ha asumido la administracin del campo Castilla, empendose por incrementar la produccin y el factor de recobro del campo bajo los ms altos ndices de calidad y los menores impactos ambientales. En 1988 ECOPETROL perfor el pozo Castilla Norte-1. Se firm el 1er. Contrato de asociacin en Colombia para operar este campo, el cual venci el 30 de enero del ao 2000. En produccin la meta es mejorar el factor de recobro del yacimiento. La iniciativa busca pasar de 4 a 12%. Esto, en cifras petroleras, significa un volumen incremental de 222 millones de barriles en 2033. Esta produccin adicional ser posible si se alcanza una rata sostenida en el tiempo en un promedio cercano a los 40.000 barriles por da. En pozos se han realizado caoneos, recaoneos y aislamientos, al igual que el rediseo del sistema de levantamiento. En Castilla los pozos han trabajado con bombeo mecnico (machn). Sin embargo, la nueva estrategia contempla ampliar el nmero de pozos que utilizan bombeo electrosumergible para incrementar la tasa de extraccin.\nLos campos que pertenecen a la Superintendencia de Operaciones Apiay SOA, se dividen por reas de produccin de la siguiente manera:\n Campos rea Apiay-Ariari. Los campos que pertenecen al rea Apiay-Ariari son Apiay, Suria y Libertad-Reforma localizados al oriente del Departamento del Meta (Colombia), 32 km al SE de la Ciudad de Villavicencio con un rea aproximada de 30.000 Km2. La va principal de acceso es la carretera Villavicencio Puerto Lpez. Definida por las siguientes coordenadas geogrficas con origen Bogot: Norte 934.000 m 948.000 m Este 1 064.000 m 1080.200 m\n Campos rea Castilla La Superintendencia de operaciones Apiay tambin es responsable de la operacin de los campos del rea Castilla la Nueva, la cual est conformada por los campos Castilla y Chichimene; se encuentra ubicado a 95 kilmetros al sureste de Bogot, bajo la jurisdiccin de los municipios de Castilla y Acacas. Para el acceso desde esta ciudad, es necesario un recorrido de aproximadamente 95 kilmetros por la Va al Llano hasta la capital del departamento del Meta, Villavicencio, y posteriormente 60 kilmetros por la va Villavicencio Acacas - Guamal Castilla la Nueva.\nFigura 3. Localizacin del Campo Apiay y Castilla La Nueva.\nareniscas con mayor produccin en la unidad K-2 (Cretceo Superior) formacin Guadalupe, con una profundidad promedio de 10500 pies (3.200 m) y el mecanismo de produccin es un fuerte y activo gas en solucin y empuje parcial de agua poco efectivo para el mantenimiento de presin en el Campo Apiay. En el Campo Castilla la nueva hay un yacimiento de aceite negro\nsubsaturado, cuyo mecanismo de produccin es empuje de agua fuerte, soportado por un acufero regional de gran tamao, que ofrece como ventaja para su explotacin una alta temperatura de fondo y mantenimiento de presin esttica. 1.5.1 Localizacin Geolgica. El rea de estudio est situada en la Cuenca de los Llanos, en la parte occidental adyacente al piedemonte andino, caracterizada por una\ntectnica intensa manifestada en fallas inversas, fallas de distensin y pliegues asociados. Los Campos Apiay y Suria se encuentran asociados a los pliegues de las principales fallas inversas, mientras que los entrampamientos en el rea de Libertad estn controlados por fallamiento distensivo y un componente estratigrfico predominante. Sedimentos Plio-Pleistocenos del Grupo Necesidad-Guayabo cubren la secuencia sedimentaria de 11000 pies de espesor, que involucra rocas siliciclsticas con edades del Cmbrico hasta el Holoceno depositadas sobre el basamento cristalino del escudo Guyans.\n1.5.2 Geologa Estructural.\nEste campo Apiay-Ariari est conformado por los pozos denominados Apiay, Guatiqua, Gavn y los Apiay Este. La estructura de Apiay corresponde a un anticlinal asimtrico fallado en su flanco Sureste. La direccin del eje del anticlinal es aproximadamente N30E, el lmite de la estructura al Este lo determina la falla de Apiay, la cual es de carcter inverso, de alto ngulo, vergencia NE, y corta slo desde el Terciario inferior hasta el basamento. Tambin se presentan otras fallas normales de menor longitud y hacia la parte ms norte hay una falla inversa con vergencia NE. El tipo de trampa es Estratigrfica y Estructural. Los principales efectos de deformacin y levantamiento de la Cordillera Oriental y Piedemonte ocurrieron desde hace 10.5 millones de aos como resultado de la colisin de Panam con Suramrica (Cooper, et al., 1995) generando la inversin de caractersticas distensionales existentes y la generacin de nuevas fallas normales y cabalgamientos. Se interpretaron dos horizontes ssmicos; el tope del K2 y un horizonte intra K1, que corresponde a una superficie de mxima inundacin regional denominado MFS8, para esto se elaboraron sismogramas sintticos de 11 27\npozos (Apiay - 1, Apiay - 2, Gavan -1, Tanane - 1, Quenane - 1, Guayuriba - 1, Suria - 1, Libertad Norte - 1, Saurio - 1, Austral - 1 y Villavicencio - 1), que cuentan con check shots, y que permitieron hacer el amarre de los pozos y la ssmica. Algunas caractersticas de estos horizontes son:\nTabla 1. Caractersticas de horizontes ssmicos.\nHORIZONTE MFS UNE RESPUESTA SSMICA VALLE PICO TIEMPO / PROFUNDIDAD 2153 2568 ms / - 8950 / 11060 ft. 2208 2609 ms / - 9180 / 11170 ft\nSe obtuvieron mapas en tiempo doble y profundidad para cada uno de estos horizontes de control. La conversin a profundidad se realiz usando velocidades promedio obtenidas de los pozos al tope de cada horizonte, las cuales fueron interpoladas y mapeadas en toda el rea. El modelo estructural obtenido del mapeo de los horizontes K2 y MFS8 en general es similar, al propuesto por ECOPETROL - WESTERN 1994, en cuanto a las fallas que mantienen las estructuras, rasgos y tendencias principales que conforman y limitan los campos de Apiay, Suria y Libertad. Hay algunas diferencias en fallas menores y en una falla de carcter inverso que se adicion al Oeste de Libertad Norte como se detallar ms adelante. Sin embargo en cuanto al contorneo del horizonte K2, aunque de la calibracin de registros de pozo y las trazas ssmicas se identific el mismo evento ssmico, el trazo de este evento por todo el volumen ssmico vara ligeramente especialmente en el rea de Suria y Guayuriba. As mismo el tope del K2 obtenido de los pozos por correlacin estratigrfica vara substancialmente en algunos pozos.\nEn el Campo Castilla la Nueva su estructura corresponde a un anticlinal cuyo eje presenta una orientacin N 60 E, de 4 Km. de ancho y 10 Km. de largo, limitado al Este por una falla inversa. Se encuentra afectado por una serie de fallas normales e inversas con direccin NE-SW, algunas asociadas a la falla principal. Las fallas normales presentan saltos que varan de 30 a 120 pies y las fallas inversas con saltos muchos menores que varan entre 30 y 50 pies. Al parecer las fallas internas que afectan la estructura no presentan carcter sellante, ya que el contacto agua-aceite no presenta cambios abruptos al lado y lado de las fallas, mostrando en general a lo largo del campo una misma inclinacin. A continuacin se presenta el mapa estructural del Campo Castilla al tope de la formacin Guadalupe.\nFigura 4. Mapa estructural del Campo Castilla.\nEl principal yacimiento productor es el Guadalupe Masivo es la formacin productora, el cual cuenta con una porosidad y permeabilidad promedio de 19% y 1,180 md, respectivamente; con profundidades que varan entre 6000 pies (-1) y -7000 pies (-3, bajo en la estructura).\n1.5.3 Estratigrafa. Las rocas del Precmbrico conformadas por rocas gneas y metamrficas de alto grado afloran en los costados oriental y occidental de la cuenca, formando el escudo Guayans y constituyen el basamento relativamente rgido sobre el cual se ha depositado toda la columna sedimentaria. Las rocas sedimentarias de mayor edad (Paleozoico Temprano), contienen en su parte inferior, esquistos, calizas dolomitizadas, lavas almohadilladas, shales, intrusiones diabsicas, granitos y conglomerados y en la parte superior, shales, arcillolitas y areniscas arcsicas de ambientes marinos someros. Sobre estos sedimentos, rocas gneas y metamrficas del Paleozoico, descansan discordantemente sedimentos del Cretceo tardo representando el principal aporte de sedimentos Mesozoicos; en el rea de Arauca, al norte de la falla de Cao Limn solamente han sido reportados depsitos aislados de sedimentos Trisicos y Jursicos. Las unidades operacionales del campo Apiay, comprenden en el rea de estudio la secuencia del Cretceo superior, y se divide en las Unidades Operacionales K2 de edad Coniaciano y la unidad Operacional K1 que comprende desde el Santoniano hasta el Eoceno inferior. La unidad K1 normalmente se divide en K1 Superior, K1 Medio y K1 Inferior. El primer estado de esta megasecuencia est ausente en la cuenca y representa la depositacin de las rocas ms prolficas en generacin en las Cuencas Piedemonte, del Alto y Medio Magdalena (formaciones La Luna, Villeta y Gachet, respectivamente). El segundo pulso de sedimentacin reinici en el Paleoceno con la depositacin de las formaciones Barco y Los Cuervos en la parte noroccidental de la cuenca de los Llanos. Posteriormente, la cuenca experiment un hiatus de\naproximadamente 16 millones de aos. La depositacin se reinici en el Eoceno Tardo con la depositacin de la formacin Mirador, caracterizada por areniscas de grano fino a grueso con espordicos conglomerados e intercalaciones limosas y arcillosas. En el rea de Apiay-Ariari la correspondiente unidad T2, se deposita en un sistema fluvial de corrientes entrelazadas. Durante el Oligoceno y el Mioceno Temprano, la depositacin de la formacin Carbonera compuesta de shales, limos y arcillas con escasas capas de areniscas y capas de carbn al tope, refleja cuatro ciclos de influencia marina en depsitos de planicie deltica. Hacia el tope se encuentra un marcador ampliamente correlacionable (Lutita E) compuesta de arcillolitas gris-azulosas. La formacin Len compuesta de arcillolitas verdes y grises depositada bajo ambiente marino somero, sobreyace concordantemente a esta secuencia, manteniendo el registro de una elevacin global del nivel del mar y el levantamiento y deformacin de la Cordillera Oriental, lo que gener el aislamiento de la cuenca de los Llanos y del Valle Medio del Magdalena. Finalmente, se presenta la depositacin de areniscas de grano grueso y conglomerados con espordicos shales y capas de lignitos correspondientes a la formacin Guayabo-Necesidad. La Unidad operacional K2 ha sido objetivo principal de produccin en los campos de la Superintendencia. Su mecanismo de produccin es por empuje de agua activo, lo cual ha permitido un mantenimiento natural de la presin de yacimiento, pero tambin de su alto drenaje y altos cortes de agua y en aumento. En el campo Castilla La Nueva en la cuenca Llanos, el crudo pesado integra la produccin con un objetivo de produccin de 120 KBPPd al ao 2014. En la Tabla 1 se muestra la Columna Estratigrfica del Campo Apiay y Castilla La Nueva es:\nTABLA 2. Columna estratigrfica de la cuenca de los llanos orientales.\nEPOCA Pleistoceno Plioceno Mioceno\nEDAD Tardo Temprano Tardo Medio\nFORMACIONES Guayabo Shale Len Areniscas Superiores Lutita E Unidad C1\nAreniscas Carbonera Unidad C2 Lutita E3 Unidad T1 Unidad E4\nEoceno Tardo Paleoceno\nTemprano Tardo Priaboniano Mastrichtiano Campaniano\nSantoniano Coniaciano Turoniano Cenomamiano F. Guadalupe K2\n1.6 CARACTERIZACIN DEL YACIMIENTO 1.6.1 Propiedades Petrofsicas del Yacimiento. La evaluacin de las propiedades petrofsicas del Campo Apiay y Castilla La Nueva se ha llevado a cabo con un minucioso anlisis de perfiles elctricos tomados a los diferentes pozos, pruebas de rutina a los corazones disponibles para obtener porosidad y permeabilidad de las arenas y anlisis especiales para determinar las propiedades dinmicas del yacimiento.\nTabla 3. Propiedades Petrofsicas del Campo Apiay.\nCampo Espesor Petrolfero ndice de Productividad Porosidad Permeabilidad Volumen de Arcilla Saturacin de agua Presin inicial de Yto Presin actual de Yto Gravedad API Punto de burbuja GOR F9. OOIP Reservas Iniciales Np a Octubre /2004; F9 Viscosidad (T Yto) Temperatura @ yto Mecanismo de produccin Apiay 69 pies 0.1 a 2 bopd/psi 12 -16.9% 30 a 300 md 15 -25% 30% 4457 psia a 9700 pies TVDss 3362 psia a 9700 pies TVDss 21.3 API 1600-2500 psia 2217 PC/bbl 56.24MBls. 15 MBls 1.92 MBls 0.50 cp 245 grados F Expansin de fluidos y empuje parcial de agua\nFuente: Factibilidad de Inyeccin de Agua de Produccin en los Campos Apiay, Suria y Libertad de la SOA.\nTabla 4. Propiedades Petrofsicas del Campo Castilla La Nueva.\nCampo Espesor Petrolfero Original ndice de Productividad Porosidad Permeabilidad Gravedad API Reservas OOIP Temperatura @ yto Presin original del yto Mecanismo de produccin Castilla La Nueva 25 -45 pies 0.1 a 2 bopd/psi 19% 1.180 md 12.5 API 800-1000 MBls. 6000-7000MBls. 198 grados F 2830 psi Empuje de agua fuerte\nLos yacimientos productores\ncompletados los pozos de la Superintendencia de Operaciones Apiay son K2,K1, T2 y T1, los cuales tienen diferentes valores de presin esttica (P*). En la tabla 2 se muestran los diferentes valores de P* (presin esttica) del yacimiento productor para cada pozo del campo Apiay.\nTabla 5. Valores de P* del yacimiento productor para los pozos del Campo Apiay.\nPOZO Apiay 1 Apiay 3R Apiay 4 Apiay 5 Apiay 7 Apiay 8 Apiay 9 Apiay 10 Apiay 11 Apiay 12 Apiay 14 Apiay 15 Apiay 16 Apiay 17H YACIMIENTO PRODUCTOR K-1 K-1 K-1 K-1 K-2 K-2 K-2 K-1 K-2 K-1 K-1 K-2 K-2 K-2 GRADOS API 51,3 25,7 20,5 30,5 17,5 21 21,8 19,8 17,2 26,5 29,1 17,1 22,1 17,9 P* (PSI) @ P.M.P 4200 4250 4650 3500 4500 4300 4500 3200 4530 3900 3600 4650 4505 4590\nApiay 18 Apiay 19 Apiay 20 Apiay 21 Apiay 24 Apiay Este 1 Apiay Este 2 Guatiquia 2 Guatiquia 3H Guatiquia 4H Guatiquia 5H Gavan 1 Gavan 2 Gavan 4\nK-2 K-2 K-2 K-2 K-1 T-2 Y K-1 K-2 K-2 K-2 K-2 K-2 K-2 K-1 T-2 Y K-1\n19,2 18,2 22 24 21,7 15,3 22,5 18,5 17,5 18,5 18 16 72,2 15,8\n4250 4500 4432 4500 3900 4600 4300 4553 4600 4660 4600 4600 3200 4500\nPorosidad. Los valores de porosidad se han determinado a\npartir de la correlacin establecida entre las porosidades medidas en los ncleos y las calculadas de los registros elctricos. Las porosidades de las reas productivas del Campo Apiay son altas observndose los mayores valores en la Formacin T-1 y K-1, seguida de las arenas T-2 y el miembro cretceo K2. Los valores promedios de porosidad son similares para los pozos del campo Apiay y oscilan entre 12.5 y 16.9%. Permeabilidad. Los valores de permeabilidad se han\ndeterminado basndose en anlisis de presiones hechos en pruebas a la formacin, pruebas de produccin y anlisis de corazones. El yacimiento K-2 posee el mayor valor promedio de permeabilidad con respecto a los otras unidades productoras, propiedad que permite que la formacin tenga la tendencia de tomar los fluidos del pozo cuando se forza contra ella. Para pozos completados en K-1 y K-2 se deben tener en cuenta la diferencia en los valores de permeabilidad, ya que no es lo mismo controlar K-1 que K-2.\nGeneralmente cuando se tiene un pozo completado en K-1, este se ahoga o controla solamente por circulacin, ya que la formacin K-1 no toma. En cambio para pozos con K-2 abiertos, pueden controlarse usando forzamiento, por su facilidad de tomar. Sin embargo no es recomendable que se obligue a la formacin a que tome la salmuera bombeada, ya que podra generar dao a la formacin. Algunos pozos se encuentran a la vez completados en K-1 y K-2, se debe tener en cuenta de tratar de controlar la formacin con mayor P* (K-2), buscando no daar la otra formacin (K-1).\nTabla 6. Valores promedio de permeabilidad y porosidad del yacimiento productor en el campo Apiay.\nCAMPO UNIDAD POROSIDAD (%) PERMEABILIDA (md) PRESIN INICIAL (psi)\n2. PRINCIPIOS DE LA PRESIN67\nLa presin es la fuerza que se ejerce sobre una unidad de rea, tal como libras sobre pulgadas cuadradas (psi). Las presiones con las que trabajamos a diario en la industria petrolera incluyen las de los fluidos, formacin, friccin y mecnicas. Cuando se exceden ciertos lmites de presin, pueden resultar consecuencias desastrosas, incluso descontroles y / o la prdida de vidas.\nFigura 5. Principios de la presin.\nFuente. Well Control School.\nUn fluido es simplemente algo que no es slido y puede fluir. El agua y el petrleo son obviamente fluidos. El gas tambin es un fluido. Bajo temperatura extrema y/o presin casi todo se torna fluido. Bajo ciertas condiciones la sal o las rocas se tornan fluidos. Para nuestros propsitos, los fluidos que consideraremos son aquellos normalmente asociados con la industria del petrleo, tales como el petrleo, el gas, el agua, los fluidos de perforacin, los fluidos de empaque, las salmueras, los fluidos de terminacin, etc.\nWell Control School. Manual de control de pozos. 2600 Moss LANE. Harvey, Louisiana 70058. 2003. Schlumberger. MANUAL DE CONTROL DE POZOS. Agosto 2001.\nLos fluidos ejercen presin. Esta presin es el resultado de la densidad del fluido y la altura de la columna de fluido. La densidad es normalmente medida en libras por galn (ppg) o kilogramos por metro cbico (kg/m). Un fluido pesado ejerce ms presin porque su densidad es mayor. El flujo de o movimiento de los fluidos contenidos en un medio poroso (roca yacimiento) se presenta siempre que dicho medio poroso sea a la vez permeable y exista una diferencia de presin ( Energa Potencial) que provoque el flujo de la zona de ms alta presin a la de ms baja. En un pozo perforado ocurre flujo radial a travs del medio poroso desde el exterior (Alta presin) hacia el hueco abierto que pone en comunicacin la roca del yacimiento con la superficie terrestre (Baja Presin).\n2.1 PRESIN HIDROSTTICA (PH) Es la presin total creada por el peso de una columna de fluido, actuando en cualquier punto dado en un pozo. Hidro significa agua, o fluido, que ejerce presin como agua, y esttica significa sin movimiento. As presin hidrosttica es la presin originada por la densidad y la altura de una columna estacionaria (sin movimiento) de fluido. La presin hidrosttica depende exclusivamente de:  LA DENSIDAD DEL FLUIDO  LA PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA (PVV) Por lo general, se calcula en lb/gal (libras por galn). La frmula para calcular la presin hidrosttica es la siguiente:\nPH = 0.052 MW PVV\nDonde: PH = Presin hidrosttica (lb/pg ) MW = Peso de la salmuera (lb/gal) PVV = Profundidad vertical verdadera (pies)\nSi se expresa la densidad como un gradiente; es decir, en lb/pg /pie. Entonces para obtener la presin hidrosttica, se multiplica el gradiente de presin por la profundidad o sea:\nPH = Gradiente PVV\nDonde: PH = Presin hidrosttica (lb/pg ) Gradiente = Gradiente del fluido (lb/pg /pie) PVV = Profundidad vertical verdadera (pies)\nPOR QU LA CONSTANTE 0.052? El factor constante de 0.052 proviene de la necesidad de convertir un peso del lodo salmuera, expresado en lb/gal y una profundidad expresada en pies, a una presin expresada en lb/pg2. Para despejar el valor efectivo del que se ha redondeado 0.052, se utiliza:\nPh ( lb / pg 2 ) = (lb / gal ) * (1gal / 231 pg 3 ) * (1 pie ) * (12 pg / 1 pie )\npresinHid rosttica (lb / pg 2 ) = 0.052 * MW (lb / gal ) * PVV ( pies )\nNota: 1 galn=231 pg3\n2.1.1 Profundidad Vertical Verdadera (PVV): Es la distancia desde el fondo del pozo hasta la superficie en lnea recta. (Ver las Figuras 1). Si la desviacin de un pozo es menos de 8 a 10 grados, entonces para fines de 39\nclculo de control del pozo, la profundidad vertical verdadera es aproximadamente el equivalente de la profundidad medida (MD).\nFigura 6. Profundidad vertical verdad vs profundidad media.\nFuente. Tomado de Control de Pozos. Randy Smith.\n2.1.1.1 Prdidas de Presin: Es la presin que se requiere para vencer la friccin entre el fluido y la superficie del medio sobre el cual se mueve: Medio poroso o Conducto Tubular. La prdida de presin es independiente de la presin hidrosttica y de la presin impuesta en superficie y depende nicamente de las propiedades del fluido, dimensiones de la tubera profundidad de la tubera. y rata de flujo. No depende del ngulo o\n2.2 PRESIN DE FORMACIN (PF) Es la presin a la cual se encuentran los fluidos (Agua, Gas, Petrleo) contenidos en los espacios porosos de un yacimiento o de una las presiones de formacin que se formacin. La funcin principal de la presin hidrosttica ejercida por la columna del fluido es contener encuentran mientras se perfora o se completa el pozo.\npresin formacin( PF ) = PCTP + PH\nDonde: PF = Presin de formacin (lb/pg ) PCTP = Presin de cierre en TP (lb/pg ) PH = Presin hidrosttica del fluido dentro de TP (lb/pg ) Existen dos tipos bsicos de presin de formacin: Presin de formacin normal y presin de formacin anormal. 2.2.1 Presin de Formacin Normal: Cuando un fluido de formacin se encuentra bajo presin normal el mismo est sujeto nicamente a la presin hidrosttica ejercida por una columna de fluido nativo que se extiende desde la superficie. La presin asociada con las rocas suprayacentes, o con la presin de la sobrecarga, no es ejercida sobre el fluido. Por consiguiente, la definicin de presin de formacin normal se basa sobre la presin hidrosttica de una columna completa de fluido nativo del rea. El gradiente de presin es una expresin que define el incremento en la presin por unidad de profundidad.\nPN = 0 . 052 MW D\nDonde: GP: Gradiente de presin, (psi/ft). PN: Presin normal, (psi) MW: Densidad del fluido que controla una presin normal, (ppg). D: Profundidad del medio poroso, (pies).\n2.2.2 Presin de Formacin Anormal: Cualquier presin que no es normal es anormal, sin embargo, cuando se habla de presin anormal, nos referimos a una presin que es ms alta que la presin normal. Hay dos tipos de presiones anormales como:  Presin de Formacin Subnormal: Cuando la presin nativo, se le conoce como presin el gradiente de formacin de de es\nformacin es menor que la presin hidrosttica que sera ejercida por una columna llena de fluido formacin subnormal. Es decir, que\nconsiderado menor que el gradiente normal. Esta presin es una preocupacin desde el punto de vista del control de pozo, porque pueden causar prdidas de circulacin dentro del mismo. Cuando se experimenta una prdida de circulacin, el nivel del fluido en el pozo se reduce. Esta prdida de longitud de la columna en la parte superior de la columna del fluido, ocasiona una reduccin de la presin hidrosttica a travs del pozo.  Presiones de Formaciones Anormales: Se consideran como\npresiones de formacin mayores a las presiones de formacin que se encuentran normalmente a una profundidad dada. Esto indicara que las presiones de formacin anormales son mayores a la presin hidrosttica de una columna llena de fluido. Es decir, que el gradiente de formacin es mayor que el gradiente normal. 2.2.3 Presin de Sobrecarga: Es la presin impuesta por las rocas y los fluidos contenidos arriba del punto de inters. Las rocas en el subsuelo generalmente promedian un peso de 18 a 22 lb/gal. Por lo que, un gradiente promedio de sobrecarga sera aproximadamente de 1 lb/pg /pie.\_\n2.3 PRESIN ESTTICA DE CAMPO Si todos los pozos en un campo productor se cerraran eventualmente, la presin a travs del campo se igualara con el tiempo. Esta igualacin es causada por el flujo de fluidos desde reas de alta presin hasta reas de baja presin. Esta presin de equilibrio es conocida como la Presin Esttica de Campo. En la prctica, debido a las prdidas econmicas que se generaran al cerrar todos los pozos, la presin esttica de campo es raramente medida. En cambio, la PRESIN ESTTICA DE FONDO de un pozo individual si se mide frecuentemente. Esto se puede hacer, simplemente, cerrando un pozo en particular (Teniendo todos los otros pozos en el campo produciendo) y registrando la presin del fondo del pozo continuamente o a intervalos hasta que estabilice, o tienda a estabilizarse. La presin as determinada, P* se aprxima bastante bien a la presin esttica del yacimiento, Pws.\n2.4 PRESIN DE FONDO FLUYENDO (Botton Hole Presure) Es la presin de formacin en la cara del pozo productor. Tambin es la suma de la presin impuesta en superficie, la cabeza hidrosttica (PH) de cualquier fluido en el hueco y la prdida de presin por friccin al fluir pozo arriba (P).\nPwf = Psup + PH + Pf Pistoneo\nDonde: BHP = Presin de Fondo en el Pozo (lb/pg )\nPH = Presin hidrosttica de los fluidos en el fondo del pozo (lb/pg ) Psup = Presin de cierre superficial en TP o en TR (lb/pg )\nP = Prdidas por friccin en el espacio anular (lb/pg ) PISTONEO/SURGENCIA = Variaciones de presin causadas por el movimiento de tubera, al meter o sacar (lb/pg ). La presin diferencial es la diferencia entre la presin de formacin y la hidrosttica. El diferencial es positivo si la presin hidrosttica es mayor que la presin de formacin y es negativa si la de formacin es mayor que la presin hidrosttica. Una presin diferencial positiva en el fondo del pozo frecuentemente se conoce como SOBREBALANCEADA", mientras que una presin diferencial negativa se conoce como BAJOBALANCEADA".\n2. 5 PRESIN DE FRACTURA Se define como el esfuerzo compresivo que se debe ejercer sobre una formacin (Roca permeable y porosa) para vencer su resistencia estructural, superar la presin interna de los fluidos en ella contenidos, por encima de su lmites elstico para crear en ella canales o grietas horizontales o verticales por los cuales se fugan los fluidos de trabajo en el pozo. La presin de fractura depende entre otras variables de: tipo de roca, composicin qumica, profundidad, porosidad, grado de compactacin, tipo de fluidos contenidos, saturaciones, tipo de estructura sedimentaria, presin de sobrecarga, etc. Conocida o estimada la presin de fractura se puede establecer el gradiente de fractura (F) que denota la presin en psi por pies de profundidad que debe ejercer una columna de fluido para provocar rupturas en la roca. Si, la presin hidrosttica (PH) es mayor que la presin de formacin (PF) entonces puede ocurrir la fractura del yacimiento o formacin.\n2.6 PRESIN DE PORO Es la presin del fluido dentro del espacio poroso de una formacin. Cuanto mayor la profundidad, tanto mayor la presin, en condiciones normales. Los poros estn parcialmente conectados en formaciones tales como: arenisca y arcillas. Si los permeable poros estn fluir conectados la formacin a travs es y los fluidos pueden del espacio poroso.\nCuando una formacin permeable es penetrada por la broca, la presin de los poros tiende a empujar los fluidos fuera del espacio poroso y dentro del pozo. Las formaciones tales como esquistos o pizarras pueden ser porosas pero los poros no estn formacin superior conectados, nicamente los fluidos en la formacin perforada por la broca y en la\ninmediatamente adyacente a las paredes del pozo pueden entrar en l.  La presin de poro subnormal de formacin es cualquier presin de formacin menor que la presin hidrosttica del fluido de poro correspondiente.  La presin de poro anormal se define como una presin de poro mayor que la normal. La presin de poro anormal superior de la presin es el peso de la sobrecarga. 2.6.1 Efectos de sobrecarga: La presin ejercida sobre una formacin, a una profundidad dada, debido al peso total de la roca y de los fluidos por encima de esa profundidad. tambin se conoce como sobrepresin, y algunas veces geopresin. El lmite\nFigura 7. Efectos de sobrecarga.\nSobrecarga 19 21 ppge\nUna densidad promedio (SG) de una formacin es entre 2.2 2.6, lo que indica que el peso de sobrecarga es aproximadamente de 19 a 21 ppg. La presin de sobrecarga, S, se balancea por dos fuerzas: 1. La presin de poros, Pp, del fluido dentro del espacio poroso de la roca, la cual se ejerce en todas las direcciones. 2. El esfuerzo de la matriz, que tiene que ver con la resistencia de la estructura de la misma roca. El agua es eliminada de la formacin debido a la compactacin. Si el agua de formacin tiene vas de escape, la presin de formacin desciende hasta su valor normal. Cuando el agua de formacin, la cual est tratando de escapar, es atrapada por una formacin impermeable, la cual no permitir su escape normal, se desarrollar una presin de formacin anormal debido a que el agua soporta ms fuerza de sobrecarga que en un caso normal.\n2.7 PRESIN DE CIRCULACIN La friccin es la resistencia al movimiento. Es necesario aplicar una fuerza, o presin, para superar la friccin para mover cualquier cosa. La\nfriccin debe ser superada para levantar una tubera, mover un fluido, aun para caminar. La cantidad de friccin que est presente para ser superada depende de muchos factores, tales como la densidad o peso, tipo y rugosidad de las dos superficies en contacto, rea de las superficies, propiedades trmicas y elctricas de las superficies, y la direccin y velocidad de los objetos. La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la friccin es denominada como perdida por friccin y puede medirse de varias maneras. Algunas de ellas son el torque, el arrastre (amperios, pies-libras, [Kg.-m], Caballos Potencia HP [CV], etc.) y y la fuerza para mover el fluido (psi o bar). Se pueden perder miles de psi (bar) de presin en el sistema de los pozos mientras se bombea fluido por las lneas de superficie, hacia abajo por la columna de tubera y hacia arriba por el espacio anular. La presin en la bomba es en realidad, la cantidad de friccin que se debe superar para mover el fluido por el pozo a un determinado caudal. La mayor parte de la prdida de presin ocurre en la columna de tubera y en las restricciones tales como las boquillas del trpano.\nFigura 8. Prdida de presin por friccin.\nLas prdidas de presin tambin ocurren en otras partes del sistema de circulacin, tales como cuando se ajusta el estrangulador para mantener contrapresin en el casing durante las operaciones de control de pozo. Cuando el fluido retorna finalmente a los tanques, se encuentra a presin atmosfrica, o casi cero. Cuando se est circulando el pozo, la presin en el fondo del pozo se aumenta en funcin de la friccin que se necesita superar en el anular. Cuando las bombas estn paradas, la presin en el pozo se reduce porque no hay fuerza de friccin a ser superada.\nFigura 9. Mtodo de cmo ocurre una surgencia.\nPozo Esttico Circulacin Normal Circulacin con Cabeza Rotativa Circulacin De Una Surgencia Al Exterior Del Pozo\n2.7.1 Densidad equivalente: Las paredes del pozo estn sujetas a presin. La presin hidrosttica de la columna de fluido constituye la mayor parte de la presin, pero la presin que se requiere para mover el fluido tambin acta sobre las paredes. En dimetros grandes esta presin es muy pequea, raramente excede los 200 psi (13.79 bar). En pozos de pequeo dimetro puede alcanzar hasta 400 psi (27.85 bar) a veces ms. La contrapresin, o presin ejercida en el estrangulador, tambin aumenta la presin de fondo, la que puede ser estimada sumndole todas las presiones conocidas que actan sobre o en el fondo.\nLa presin de fondo puede ser estimada durante las siguientes actividades.  POZO ESTTICO: No hay fluido en movimiento, el pozo esta esttico. La presin de fondo (BHP) es igual a la presin hidrosttica del fluido (HP) en el anular del pozo ms la presin que hubiera en el casing en superficie.  CIRCULACIN NORMAL: Durante la circulacin, la presin de fondo del pozo es igual a la presin hidrosttica del fluido ms las prdidas de presin por friccin en el anular (APL).  CIRCULACIN CON CABEZA ROTATIVA: Cuando se circula con una cabeza rotativa la presin en el fondo es igual a la presin hidrosttica del fluido ms las prdidas de presin por friccin en el anular, ms la contrapresin de la Cabeza Rotativa.  CIRCULACIN DE UNA SURGENCIA AL EXTERIOR DEL POZO: La presin del fondo del pozo es igual a la presin hidrosttica del fluido ms las prdidas de presin por friccin en el anular, ms la presin en el estrangulador (casing). (Para operaciones submarinas, sume las prdidas de presin en la lnea del estrangulador).\n3. TEORIA DE LOS INFLUJOS7\nDesde el inicio de los campos petroleros, los influjos y descontroles; han causado lesiones, muertes y prdidas de equipos y pozos. nicamente en los ltimos 20 aos de los ciento veinte de historia de esta Industria, los principios de control de pozos se han estudiado cientficamente e impartido sistemticamente. Es difcil pronosticar el costo de un reventn, sin embargo puede asegurarse que ser muy costoso. Ya que los descontroles son peligrosos para cualquiera que est cerca del equipo; el mayor peligro lo constituyen las lesiones graves o la prdida de vidas. El costo de limpiar la contaminacin, los requerimientos de rendir informes en cumplimiento de los reglamentos, falsa publicidad y el costo de tener personal bajo altos riesgos. Es necesario realizar estudios perforacin de detallados sobre la geologa del\nyacimiento (tipo de fluido, propiedades petrofsicas), operaciones de pozos, completamiento, workover y sistemas de levantamiento artificial. Un influjo es la introduccin de los fluidos de la formacin dentro del pozo. Para que se forme un influjo, es necesario que existan dos condiciones antes de las operaciones normales de workover o introduccin/retiro de tubera: 1. Que la presin hidrosttica del fluido (Salmuera es el fluido de control de pozo NaCl) workover (Salmuera), y la consecuente presin en el fondo del pozo sean menores que la presin de la formacin,\n2. Que la formacin con potencial de influjo tenga una permeabilidad suficiente (una medicin de la capacidad de las rocas de permitir el flujo de los fluidos), para permitir la introduccin de los fluidos de formacin dentro del pozo. La presin inherente, o permeabilidad, de un pozo, es una propiedad de la misma formacin. Para mantener el control primario (evitar influjos), la presin hidrosttica aplicada hacia abajo en el pozo por los fluidos de perforacin, es el factor determinante que el personal de la industria podr controlar. Los fluidos de perforacin y workover frecuentemente se conocen como la primera lnea de defensa, y la herramienta Nmero Uno para el control de los pozos. Cualquier cadena de acontecimientos, desatada por una presin hidrosttica insuficiente en los fluidos de perforacin o de Workover, con el tiempo producir un influjo. Las causas primarias de un influjo son las siguientes: 1. FORMACIONES CON PRESION ANORMAL. 2. UN FLUIDO CON DENSIDAD INSUFICIENTE. 3. LA PRDIDA DE CIRCULACIN. Mientras se mete o saca tubera, las causas primarias de un influjo son los siguientes: 1. NO DEJAR LLENO EL POZO. 2. LAS PRESIONES DE SURGENCIA.\n3.1 CAUSAS DE LOS INFLUJOS Presiones anormales: Uno de los requisitos previos para que\nocurra un influjo es que la presin hidrosttica de los fluidos sea menor\nque la presin de los fluidos en las formaciones. Este escenario podra ocurrir en formacin con presiones normales o anormales. Puesto que la diferencia entre la presin hidrosttica y la presin de la formacin es mayor a travs de las formaciones con presin anormal, mayor es el potencial de un influjo de mayor volumen. formaciones con presiones anormales. Peso insuficiente del fluido (Salmuera): Por lo general, los alcanza un peso que pueda controlar las presiones de la En realidad, ocurren ms reventones a travs de las formaciones con presin normal que en\ninflujos ocurridos por el peso insuficiente del fluido son debidos cuando la salmuera no formacin. Esta situacin es especialmente comn cuando se utilizan salmuera con un peso mnimo para alcanzar altas tasas de penetracin con bajos costos. Tambin puede ser accidental, cuando se aade demasiada sal al sistema de salmuera, y se puede formar taponamiento, emulsiones etc. Es necesario planear el pozo con cuidado, y vigilar estrechamente los parmetros y registro de los datos, para formular estimaciones razonables de la presiones en la formacin, antes de que ocurra un influjo. Prdida de la circulacin: Cuando ocurre una prdida de\ncirculacin, baja el nivel de la salmuera y se reduce la presin hidrosttica hacia abajo en el pozo, esto conlleva a que se permita el flujo de una formacin presurizada dentro del pozo. Rara vez empieza a brotar la zona que recibe la prdida de circulacin. Por lo general, brota una zona aparte, de alta presin, mientras que se desintegra una zona dbil de presin baja. Adems, si ocurre un influjo por la prdida de circulacin, podr haber poco o posiblemente nada de aumento del nivel en superficie. Es necesario valerse de otros ndices, de los que nos ocuparemos ms adelante, para detectar la presencia de un influjo. Algunas de las razones por las que se pierde la circulacin son estas:\n1. Fluido con peso excesivo. 2. Exceso de friccin anular. 3. Exceso de presin de Surgencia. 4. Exceso de presin del cierre del pozo.\n3.2 EXTRACCIN DE LA TUBERA 3.2.1 No dejar el pozo lleno: Conforme se extrae la tubera del pozo, disminuye el nivel de la salmuera en el pozo, por el volumen del acero que se le quita. Si no se rellena el pozo, entonces esta reduccin en el nivel de la salmuera disminuye la presin hidrosttica que se percibe al fondo del pozo. Puede ocurrir un influjo si la presin hidrosttica desciende a menos de la presin de la formacin, en cualquier punto del pozo abierto. Se mantiene la presin hidrosttica llenando el pozo con salmuera al sacar tubera. El volumen de acero que se saque debe ser sustituido por un volumen equivalente de la salmuera. Si el volumen medido de la salmuera es menor que el volumen calculado del acero sacado, es posible que fluidos de formacin hayan invadido el pozo y que est en marcha un influjo. Para mitigar la ocurrencia de influjos al sacar la tubera se debe proceder como sigue: 1. Comprender que el nivel de la salmuera en el pozo desciende al sacar la tubera de produccin del pozo. 2. Calcular el volumen de acero que se va a sacar. 3. Medir el volumen equivalente de la salmuera necesario para llenar el pozo. 4. Comparar peridicamente el volumen de la salmuera con el volumen de acero sacado y registrar los valores en una bitcora. 5. Tomar medidas si no concuerdan los dos volmenes (Tubera y anular).\nEl volumen de desplazamiento de la tubera depende de su longitud y el dimetro exterior e interior de los tubos. Existen tablas de desplazamiento para tubera de produccin y botellas (DC) de los dimetros ms comunes. Por el alto desplazamiento por pie de las botellas (DC), se deben rellenar el pozo frecuentemente al sacarlas. 3.2.2 Presin de suabeo: La tubera sacada del pozo reduce la presin hidrosttica efectiva dentro del pozo. Dicha reduccin de presin podr ser suficiente para que la presin en el fondo del pozo sea menor que la presin en la formacin lo cual genera un influjo. Se monitorea y detecta el suabeo de la misma manera que se verifica para ver si el pozo est correctamente lleno. Esta funcin requiere los mismos equipos y la misma atencin. Sin embargo, la reduccin de presin hidrosttica es causada por mecanismos diferentes, por lo general, ocurre el suabeo cuando el fluido en el pozo no disminuya tan rpidamente como el volumen del tubo sacado. Despus de sacar tubera se efecte la circulacin arriba y hasta el\nfondo, el grado de contaminacin con gases, agua salina o petrleo en el lodo indica si no fueran apropiadas las velocidades de extraccin, las propiedades de la salmuera no fueron controlada etc. Podr ser que el caso amerite ajustes en la velocidad de extraccin y/o propiedades y densidad de la salmuera no fueron controladas. Una operacin corta de extraccin, seguida de una circulacin arriba y hasta el fondo, tambin se puede utilizar para determinar las caractersticas de pistoneo del pozo. Las siguientes son unas pautas generales para mitigar el suabeo al sacar la tubera del pozo: 1. Seleccionar collares y un aparato para el fondo del pozo que mantengan adecuados espacios libres entre los anulares.\n2. Mantener a niveles mnimos la viscosidad de la salmuera. 3. Sacar la tubera a velocidad moderada.\n3.3 INDICADORES DE LOS INFLUJOS 3.3.1 Incremento en el flujo de retorno: El indicador ms obvio de un influjo es el flujo de retorno de la salmuera desde el pozo mientras que se bombea a ritmo constante. Bajo condiciones normales, la salmuera entra y sale del pozo al mismo ritmo. Un incremento en la circulacin de la salmuera significa que los fluidos de la formacin estn aumentando el flujo de la circulacin. Dicho aumento se puede observar en un registrador, mediante la inspeccin visual en el niple de la campana o el separador, o por la ms obvia de todas las seales la cual consiste en ver si se empujan hacia arriba, desde la mesa rotativa, los manguitos en el vstago cuadrado de transmisin. 3.3.2 Incremento en el volumen de los tanques: El fluido de formacin que entra al pozo sale ms rpido del que se bombea dentro del mismo, habr un aumento del volumen de la salmuera en los tanques. Para que esto sea un indicador oportuno, se deben de tomar en cuenta los cambios efectuados en el sistema de circulacin de la salmuera en superficie. Es necesario tener una buena comunicacin entre el supervisor y el resto de la cuadrilla. 3.3.3 Flujo del pozo (con las bombas paradas): Cuando las bombas no estn bombeando la salmuera dentro del pozo, la salmuera no debe estar llegando al pozo. A veces, el flujo tarda unos segundos en detenerse cuando se paran las bombas. Sin embargo, el flujo desde el pozo cuando se hayan parado las bombas es una muy buena indicacin de influjo. Es fcil discriminar entre la presencia de desbalances y un influjo. Un influjo generalmente fluir cada vez, mientras que la presencia de un desbalance en tubera causar un flujo cada vez con menor velocidad\nmientras se compensan las presiones hidrostticas entre la tubera de produccin y el anular. 3.3.4 Cambios de presin de la bomba: Un cambio de presin en la bomba (tpicamente un decremento) o en EPM (emboladas por minuto) (Strokes por minuto) SPM es una advertencia de influjo. Conforme que se introduce al pozo el fluido de las formaciones, se vuelve ms ligera la columna del fluido en el anular, por lo que cae el nivel de la salmuera la tubera de produccin y por ello se elevar la frecuencia de las emboladas por minuto de la bomba, y disminuir la presin, debido a la cada del nivel de la salmuera en la tubera de produccin. Los cambios en la presin de la bomba podrn obedecer a varios factores. Entre ellos: 1. El taponamiento de algunas secciones de la bomba. 3. La falla de algn componente de la bomba. 4. Fugas en la tubera de produccin. 6. Prdida de circulacin, y otros. Un decremento en la presin de la bomba no siempre significa que ocurre un influjo; Sin embargo, es recomendable verificar si hay influjo si se disminuye la presin en la bomba.\nWell Control School. Manual de control de pozos. 2600 Moss LANE. Harvey, Louisiana 70058. 2003.\n4. EQUIPO DE CONTROL DE POZO\n4.1 PREVENTORAS DE REVENTONES (B.O.Ps) Equipo utilizado para controlar el pozo cuando se presenta insuficiente presin hidrosttica para equilibrar la presin de formacin. 4.1.1 Preventora Anular (Blowout Preventer): Es una vlvula de gran tamao, instalada sobre la cabeza del pozo y sobre las preventoras de ariete, que forma un sello en el espacio anular entre la tubera y la pared del pozo en caso de no haber tubera presente, sella el pozo.\nSe enuncian algunas de las ventajas del uso de un preventora anular: 1. Aunque la preventora est cerrado, la sarta de tubera de produccin podr operar en vaivn de todas maneras. 2. Se puede cerrar sobre el vstago cuadrado. 3. Se puede cerrar sobre los collares de la tubera. 4. Puesto que el tiempo es esencial en el cierre de un pozo que se est descargando, se puede cerrar ms rpidamente si se cierra sobre el vstago cuadrado. 5. La preventora anular podr funcionar como compuerta maestra mediante el cierre completo. 6. Se puede cerrar sobre cualquier miembro de una cadena ahusillada de perforacin. 7. Se puede cerrar sobre las lneas de achique, las herramientas de registro o de perforacin, inclusive en los 80 90 pies de envoltura directamente arriba de las herramientas elctricas de registro. 8. La cadena de perforacin podr ser introducida y retirada de la barrena.\nFigura 10. Preventora Anular.\nFuente. Instituto de capacitacin petrolera. Universidad de Houston en Victoria.\n4.1.2 Preventora de Arietes (HYDRILL): Los arietes para tubera son elementos de sello, diseados a cerrar la barrena de acero con bloques de acero que tienen integrados unos sellos de goma. Las preventoras tipo ariete derivan su nombre del cilindro hidrulico y flecha de ariete que accionan los bloques del ariete sellador. La unidad ms vieja fue operada manualmente, con largos tornillos sinfn; a veces se conocieron como compuertas por parecerse a una gran vlvula de compuerta. Los arietes hidrulicos son controlados por un pistn de doble accionamiento, operado por la presin del fluido hidrulico dentro de los acumuladores. La relacin de la presin en la barrena del pozo a la presin necesaria para el cierre se conoce como la presin de cierre, mientras que la relacin de la presin en el barreno del pozo a la presin de abertura se conoce como relacin de abertura. Los diseos del ariete permiten que la presin de la barrena del pozo alcance el lado posterior de los pistones. Esto ayuda a mantener cerrados los arietes. En la mayora de los diseos, esta presin mantiene cerrados los arietes sin la necesidad de aplicar una presin continua en la lnea de cierre.\nTambin existen mecanismos de cierre del ariete que traban los arietes en la posicin cerrada para el caso que se perdiera la presin hidrulica. Ventajas de la BOPs arietes de Hydril: 1. Se surte en una amplia gama de tamaos y presiones nominales. 2. Se surte con sistemas manuales o automticos de Traba de Posicin Mltiple (MPL\n3. El revestimiento del cilindro y el asiento superior del sello se pueden sustituir o reparar en el campo. 4. Sistema de sello en la varilla secundaria 5. Los arietes se pueden sustituir o reparar en el campo. 6. El mecanismo de puerta bisagrada de abertura requiere un espacio lateral adicional, pero deja menos espacio libre en cada extremo. 7. La cavidad inclinada del ariete se drena a s mismo, evitando acumulaciones de lodo y de arena. 8. Los arietes han sido diseados para que se cuelgue el tubo.\nFigura 11. Preventora Doble Ariete.\n FUNCIN DE LA PREVENTORA ( B.O.Ps) Cerrar el pozo. Permitir escape de los fluidos del espacio anular.\nPermitir bombeo de fluidos al pozo. Permitir el movimiento de la tubera hacia adentro o hacia afuera del pozo.\nLos trabajos de corresponden a\nmantenimiento todas aquellas\ny reacondicionamiento operaciones\nde pozos al\ncompletamiento inicial, cuyo propsito es mantener, reparar o mejorar la productividad del pozo. Como medida de seguridad, antes de iniciar este tipo de trabajos es necesario matar el pozo para evitar la afluencia de fluidos de produccin hacia superficie y as permitir que las operaciones se realicen dentro de los estndares seguros de operacin. La salmuera es el fluido que se utiliza en el campo Apiay para matar el pozo, es agua saturada de sal comn, o que tiene una alta concentracin de sal comn (cloruro de sodio), asimismo, toda solucin salina que contenga otras sales, tales como cloruro de calcio, cloruro de zinc, nitrato de calcio, etc. Su utilizacin se debe a su naturaleza libre de slidos y densidad relativamente estable como fluido. Algunas de sus principales caractersticas son las siguientes:  Densidad estable de 8.4 ppg a 20.2 ppg; solo se ve afectada por la temperatura.  Tiene un efecto viscosificante.  Impide la hidratacin de la arcilla.  No daa la formacin, cuando se adhiere la compatibilidad qumica.  Puede haber cristalizacin sobresaturacin.  Tiene efectos ambientales adversos.  Puede ser ligeramente peligrosa en su uso, manipulacin, transporte y almacenamiento.  Corrosiva y daa los elementos de caucho. debido a la temperatura y la\nAunque la densidad de una salmuera se puede medir con una balanza convencional de lodo, un hidrmetro de salmuera puede brindar medida ms precisa. Adicionalmente se debe tener temperatura de la salmuera. una en cuenta la\nLa salmuera presenta una expansin trmica debido a las temperaturas elevadas, lo cual lleva a una disminucin de la densidad ante el aumento de la temperatura. El rango de la salmuera utilizado en el campo Apiay est entre 8.4 a 10.0 ppg; A sta salmuera se le agrega unos componentes qumicos como surfactantes y solventes para dejarla inhibida. El surfactantes (derivado del ingles surface active agents) son molculas que contiene un segmento liposoluble (soluble en aceite) y otro hidrosoluble (soluble en agua). La solubilidad parcial tanto en agua como en aceite permite al surfactante ocupar la interfase .Los agentes de actividad superficial son sustancias qumicas que reducen la tensin superficial de los lquidos. Est diseado para prevenir la formacin de emulsiones entre el fluido de tratamiento y los del reservorio.\ncampo Castilla no se controla los pozos ya que el yacimiento no\ncontiene gas en las formaciones de produccin; adems es crudo pesado. Existen bsicamente dos clases de salmuera en la primera, los cationes monovalentes contienen las siguientes salmueras:  Cloruro de sodio  Bromuro de potasio  Cloruro de potasio  Bromuro de sodio Estos son utilizados especialmente en pozos donde las\nformaciones productoras muestran sensibilidad al calcio o donde el\ndixido de carbono (gas) puede\nproducir la precipitacin\ninsoluble o de slidos perjudiciales. Estas pueden ser utilizadas individualmente o combinadas para lograr densidades mximas, hasta de 12.7 ppg. La segunda clase la salmuera contiene cationes divalentes:  Cloruro de calcio  Bromuro de calcio  Bromuro de zinc Estas tambin se pueden utilizar individualmente o combinadas para\nalcanzar densidades mximas, hasta de 20.2 ppg. Se presentar a continuacin una tabla relacionada con las diferentes salmueras y con sus respectivos rangos de densidades.\nTabla 7. Tipos de salmueras. SALMUERA KCl NaCl CaCl2 NaBr NaBr/KCl KBr/KCl NaBr/NaCl NaCl/CaCl2 CaCl2/CaBr2 NaBr/ZnBr2 CaCl2/CaBr2/ZnBr2 CaCl2/ZnBr2 RANGODEDENSIDAD 8.49.7 8.410.0 8.411.6 9.012.4 8.410.0 8.410.9 8.412.7 10.011.7 11.715.0 12.818.0 15.219.2 15.520.2\nFuente: RODRIGUEZ, A. E.\n5.1 PREPARACIN DE SALMUERA\n5.1.1 Elementos requeridos\nSal Saltex Agua Industrial. Solventes y surfactantes\n1. Charla preoperacional. El jefe de equipo o supervisor para las recomendaciones de seguridad necesarias para la operacin. Definir funciones para todo el personal durante la operacin. El jefe de HSEQ verifica que el personal est usando los elementos de proteccin personal. Leer AST de la operacin. 2. Captacin y descargue de agua\nFoto 1. Carro tanques.\n3. Instalar unidad de filtrado, esta debe estar acoplada a la bomba triplex y a los tanques de lodos. (Nota: si no aplica unidad de filtrado omitir este paso).\nFoto 2. Unidad de filtrado.\n4. Encender el motor de la bomba. Antes de encenderla se debe verificar el nivel de aceite, combustible, y las presiones establecidas.\nFoto 3. Bomba.\n5. Encender la bomba centrfuga (motores agitadores) para dar inicio a la circulacin del agua en el tanque, verificar el descargue en el tanque.\nFoto 4. Motores de agitadores, Aspas Tanque de lodo.\n6. Revisar el nivel de agua en los taques que se va a utilizar.\nFoto 5. Barra de nivel.\nUbicar los sacos o bultos de sal en la parte superior de los tanques.\nFoto 6. Sacos de sal.\n8. Prepara 800 Bls de salmuera con 111 sacos de NaCl (sx de 50 kg) segn lo indicado para controlar el pozo. La sal se debe verter en la tolva o encima de la malla del tanque para asegurar la entrada constante y uniforme. La sal debe ser inhibida con 168 gal de solvente mutual EC9610 al 0.5% y 68 gal de surfactante biocida EC6365A al 0.2%.\nFoto 7. Rejillas y Tolva.\nUna vez la sal sea proporcionada a los tanques se deben lavar o limpiar las rejillas y/o tolvas de suministro ya que se acumulan conglomerados de sal, la cual con el tiempo corroe la superficie. 9. Medir el nivel de fluido en los tanques de lodo, frecuentemente.\nFoto 8. Midiendo el nivel del fluido.\n10. Realizar prueba de Densidad, verificar que el peso del fluido sea el deseado, tomar una muestra del fluido de cada tanque y hacer las mediciones correspondientes en la balanza.\nFoto 9. Realizar prueba de densidad en balanza de lodo.\n6. MTODOS PARA EL CONTROL DE POZOS1\nExisten varios mtodos para controlar los pozos antes de iniciar las operaciones de mantenimiento y reacondicionamiento, dentro de las cuales estn la Circulacin Inversa y Forzamiento contra la Formacin. En algunos pozos de la Superintendencia la formacin Sin embargo el productora y al estado de Operaciones Apiay se\npueden desarrollar los dos mtodos de acuerdo a las caractersticas de mecnico actual del pozo. daos a la formacin, la forzamiento puede causar\nsalmuera penetra el yacimiento,( si se supera la presin de fractura por exceso de presin en superficie). En cada caso, los principios son los mismos. El propsito comn es mantener una presin constante en el fondo del pozo, en un nivel igual o levemente mayor que la presin de la formacin, mientras que se circula salmuera ms pesada dentro del pozo. Puesto que la presin de la tubera de produccin es un indicador directo de la presin en el fondo del pozo, se puede manipular sistemticamente la presin de la tubera de produccin, y se puede controlar la presin en el fondo del pozo. Los mtodos principales de llevar a cabo las operaciones de controlar un pozo, manipulando la presin de la tubera de produccin, son los siguientes:\n6.1 CIRCULACION INVERSA Este mtodo se utiliza durante las operaciones de conversin o\nterminacin de un pozo cuando se sabe con antelacin que la formacin productora no toma o cuando la tubera de produccin se encuentra cercana a la profundidad media de perforaciones p.e. pozos con flujo\nnatural. Frecuentemente se emplea una circulacin inversa en el pozo en que se trabaje. El mtodo consiste en circular y desplazar a la tasa y presin\ndiseada, el volumen de la tubera y del espacio anular, chequeando los retornos en superficie hasta obtener fluido del mismo peso del que se est bombeando. El fluido de ahogo (salmuera) es bombeado hacia el interior del espacio anular del casing y se recibe el retorno a travs de la tubera de produccin y es conducida hasta los tanques del liquido. Se recomienda que si la tubera no se encuentra muy profunda,\npreparar una salmuera con el peso suficiente para que pueda controlar la P* de la formacin, considerndose que quedan dos columnas de fluido dentro del pozo con diferente densidad.\n6.1.1 Procedimiento 1. Prepare la salmuera con el peso y la cantidad estipulada en el programa del pozo (Well Planning), teniendo en cuenta P* de la formacin entre 100 a 150 psi. 2. Realice la prueba de las lneas de superficie. Cierre la vlvula de entrada al anular del pozo y presione lentamente la lnea con la bomba del equipo hasta alcanzar 500 y 1000 psi, observe durante 10 minutos que la presin se mantenga, sino revise posibles fugas en las conexiones de lneas y corrjalas. Pruebe hasta que la presin se mantenga. 3. Revise que los exhostos de los motores del equipo, bomba y planta tenga funcionando los matachispas y los extintores se la CHP y THP antes de iniciar el bombeo. encuentren en sus sitios de operacin. 4. Revise y registre Verifique que los manmetros estn en buen estado. que la presin de la columna hidrstatica ejercida por esta, sobrepase la\nhacia los tanques del equipo,\nabriendo la vlvula lateral del Tubing Head Spool y la vlvula de descargue de la bomba. 6. Informe al operador de la estacin antes de iniciar circulacin del pozo hacia la estacin. No inicie el bombeo hasta que est seguro de que el pozo est alineado. Cercirese de la apertura de la vlvula maestra, la vlvula lateral del rbol de navidad y la vlvula de corte de la lnea hacia la estacin. 7. La circulacin de salmuera en reversa contra la estacin a baja tasa de bombeo y teniendo en cuenta de no sobrepasar la presin limite en superficie. Contine bombeando a la tasa deseada y a la presin recomendada en la bomba. Desplace el volumen de la tubera y del anular. Mantenga revisando el nivel de los tanques y verifique la eficiencia de la bomba. Registre las presiones de la bomba y las tasas de circulacin (volmenes bombeados). 8. Alinee el pozo hacia los tanques del equipo. Abra la swab valve y cierre la vlvula de corte de la lnea hacia la estacin. Contine circulando en reversa contra los tanques del equipo el volumen de la tubera para homogenizar columnas. Revise el retorno recibido en los tanques, midiendo su densidad. Verifique que el peso del fluido de retorno sea igual al bombeado. Cercirese de que se halla bombeado el volumen calculado, teniendo en cuenta el nivel de los tanques. Si requiere ms salmuera de la estimada. Esto indica que el pozo est tomando. 9. Detenga el bombeo y deje el pozo en observacin durante 15 minutos. Si el pozo est controlado contine con el paso 13. 10. Si el pozo presenta flujo constante de gas con agua-crudo, circule salmuera del mismo peso en reversa al pozo esperando retornos\nen los tanques hasta sacar las bolsas de gas. Si se presentan grandes bolsas de gas en los tanques, como medida de seguridad ordene apagar inicialmente los motores de la unidad bsica, si el flujo de gas persiste o se incrementa se deben a pagar control. 11. Detenga de nuevo la circulacin y ponga el pozo en observacin durante 15 minutos, mida la densidad del fluido que retorna, mantenga revisando CHP y la THP. Si el pozo sigue disparado, cierre la swab valve y alinelo contra la estacin, informe al operador de la situacin y circule la capacidad de la tubera. 12. Alinee de nuevo el pozo hacia los tanques y revise la densidad de los retornos. Detenga la circulacin y ponga el pozo en observacin durante 15 minutos. Si persiste el flujo del pozo, revise y calcule de nuevo la densidad de la salmuera para matar el pozo, teniendo en cuenta repita el paso 8 y 9. 13. Verifique que las vlvulas laterales del rbol de navidad y del la CHP y THP. Bombee la salmuera con el nuevo peso, circulando la capacidad del anular y de la tubera y todos los equipos elctricos y la planta de generacin salmuera como fluido de elctrica. Mantngase preparando\nanular del pozo estn cerradas, as como la vlvula de corte de la lnea que va hacia la estacin. Retire las bajantes de produccin del anular y tubing. Revise que el cheque y la vlvula de corte no tengan paso. 14. Realice el procedimiento para retirar el rbol de navidad solo si est totalmente seguro que el pozo se encuentra controlado. No afloje los prisioneros del Tubing Hanger durante la retirada del rbol. 15. Instale set de BOPs segn el trabajo a desarrollar en el pozo.\n16. Suelte los prisioneros del Tubing Hanger, conecte un pup joint (es un tubo que se conecta a la tubera de produccin) y levante la sarta lentamente. Registre el peso de la sarta. Inicie a retirar la tubera y contine con el programa planeado.\n6.2 FORZAMIENTO CONTRA LA FORMACIN Esta tcnica se utiliza para matar el pozo mediante bombeo de fluido de ahogo (salmuera) a presin (manteniendo cerrada la lnea de retorno) contra la formacin, haciendo que los fluidos de produccin sean inyectados al yacimiento, sin exceder ningn lmite de presin. Esta tcnica se aplica para los yacimientos que permiten la inyeccin de fluidos de produccin y en los casos en los que la sola circulacin de la capacidad del tubing y el anular no controla el pozo. El volumen a forzar se determina en lo posible para que solo ingresen a la formacin de los fluidos propios del yacimiento. Para realizar el control del pozo con este mtodo es necesario considerar los siguientes factores: 1. El influjo debe estar ms arriba de la zona ms dbil del pozo, y 2. La salmuera debe ser bombeado con un ritmo mayor que el ritmo del ascenso del gas por el pozo. 3. Debe existir una permeabilidad suficiente, o fracturas provocadas o naturales, para permitir el regreso de los fluidos hacia la formacin. 4. Si hay una permeabilidad suficiente y no se desea provocar fracturas adicionales, no deben de excederse las presiones hidrostticas de los fluidos. 5. El gas es una substancia ms permeante que el petrleo o el agua salina. Por lo que, ser menos necesario hacer fracturas si el fluido del influjo es gas. Una vez realizado el ahogo del pozo, se debe retirar el rbol de navidad y las bajantes de produccin y se debe instalar el conjunto adecuado de prevencin de reventones o BOP STACK (en ingls), esta tarea podra\ntornarse crtica si el pozo no est totalmente muerto (ahogado), debido a que durante esta accin, el pozo queda superficie sin ningn procedimientos totalmente abierto en tipo de instrumento que lo asegure en caso de para el control del pozo al inicio de\npresentarse una surgencia. Es importante que se desarrollen los correctos operaciones y que se verifiquen las condiciones de seguridad antes de retirar el rbol de navidad, para minimizar cualquier riesgo que pudiera presentarse. Luego de instalar las BOPs adecuadas para el trabajo, se deber inspeccionar y probar su funcionamiento antes de iniciar las operaciones de acuerdo con las recomendaciones del API RP53.\nGMEZ, Martha I. Sierra. Tcnicas de control y prevencin de reventones en perforacin y workover. Tesis.\n7. CAPACIDADES PARA CONTROLAR EL POZO\nLa capacidad de la tubera\no de una seccin abierta del pozo es la\ncantidad del lodo salmuera que pueda ser almacenado o contenido dentro del volumen de dicha tubera. Para calcular la capacidad del tubing del pozo por cada pie, la frmula es la siguiente:\nFigura 12. Representacin de la Capacidad en el tubing\nCapacidad del tubing (bls/ft)\nID 2 Capacidad = 1029\nCapacidad = El volumen dentro de la tubera por longitud unitaria (bls/pie) ID = El dimetro interno del tubo (pg) ID = El dimetro interno x el dimetro interno Para calcular el volumen total (el total de barriles) en una seccin de la tubera de produccin o de trabajo (Drill Pipe) en workover, se multiplica la capacidad, expresada en barriles por pie, por la longitud de la tubera o de la seccin:\nVolumen Total (bls) = Capacidad x la Longitud del Tubo La capacidad del espacio anular es el volumen del fluido de perforacin contenido entre dos secciones del tubo. En otras palabras, es el volumen contenido entre el dimetro exterior del tubo interior, y el dimetro interno del tubo exterior. La capacidad anular tambin podr ser aqul volumen contenido entre el dimetro exterior de un tubo (introducido al pozo) y el costado del pozo abierto.\nFigura 13. Representacin de la Capacidad Anular Tubera interna de produccin. Capacidad del anular, entre la tubera externa y casing interno Tubera del revestimiento\nID2 OD2 Capacidad = 1029\nDonde: CAP = Capacidad Espacio Anular (en bl/pie) ID = Dimetro Interno del pozo (o de la tubera exterior) OD = Dimetro exterior de la tubera (introducido al pozo)\nPara calcular el volumen total (el total de barriles) de la capacidad del espacio anular de una seccin:\nVolumen Total (bls) = CAP x Longitud (de la seccin anular) Si hay varias secciones del tubo, ser necesario calcular el volumen de cada seccin. Si se dispone de un libro de tablas, por lo general indica el volumen en barriles por pie. En este caso, basta consultar los volmenes por seccin, en barriles por pie, y multiplicar el volumen por la longitud de la seccin en pies. NOTA: La constante 1029 de la frmula anterior convierte las unidades para que la capacidad sean barriles por pie lineal. Expresado en trminos ms especficos: La capacidad iguala el rea del crculo formado por el dimetro interno del tubo (en pulgadas cuadradas), multiplicado por las 12 pulgadas en un pie, y luego dividido entre los 42 galones en barril y entre los 231 pulgadas cbicas en un galn.\nFigura 14. Representacin de la Capacidad\nID 2 12pg 42galones 231pg3 (11) Capacidad (bls / pie) = pg2 * 2 1pie 1bls 1galn\nbls ID 2 ) = pie 1029\n8. EQUIPO ELECTROSUMERGIBLE\nDe acuerdo a las caractersticas del campo, se ha determinado que el mtodo de levantamiento artificial ms apropiado para la produccin es el bombeo electrosumergible. Actualmente existen tres grandes fabricantes de equipos electrosumergibles: REDA, Centrilift y ESP Inc.\nTabla 8. Sistemas de levantamiento arfificial Reda-Centrilift.\nSISTEMA DE LEVANTAMIENTO POZOS ACTIVOS E INACTIVOS\nFlujo Natural Apiay Suria Reforma Castilla Chichimene Rancho Hermoso Valdivia Totales % 2 3 2 0 0 0 0 7 3% B. Mecnico 6 6 3 9 5 0 0 29 14% 31 32 5 70 19 4 6 167 82% 0 1 0 0 0 0 0 1 39 42 10 79 24 4 6 204 25 18 2 42 12 4 6 109 6 14 3 28 7 0 0 58 BES INY TOTAL REDA CENTRILIFT\n8.1 GENERALIDADES El sistema de bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial de petrleo, adecuado para ser utilizado en pozos profundos, de fcil instalacin y operacin, de mucha durabilidad.\nEl principio bsico es el siguiente:  Una corriente elctrica es llevada, a travs de un cable, desde superficie hasta un motor que se encuentra en el fondo del pozo.  El motor hace girar un eje, el cual est conectado a la bomba.  La bomba gira, succiona el fluido y le suministra presin.  El lquido llega a superficie a travs del Tubing. 8.1.1 Caractersticas Pozos de gran profundidad. Caudales muy altos. Pozos verticales y desviados. Yacimientos con empuje natural de agua o inyeccin de agua. Pequeas cantidades de H2S, CO2 y abrasivos. Pozos con produccin continua, no de forma intermitente. Operaciones de pruebas de pozos. Fluidos viscosos, gaseosos y abrasivos.\nEl equipo electrosumergible est dividido en dos grupos: el equipo de superficie y el equipo de fondo.\n8.1.2 Equipo de superficie Lo conforman los equipos que permiten suministrar la potencia elctrica necesaria para operar los equipos de fondo, de acuerdo a los parmetros de diseo. Una instalacin tpica consta principalmente de un transformador reductor (SDT), el controlador del motor, el transformador elevado (SUT), la caja de venteo o de conexiones y el cabezal del pozo. La potencia en superficie se mide en KVA y vara entre 125 y 1000 KVA.\nFoto 10. Transformador elevador\nEl transformador reductor (SDT) permite reducir el voltaje de la lnea de distribucin de alta tensin, al voltaje requerido en la entrada del controlador de frecuencia. En el campo se tienen en la actualidad 208 pozos en funcionamiento; el voltaje promedio con que trabajan vara de acuerdo al tipo de motor, bomba y caudal a producir.\nFoto 11. Transformador reductor.\nEl controlador del motor es utilizado para regular el arranque y los parmetros de operacin del motor desde superficie. Permite controlar y mantener la frecuencia a la cual el operador desea que trabaje el motor de la bomba, al tiempo que permite mantener la relacin Voltios/Hertz del equipo.\nExisten tres tipos de controladores: El arrancador directo, el arrancador suave y el controlador de frecuencia variable. El arrancador directo posee proteccin por sobrecarga y baja carga, y opera el motor a una frecuencia de 60 Hertz.\nFoto 12. Arrancador directo.\nEl arrancador suave est diseado para controlar la corriente y el voltaje durante el periodo de arranque, de tal forma que el voltaje es incrementado de forma gradual hasta alcanzar el voltaje de los 60 Hertz nominales del sistema.\nFoto 13. Arrancador suave.\nEl controlador del sistema o variador, controla el voltaje de tal forma que la frecuencia de operacin regula la velocidad de la bomba, obteniendo un amplio rango de caudales de acuerdo al tipo de bomba. El variador consta de un sistema de control inteligente que le permite maniobrar las funciones de las variables para optimizar la produccin. Este equipo puede ser programado en modo de frecuencia, de tal forma que la frecuencia permanece constante y la corriente puede variar. Otra forma de programacin es el modo corriente, en el cual la corriente permanece fija y vara la frecuencia para ajustar la carga del motor a la corriente mxima fijada. El campo cuenta con variadores Robicom; este tipo de arrancador no tiene SUT y adems, la onda de frecuencia de salida es de doce pasos (en los otros es de seis) por ello es un poco ms senosoidal y por ello no produce armnicos y hay menor potencia disipada. Hay variadores tipo Oil Cooled; reciben este nombre ya que vienen refrigerados con aceite, del tipo Integrate Control System y con variador tipo REDA.\nFoto 14. Variador\nEl transformador elevador permite incrementar el voltaje del controlador de frecuencia al nivel tensin necesaria para que el motor opere eficientemente. La caja de venteo constituye el punto de conexin elctrica entre el cable de potencia de subsuelo con el cable proveniente del sistema de control. Tambin permite ventear cualquier migracin de gas proveniente del pozo a travs del cable. El cabezal de pozo cuenta con los accesorios que permiten conectar el sistema de potencia de superficie con el cable de potencia de fondo, pasndolo a travs del colgador de tubera. Hay de tres tipos: tipo pig tail, que bsicamente es conector a lado y lado, pero con el inconveniente de que la unin de cable es un punto dbil y por este puede fallar el cable. Pero tiene la propiedad de que crea un buen sello hidrulico y por ello tiene buena garanta por alta presin.\nFoto 15. Pig Tail\nEl tipo Pack Off, donde el cable entra con empaques sin necesidad de cortarlo, pero no presenta buenas garantas de sello hidrulico a alta presin.\nFoto16. Pack Off-BIW.\nY el tipo Quick Connector; sta es una mezcla de los dos tipos; ya que presenta la unin de cable pero con un nuevo sistema y adems se recubre con una resina que crea un buen sello hidrulico. Evita la colocacin de la caja de venteo.\nFoto 17. Quick Connector.\n8.1.3 Equipo de fondo\nEl conjunto de subsuelo para una instalacin de bombeo electro sumergible en la aplicacin de produccin lo conforman bsicamente por el cable de potencia, el motor, el sello y la bomba.\nFigura 15. Equipo electrosumergible de fondo\nFuente: Baker Hughes - Centrilift.\nEl cable de potencia es un conductor de tres fases, a travs del cual se transmite desde superficie la corriente elctrica requerida para el motor. La temperatura, el voltaje y la corriente del motor rigen su diseo. Est dividido principalmente en dos partes; la parte ms profunda que es cable plano, debido al dimetro exterior de la bomba. Y la parte superior, que es cable cilndrico. Debe estar protegido de esfuerzos mecnicos e imprevistos que puedan deteriorar sus propiedades en el fondo del pozo.\nFigura 16. Cable plano y cable redondo.\n2. Aislante 3.\nLa seleccin del tipo de cable est basada principalmente sobre las condiciones de fluidos, temperatura de fondo y limitaciones de espacio anular: El cable de configuracin redonda se usa cuando hay suficiente espacio anular El cable de configuracin plana se debe utilizar cuando hay lmites de espacio anular. Las temperaturas oscilan entre 200 y 500 F. Es preferible, cables de mayor calibre debido a que existen menos prdidas de voltaje.\nEl motor es el elemento encargado de suministrar la potencia necesaria para mover la bomba. Consiste en un motor trifsico bipolar, el cual utiliza el principio bsico de los motores de induccin magntica, jaula de ardilla. Las principales partes del motor son: el estator, conjunto de rotores y otros elementos mecnicos.\nFigura 17. Motor de la bomba electrosumergible.\nEl motor internamente se encuentra lleno de un aceite refinado de alta capacidad dielctrica y conductividad trmica, cuya principal funcin es mantener lubricadas sus partes giratorias, y en menor escala transferir el calor producido por el motor durante su operacin a la carcaza de donde es disipado por el fluido de produccin. Un motor se disea de acuerdo a los requerimientos de potencia de la bomba, al gradiente del fluido y a la cabeza dinmica total a ser levantada. El caballaje de los motores vara desde 76 HP hasta 760 HP. Los voltajes de diseo y operacin de stos motores pueden ser tan bajos como 230 voltios tan altos como 4000 voltios. Los requerimientos de amperaje pueden ir desde 17 hasta 110 amperios, la potencia requerida es alcanzada al alargar o incrementar la longitud del motor.\nEl sello consiste en un conjunto de cmaras las cuales pueden ser de tipo laberinto o de tipo bolsa de expansin (ambas permiten la dilatacin y contraccin de los fluidos). Los sellos se proveen generalmente en configuracin de tres cmaras, aunque puede ser de dos cmaras y se pueden combinar dos o tres sellos para formar mltiplos de dos o tres cmaras. El sello cumple las siguientes funciones: Evitar la transferencia al motor del esfuerzo axial producido por el empuje de las etapas de la bomba y la cabeza del fluido. Evitar la contaminacin del motor con el fluido del pozo. Permitir la expansin del aceite dielctrico de los motores debido al incremento de la temperatura en el pozo y a su funcionamiento. Figura 18. Sello de la bomba electrosumergible.\nLa bomba consiste en un arreglo de varias etapas de tipo centrfugo. Cada etapa consta de un rotor o impulsor rotativo y de un estator o difusor estacionario. El nmero y tipo de estas etapas son determinados de acuerdo a la produccin deseada y a la cabeza total por levantar. En la bomba, el impulsor de la primera etapa recibe el fluido que entra por elintake. La velocidad inicial del fluido de entrada es cero. El primer impulsor toma el fluido entre sus alabes y le imprime cierta velocidad, entregndolo a la siguiente etapa con una velocidad inicial. La configuracin geomtrica del difusor permite convertir la energa cintica del fluido en presin, gracias a los cambios en el rea y velocidad de flujo.\nLuego, el siguiente impulsor toma el fluido y cambia la presin a energa cintica. El proceso contina de esta forma hasta llegar a la ltima etapa en donde el fluido alcanza la descarga de la bomba con una presin acumulada a lo largo de todas las etapas, que le permite vencer la columna hidrosttica hasta la superficie. Figura 19. Bomba electrosumergible\nFigura 20. Rendimiento de la Bomba a Diferentes Velocidades. Centrilift\nEl campo cuenta con diferentes tipos de bombas; la ms utilizadas son las KC15000 y KC20000, tambin se usan: KC12000, GC8200, GC4100, GC6100, GC2900, HC19000, FC1800, GC1700, FC650, FC450, GC1150, GC1200,FC1600, DN1750, FC2100, GN4000, TG5600, HN13500, HR21000, HC27000 y HC35000.\nFoto 18-19-20. Sello, Motor y Bomba\nEl separador de gas conecta el protector o sello y la bomba, permitiendo la produccin de pozos con alto GOR (mayor o igual al 200 PCS/Bbl) ya que reduce la cantidad de gas libre al pasar por la bomba. Utiliza fuerza centrfuga para separar el gas libre del fluido que entra a la bomba. El fluido entra al separador y es forzado hacia una cmara centrfuga por la accin de un inductor y una columna de baja succin. Una vez en la centrfuga el fluido con alta gravedad especfica es forzado hacia el\nexterior de la pared de la cmara rotatoria por fuerza centrfuga dejando cerca del centro el gas, que es separado por el divisor de fases y es vaciado de regreso al anular del pozo donde ste asciende.\nFigura 21. Separador de Gas.\n8.1.4.1 VLVULA DE CHEQUE: Puede ser usada para mantener la tubera llena de fluido cuando se para la bomba, evitando el giro invertido de la misma, y protegindola de daos en casos de rearranque del motor despus de lapsos cortos de tiempo. 8.1.4.2 VLVULA DE DRENAJE: Localizada por encima de la vlvula cheque, se usa para permitir el paso del fluido desde la tubera de produccin hacia el anular, cuando se saca tubera, para evitar tubera llena durante reparaciones. 8.1.4.3 CABLE PLANO O EXTENSIN AL MOTOR: Se usa para hacer la conexin desde la bomba a travs de separador de gas y sello hasta el motor, donde hay limitaciones de dimetro.\nSENSOR DE PRESIN Y TEMPERATURA: Es un sistema\neconmico para obtencin de datos de presin en el fondo del pozo (presin esttica y dinmica). Utiliza un tubo Bourdon para realizar la medicin de la presin y transmite la informacin por el cable de potencia que alimenta al motor. La precisin de este instrumento es de 1 - 3% de la escala mxima y se provee generalmente en configuraciones para presin mxima de 3500 psi o 5000 psi. 8.1.4.5 PROTECTORES DE CAUCHO: Protege la parte externa de la tubera de produccin. 8.1.4.6 BANDAS DE CABLE PLANO: Se usan para fijar el cable plano a la bomba, el separador de gas y el sello; colocando una seccin cada 6 pies.\n9. OPERACIONES DE WIRELINE\nLa unidad de "wireline" o cable delgado se utiliza en el Campo Apiay Y Castilla La Nueva para mantenimiento, servicio y reacondicionamiento de pozos. En labores de registros de presin y produccin, sta unidad se encarga de desasegurar y/o asegurar el pozo al inicio o final del trabajo. Por desasegurar el pozo se debe retirar la vlvula de seguridad y el tapn sellante ubicado en la herramienta "Y" para permitir la introduccin de las sondas. Aunque las herramientas pasan a travs de la vlvula de seguridad sin problemas, esta se retira para evitar inconvenientes, como el cierre imprevisto de la misma, con la subsecuente ruptura del cable y prdida de la herrramienta. Por sta razn para desasegurar el pozo primero se debe retirar la vlvula y luego el tapn sellante. Al finalizar el registro para retornar el pozo a produccin ste se asegura instalando el tapn sellante y la vlvula de seguridad de ltima. La herramienta para retirar o asentar la vlvula o el tapn consta de "GS Running Rand Pulling Tool" con pin que rompe haca abajo, martillo mecnico, martillo hidrulico y barras de peso. El cable se conecta a la herramienta en el "Rope Socket", pasa a travs del lubricadar el cual va armado sobre los soportes de la unidad y apoyada en el "GIN POLE", terminando en la unidad de cable. La unidad de cable delgado consta de un carrete pequeo\nde aproximadamente 14 pulgadas de dimetro. El tambor est diseado para almacenar entre 15000 y 20000 pies de cable que puede variar entre 0.092" y 0.018" de dimetro. El cable que actualmente se usa en Apiay y Castilla La Nueva es de 0.018".\n9.1.1 Herramienta de pesca del tapn (PULLING TOOL) Este dispositivo permite pescar al tapn (Blanking Plug) a travs de su cuello superior, antes de iniciar las operaciones de medicin y registro. Posee un pin de seguridad el cual puede ser fracturado cuando se presentan dificultades en su extraccin.\nFoto 21.Taladro de Perforacin.\nActualmente la compaa est utilizando dos equipos para perforacin, distribuidos uno, en la parte de exploracin y el otro en la parte de desarrollo del campo. Se describir a continuacin la forma en que se desarrolla sta operacin.\n Con un martillo hidrulico se introduce un tubo conductor de 20", 94 Ib/pies a una profundidad de 40 pies.  Se perfora el hueco de superficie con broca de 17-1/2" hasta una profundidad de 800 pies s el pozo es vertical de 2000 pies si es direccional. Se baja y se cementa casing de superficie de 13-3/8", N-80 BTC hasta la profundidad perforada.\n Se corta el tubo conductor de 20", se solda el cabezal del revestimiento, "casing head" al revestimiento de 13-3/8" para poder instalar las preventoras. De arriba hacia abajo las preventoras son: la anular, "Hydrill" y una preventora doble de ariete donde el superior que es ciego, "blind ram" y el inferior que es de tubera, "pipe ram".  Se perfora con broca de 12-1/4" de 1O a 15 pies de la nueva formacin y se realiza el "Leak off Test".  Se termina de perforar el hueco de produccin con broca de 121/4" hasta la profundidad de inters, que en promedio es de 10000 a 11000 pies.  Se corren registros en hueco abierto: MSF, LLD, LLS, GR, CALIPER, SPIEST y DENSIDAD-NEUTRON, ETC.  Se baja casing de produccin de 9-5/8", 47 lb/pies, N-80 dejando el tope del cemento aproximadamente a 5000 pies.  Se entrega el pozo con un flanche ciego sobre el "tubing spool" y se inicia la movilizacin del equipo hacia el prximo pozo.  Despus de concluida la operacin y transcurridos unos das se evala el trabajo de cementacin tomando el registro correspondiente, CBL.\nFigura 22. Estado Mecnico del Pozo Apiay 28 Perforado por San Antonio.\n11. REGISTROS DE PRODUCCIN\nLos registros de produccin tienen por objeto identificar y evaluar la naturaleza del flujo de fluidos durante la etapa productiva de los pozos. En el Campo Apiay y Castilla La Nueva los registros de produccin tienen como funcin principal determinar el perfil de flujo por medio de medidores tipo hlice y sirven para: Evaluacin del Completamiento y Trabajos de Reacondicionamiento:\nDeterminacin del perfil de flujo. Determinacin del ndice de productividad.\nMonitoreo del Yacimiento:\nDeterminacin del avance del frente de agua. Determinacin de tasas ptimas de produccin.\nDiagnstico de problemas: Determinacin de flujos cruzados. Deteccin de anomalas en el dimetro interno del revestimiento.\nFoto 22. Registro PLT.\nSe utiliza el mtodo de las mltiples pasadas, registrando la respuesta de rotacin de la hlice a travs de los intervalos abiertos a cinco velocidades en direcciones tanto ascendentes como descendentes. Para cada zona se grafica la respuesta de rotacin y las velocidades de cable, con lo cual se calculan las velocidades de flujo y el perfil de produccin del pozo. La programacin de estas pruebas de produccin se realiza de acuerdo a la necesidad de actualizar el perfil de produccin de los pozos, o en los siguientes casos:\nCuando es un pozo nuevo. Pozo despus de reacondicionamiento ("Workover"). Aumento abrupto del corte de agua. ltima prueba hecha hace ms de 2 aos.\nLa informacin que se necesita para correr un registro de produccin es:\na) Estado mecnico del pozo -Profundidad efectiva -Llenado de arena -Rat-hole seguridad b) Informacin de Produccin -Caudal -Corte de agua -Limitaciones del pozo c) Informacin de Yacimiento -Intervalos abiertos -ndice de Productividad -Pozos que ste afecta -Punto de burbuja d) Parmetros de la prueba -Frecuencia de la bomba para el periodo de flujo (PDD) -Profundidad de estabilizacin -Densidad del agua -Salinidad agua de formacin -Densidad del aceite -Relacin Rs -Frecuencia de la bomba (Prueba) -Frecuencia de la bomba (Normal) -Profundidad del "Blanking Plug" -Profundidad del "Entry Guide" -Profundidad de la vlvula de\nProcedimiento General para correr un registro de produccin 1. Solicitar a produccin el pozo y coordinar la apagada del mismo. 2. Cerrar la vlvula lateral. 3. Desasegurar el pozo e instalar lubricador de 7" y vlvulas preventoras. 4. Hacer un " Dummy Run" para determinar fondo, utilizando CCL, sensor de rayos Gamma y barras de peso.\n5. Armar la herramienta combinada de registro de produccin PLT compuesta por la hlice motorizada, sensor de densidad por presin diferencial, sensor de presin de cristal de cuarzo, sensor de rayos Gamma (GR) , CCL y/o barras de peso. 6. Verificar en superficie con agua y aire la calibracin del gradiomanmetro. 7. Bajar la herramienta hasta perforaciones. 8. Correlacionar profundidad con CCL y GR sin tocar fondo. 9. Ubicar el sensor de cristal de cuarzo en el punto de estabilizacin y medir parmetros de fondo. 10. Cargar el programa de presin en el computador para el periodo de flujo (PDD). 11. Arrancar el pozo a la frecuencia de la prueba. 12. Esperar estabilizacin del pozo. 13. Cargar el PLS ("Production Log Sopiesware") . 14. Hacer pasadas con el pozo fluyendo a las velocidades de 30, 60, 90, 120 y 150 pies/min desde 5 pies arriba del fondo hasta 200 pies arriba de las perforaciones. Tomar lecturas estacionarias entre perforaciones. 15. Ubicar de nuevo el sensor de presin de cristal de cuarzo en el punto de estabilizacin y repetir el procedimiento anterior pero para el periodo de cierre (PBU). 16. Sacar la herramienta, asegurar y arrancar el pozo. Una vez concluida la prueba se deben entregar 2 reportes: 1. Reporte Preliminar de la Informacin Adquirida: Con la secuencia de eventos y una interpretacin bajo condiciones de flujo y de cierre. 2. Reporte Final: Elaborado por la compaa de servicios y entregado en un plazo mximo de 48 horas con informacin como: -Tabla de datos de estabilizacin, horas, Qt, Qw, Qo y BSW. -Puntos de medicin de la sonda.\n-Perfil estimado de flujo. -Interpretacin del registro. -Informacin tanto de pozo fluyendo como de pozo cerrado:  Registro Compuesto  Pasadas bajando y subiendo; parmetros de fondo  Lecturas estacionarias  Grfico y listado de estabilizacin -Correlacin y determinacin de fondo.\n11.1 HERRAMIENTA PARA REGISTROS DE PRODUCCIN Los registros de produccin pueden ser corridos utilizando cualquiera de las 2 sondas disponibles en el campo:\nPLT: Production Log Tool CPLT: Combinable Production Log Tool\nActualmente la herramienta que se est bajando es la CPLT, sin embargo la diferencia entre las sondas consiste en mejoras realizadas en el cartucho de telemetra.\n11.2 PARTES DE LA HERRAMIENTA CPLT La herramienta consta de las siguientes partes: a) Hlice Motorizada (MFBS) (CFM2)\nFoto 23. Herramienta PLT.\nLa "Motorized Full Bore Spinner" (MFBS) es la herramienta que registra determinacin el perfil de flujo. Consta de una hlice rotatoria de 4 aspas, protegida por una jaula de 4 brazos. La hlice y los brazos pueden ser retrados o expandidos en un rango de dimetros de 1-11/16" a 5" (apertura total) para la hlice y 8-1/2" (revestimiento de 9-5/8") para la jaula. Esta operacin la hace un motor localizado encima de la hlice que es accionado por una seal desde superficie. La respuesta de la hlice en rotaciones por segundo (RPS) son convertidas en pulsos y enviados a travs del cable elctrico por medio del cartucho de telemetra.\nb) Centralizador Mecnico (TTG-1) La funcin del centralizador mecnico "Thru Tubing Guide" es centrar la herramienta para obtener valores ms reales de densidad. Posee 3 brazos colapsables mecnicamente. Es opcional su colocacin.\nc) Tarjeta Motorizada de control (CMCC) La tarjeta motorizada de control es un mecanismo especial exclusivo del CPLT, el cual permite abrir o cerrar la hlice por medio de un comando en el computador.\nd) Registrador de Presin de Cristal de Cuarzo (CHMS) El principio de funcionamiento se basa en un cristal de cuarzo, el cual controla un oscilador. La presin del fluido causa una distorsin que hace variar la frecuencia entre 5.0 y 5.0170 Mhz (200-11,000 psi). Puesto que la frecuencia tambin depende de la temperatura, la medida de frecuencia se corrige por sta, gracias al "Resistance Temperatura Device" (RTD), suministrando de sta manera una mejor resolucin y exactitud de los datos de presin.\ne) Registrador de Densidad, Presin y Temperatura (CPLS) La CPLS suministra una medicin simultnea de densidad, presin y temperatura.\nDensidad: Es medida con un gradiomanmetro que posee un\ndiafragma Ileno de silicona. La presin del pozo se transmite a 2 puntos separados 21" el uno del otro, y la presin diferencial es transmitida a un sensor de presin equipado con un "RTD" para corregir por temperatura, dando al gradiomanmetro una mayor exactitud en la medicin. Con la diferencia de presin y la distancia entre los 2 puntos se calcula la densidad, que se debe corregir por inclinacin con la ayuda de un acelermetro. El acelermetro determina la inclinacin del pozo y de la herramienta mejorando la exactitud y la resolucin vertical del gradiomanmetro.\nPresin: Tiene un cilindro en cuya base hay una cavidad expuesta\na la presin. En el exterior del cilindro se ubican 2 bobinados, uno de referencia y otro activo. La presin diferencial hace que la parte activa del cilindro se deforme, lo cual cambia la resistencia del bobinado activo.\nTemperatura: Es medida con una resistencia de platino expuesta al\nfluido, presin. de similar funcionamiento al descrito en los registros de\nf) Cartucho de Telemetra El Cartucho de Telemetra digitaliza y enva por pulsos en canales de tiempo las seales de salida de cada uno de las sensores.\ng) Localizador de Collares (Incluido en el CPLC) Otra herramienta para el control de profundidad y de igual funcionamiento al descrito en los registros de presin. h) Sensor de Rayos Gamma (CGRS) El sensor de Rayos Gamma suministra un medio para el control de la profundidad, midiendo estadsticamente la radiacin natural de la formacin, la cual vara de acuerdo a la litologa de la misma.\ni) Adaptador y Cabeza El adaptador sirve como conector y sustituto de 1-11/16" (adaptador) a 1-3/8" (cabeza). Otras caractersticas/ventajas de la herramienta son:\n-Posee un convertidor de alta velocidad de voltaje a frecuencia, que permite la autocalibracin en subsuelo de la electrnica.\n-El procesamiento a tiempo real permite obtener ms rpidamente resultados en el sitio del pozo (PLQL "Production Logging Quick Log) y mejora el control de calidad de los datos.\n12.1 PROCESO DE CAONEO\nEnviar Comunicacin formal (carta, e-mail) sobre los intervalos a caonear, carga a utilizar, fluido presente en el pozo, presin de yacimiento y solicitud del equipo de presin.\nContactar al ingeniero encargado de la compaa contratista y definir fecha aproximada de ejecucin del contrato.\nRealizar reunin de seguridad para prueba de BOP 11 x 5M (1) Prueba de BOP (2) Instalar Hanger Ciego 11 x 5M con tubo de 31/2 EUE. (3) Probar BOP anular: (a) Llenar espacio anular entre el Hanger y la BOP. (b) Cerrar BOP anular. (c) Presurizar sistema con 500 PSI durante 15`` aumentar a 2300 PSI durante otros 15``. (d) Despresurizar sistema a 0 PSI hacia los tanques de equipo de W.O. (e) Retirar la junta de 31/2 EUE. (4) Probar BOP ciegos: (a) Llenar espacio anular entre el Hanger y el Ciego. (b) Cerrar Ciegos. y luego\n(c) Presurizar sistema con 500 PSI durante 15`` aumentar a 2300 PSI durante otros 15``.\n(d) Despresurizar sistema a 0 PSI hacia los tanques de equipo de W.O. (e) Bajar tubo de 31/2 EUE. (f) Retirar Hanger Ciego 11 x 5M.\nRealizar reunin de seguridad y operacional para el caoneo. (Nota: La compaa contratista entregar a la SOA el panorama de riesgos, procedimientos para caoneo y el programa operativo establecido). (5) Prueba Equipo de presin de la compaa contratista: (a) Instalar Hanger Ciego de 71/16 x 5M x 31/2 EUE. (b) Retirar tuvo 31/2 EUE. (c) Instalar Equipo de presin de la compaa contratista. (d) Llenar sistema con agua desde el Hanger 71/16 x 5M hasta el Stuffing box. (e) Cerrar el Stuffing box. (f) Presurizar el Stuffing box con bomba de la compaa contratista de caoneo con una presin de 1200 PSI y 3000 PSI durante 15`` cada prueba. (g) Despresurizar sistema a 0 PSI hacia los tanques del equipo de W.O. (h) Retirar Sistema de presin de la compaa contratista. (i) Instalar junta de 31/2 EUE. (j) Pescar y retirar Hanger de 71/16 x 5M x 31/2 EUE. (k) Instalar equipos de presin.\nejecutar programa operativo de caoneo.\nFigura 23. Sarta de caoneo.\nPara producir las arenas se hace necesario entonces caonear a las profundidades establecidas segn los anlisis de registros realizados por ingeniera de yacimientos, el procedimiento seguido es el siguiente:  Ensamblar la herramienta y bajarla al pozo.  Correlacionar profundidad con gamma ray, para garantizar que los caones estn ubicados a la profundidad deseada.  Asentar el empaque y verificar su sello, presurizando en superficie el anular con 100 psi y observando que esta presin no caiga.  Colocar la cabeza de caoneo y soltar la barra de disparo. La barra en su recorrido descendente rompe unos pines, abrindose una camisa por debajo del empaque y permitiendo as que los fluidos entren al pozo.\nDebido al depletamiento del yacimiento los fluidos no tienen la suficiente energa para subir a superficie. Sin embargo se utiliza un colchn de agua, calculado con base en la presin de fondo esperada. Este colchn de agua controla el pozo evitando flujo de fluidos en superficie. De sta manera el aceite desplazar el colchn hasta tener una cabeza que iguale la presin de fondo. A su vez el colchn de agua desplazar el aire por encima de ste, el cual se detecta en superficie a travs de una manguera sumergida en un balde de agua, permitiendo tener una referencia de lo que pasa en el pozo desde la entrada de fluidos hasta su "muerte".  Desasentar el empaque par tensin.  Se corre un CCL y un gamma ray para verificar fondo  Retirar la herramienta del pozo.  Se baja el completamiento de acuerdo al diseo para el pozo.  Coordinar con produccin la arrancada del pozo. 12.2 EQUIPOS Y HERRAMIENTAS\nEl proponente debe presentar es su propuesta la relacin del equipo y/o las herramientas que ofrece para la realizacin del servicio, con una descripcin de los mismos con sus especificaciones tcnicas.\nEquipo para caoneo tipo TCP y casing gun. Tamao de can TCP: 3 3/8 Y 4-5/8 y Casin Gun 4 y 5. Herramientas para manipulacin y elevacin de caones en Casing de 5-1/2 y 7 Equipo para el transporte y levantamiento de los caones en las locaciones de los pozos.\nUnidad computarizada. Y kit de correlacin Equipo para determinacin de puntos libres\nEquipo para realizar corte Qumico.\nCargas de 23, 32 y 39 grs de alta penetracin a diferentes tiro por pie (TPP), penetracin normalizada mayor de 20 y 30 a 8000 psi respectivamente.\n12.3 CONTROLES OPERACIONALES DURANTE EL CAONEO 1) Llenado de pozo despus de cada corrida de can. 2) Verificacin de la correlacin para el caoneo con los registros de cementacin o resistivo. 3) Presin de acumulador del equipo de W.O. 4) Verificacin del nivel de fluido durante la bajada de cada corrida de caoneo. 5) Verificacin del disparo de cada corrida de caoneo en superficie.\n13. EQUIPO DE COMPLETAMIENTO\nEl completamiento que existe en el Campo Apiay y Castilla La Nueva es del tipo simple y es realizado por dos rig (Chivo) el 15 y 32 encargado de los servicios a pozo. Este completamiento consiste de una sola sarta de tubera de produccin de 4-1/2" a de 3-1/2" que Ilega hasta una profundidad promedio de 7000 pies colocada dentro del revestimiento de 9-5/8".\nFigura 24. Completamiento estado Mecnico.\nEste completamiento simple tiene la desventaja de carecer de control individual de los intervalos y dificultar la eliminacin de zonas productoras de agua. El completamiento simple reemplaz al doble, que a pesar de permitir el control individual de los intervalos productores reduca los caudales posibles colocadas dentro y aumentaba las inversiones inciales y costos de del revestimiento de 9-5/8" y se utilizaron durante las operacin. Estos completamientos consistan de dos sartas de 3-1/2 primeras etapas de produccin del campo. Para el completamiento simple instalado en La Nueva existen 4 alternativas: a) Con herramienta tipo "Y" y empaque b) Con herramienta tipo "Y" y sin empaque c) Sin herramienta tipo "Y" ni empaque d) Sin herramienta tipo "Y" pero con empaque Las alternativas ms utilizadas en el campo son las opciones b) y c). el Campo Apiay y Castilla\n13.1 TUBERIA DE PRODUCCIN La tubera de produccin es el medio de flujo de los fluidos del pozo desde la profundidad de inmersin de la bomba hasta superficie.\nSe conecta directamente a la bomba cuando el completamiento carece de la herramienta tipo "Y" o a sta ltima cuando est presente en la instalacin.\nTubing de 3 Tubing de 4\nFoto 24. Tubera de Produccin. Bodega de ECP APIAY.\na) Dimetro externo Actualmente en Campo Apiay y Castilla La Nueva se utiliza tubera de produccin de 4-1/2 o 3-1/2, Este dimetro externo de la tubera se determina directamente con un comps calibrador.\nb) Peso por pie lineal El peso seleccionado para un dimetro externo de tubera determina el dimetro interno de deriva ("drif). El dimetro de deriva es el dimetro mximo de una barra ("conejo") de\n3 pies de longitud que pasa fcilmente a lo largo de una junta de tubera. El conejo se pasa por cada junta antes de ser bajada dentro del pozo. Las juntas que no permitan el paso del conejo se rechazan. El peso por pie lineal de la tubera de produccin utilizada en Campo Apiay y Castilla La Nueva es:\n12.75 lb/pies para tubera de 4-1/2" 9.3 Lb/pie para tubera de 3-1/2"\nc) Grado de la tubera El grado del acero del que est hecha la tubera determina la resistencia y dureza de la misma. La seleccin del grado de tubera para un pozo se hace con base en la resistencia a la tensin, la resistencia al estallido y la resistencia al colapso que se requiera, adems de la disponibilidad. El grado de la tubera de produccin en Campo Apiay y Castilla La Nueva es N-80. Conociendo el dimetro externo (4-1/2), el peso (12.75 Ibs/pie) y el grado(N-80) se determina: Tabla 9. Grado de la tubera de produccin.\nd) Tipo de acoplamiento Los diversos tipos de acople disponibles para tubera se pueden dividir en: (1) Con acoplamientos: Cuando los extremos son machos y los acoples hembras. (2) Con juntas (o acoples) integradas: Son secciones de tubera que tienen rosca externa (macho) en un extremo y rosca interna (hembra) en el otro.\nLa conexin de tubera tiene "UPSET" cuando el terminal de la junta es ms grande que la parte principal del cuerpo y un NON UPSET" en caso contrario. As, el tipo de acople que se seleccione para un uso particular se basa en las condiciones de operacin, las necesidades de resistencia a la tensin, limitaciones de espacio, clase de completamiento y la disponibilidad. La tubera de produccin en el Campo Apiay y Castilla La Nueva es CAJA x PIN por lo tanto no necesita acoples.\ne) Rango de longitud La longitud de la tubera de produccin en el Campo Apiay y Castilla La Nueva es de 31 pies. El rango de longitud de la tubera seleccionada para un pozo depende de la altura del equipo a utilizar y de la disponibilidad.\n13.2 EMPAQUES Los empaques se utilizan para segregar fluidos y presiones en el espacio anular entre la tubera y el revestimiento, o slo en el revestimiento cuando no hay tubera. Los empaques actualmente utilizados en Campo Apiay y Castilla La Nueva son:\nTapn Puente (Bridge Plug)\nFigura 25. Bridge Plug.\nEmpaques dobles de Completamiento.\nFigura 26. Empaques dobles.\n13.2.1 Tapn puente Se usan para sellar el fondo del pozo y/o aislar las zonas a producir de las ya producidas. Los modelos de "Bridge Plug" usados en Campo Apiay y Castilla La Nueva son:\nEl Drill SV Squeeze Packer Modelo PR\nEmpaque EZ Drill SV Squeeze Packer\nEsta herramienta actualmente se utiliza en Campo Apiay y Castilla La Nueva como retenedor de cemento en cementaciones remediales "squeezes", sin embargo tambin se encuentra instalado como "bridge plug" en varios pozos.\nModelo PR El modelo PR Bridge plug" es una herramienta de diseo modular que puede ser convertida de tapn puente a retenedor de cemento para ser sentada mecnicamente o con "wireline".\n13.2.2 Empaques dobles de completamiento Estos empaques de completamiento segregan fluidos y presiones en el espacio anular del revestimiento/tubera donde encuentra dos sartas de tubera que penetran el empaque. Actualmente se estn usando en Campo Apiay y Castilla La Nueva debido a la necesidad de una sarta adicional por donde pasar la alimentacin de potencia al motor y as evitar que el cable se trence al efectuar cualquier movimiento. Estos empaques dobles reemplazaron a los empaques sencillos usados en los primeros aos cuando los pozos produjeron naturalmente. Los empaques de doble sarta utilizados en Campo Apiay y Castilla La Nueva han sido los siguientes:\nEmpaque MPL Empaque Twin Seal Empaque Uni- Packer XXVI 1- HO\nEmpaque MPL El empaque MPL sirve como "tubing hanger" y/o como empaque recuperable de produccin con especiales caractersticas diseadas para acomodarse al uso de bombas electrosumergibles.\nEmpaque Twin Seal Diseado para facilitar el uso de bombas electrosumergibles.\nEmpaque Guiberson Es un empaque de produccin de doble sarta, hidrulicamente sentado, sostenido mecnicamente y recuperable por corte. Usado para operaciones de produccin con presin moderada, particularmente cuando se sienta el empaque sin manipulacin del tubing o despus de que el cabezal del pozo ha sido instalado.\n13.3 EQUIPO AUXlLIAR DE COMPLETAMIENTO HERRAMIENTA TIPO "Y" La herramienta tipo "Y" se utiliza en instalaciones de E.S.P para permitir el paso de herramientas para la toma de registros de fondo con cable elctrico, mientras el pozo esta fluyendo.\nFoto 25. Y Tool.\nSe mantiene un control sobre los parmetros de produccin y\nel comportamiento del yacimiento.\nSe obtienen excelentes estudios para el control de la produccin de\nEs liviano y ofrece una alta eficiencia hidrulica. Puede correrse en revestimiento de produccin de dimetro\nexterno superior a 9-5/8, 53.5 lb/pie y puede instalarse con tubera de 3-1/2 o 4-1/2.\nPartes de la herramienta "Y" a) Cuello El cuello de la herramienta tipo Y tiene conexiones de 3-1/2" con rosca NUxEUE EUExEUE dependiendo de las series del motor y bomba a ensamblar. S el ensamblaje incluye bombas o motores serie 562 o 513, se recomienda: NUxEUE. S el emsamblaje incluye bombas y motores serie 540: EUExEUE. b) Cuerpo El cuerpo de la herramienta est diseado en forma de Y con dos brazos de 3-1/2" de dimetro exterior. En el brazo no-centrado se conecta la bomba y en el brazo centrado se cuelga el tubo instrumento.\nc) Silla La silla es el asiento del tapn ciego y se encuentra en el brazo centrado de la herramienta tipo Y. La silla tiene la funcin de permitir sello junto con el tapn ciego, evitando que haya recirculacin de fluido a travs de la herramienta Y cuando el pozo est produciendo. d) Tapn ciego o "blanking plug"\nFoto 26. Tapn Ciego.\nUtilizado para taponar la parte inferior de la herramienta Y, con un sistema de alivio para evitar problemas de pegas por un diferencial de el riesgo de ruptura de la unidad de cable. presin y reducir\nVa ubicado en la silla y su funcin junto con ella es la de proporcionar sello para evitar la recirculacin de fluido a travs de la herramienta Y cuando el pozo est produciendo. e) Swivel o Excntrica La swivel soporta el peso del tubo instrumento conectado al cuerpo de la herramienta Y. Tiene la funcin de facilitar la conexin del tubo instrumento girando libremente, adems de tener dimetro interno no\ncentrado. El dimetro interior de la swivel no centrado debe quedar mirando hacia la parte externa de la herramienta tipo Y, opuesta a los brazos de la misma, de manera que cuando se conecte el tubo instrumento, ste quede alineado con el cuerpo de la bomba que se est instalando. De sta manera se evita que el tubo instrumento quede doblado haca dentro por diferencia de dimetros. Es prcticamente un acople con conexin inferior descentrada que permite orientar el tubo instrumento de tal forma que no interfiera con la operacin de la bomba electrosumergible. f) Adaptador o Acople de tubera de instrumentos Permite la conexin rpida del tubo instrumento al ensamblaje total de la herramienta. Tiene la funcin de conectar el tubo instrumento con la swivel. La parte inferior del adaptador se rosca al ltimo tubo del tubo instrumento y se asegura a la swivel por medio de tornillos que se ajustan a travs del cuerpo de la misma. g) Unin Telescpica Se utiliza para facilitar la posicin de la abrazadera con respecto al tubo instrumento y a la carcaza de la bomba, cuya elongacin interna es suficiente para obtener la ubicacin exacta en el sitio y momento que se necesite. h) Tubo Instrumento El tubo instrumento tiene la funcin de permitir el paso de la herramientas de prueba en las instalaciones de bombeo electrosumergible, con el fin\nde monitorear el yacimiento mediante datos de presin, temperatura y produccin obtenidos a condiciones de fondo de pozo. El tubo instrumento se puede instalar con juntas de extensin dependiendo de s la longitud a bandear de ste, al levantar la polea viajera a su mxima altura (5 pies por debajo de la corona del pozo) es mayor de 24 pies o mayor de 15 pies en pozos desviados, o s la junta de extensin cuando al levantar es menos de 15 pies y la ltima seccin de la sarta es un tubo de 24 pies.\nFoto 27. Tubo instrumento.\ni) Tubo PINxPIN Es un tubo corto de un pie que facilita la conexin del tubo instrumento al "entry guide" pues el ltimo tubo del tubo instrumento termina en caja al igual que el acople del "entry guide". j) Entry Guide Este acople facilita por su forma la entrada y recuperacin de las herramientas al terminar una prueba de monitoreo. Debe quedar\nlocalizado por debajo de 0.70 pies. SILLA TIPO "R"(NO GO)\ndel ensamble motor-bomba. Tiene una longitud\nEn la "R Seatting Nipple" se coloca una vlvula de cheque "standing valve" Tipo RB-2 que permite el asentamiento hidrulico del empaque. Va ubicada en un tubo por debajo del empaque de produccin, y se ajusta con las Ilaves VLVULA RB-2 Esta vlvula se instala en la silla tipo "R", se baja y se recupera con wireline antes o despus de asentar hidrulicamente el empaque. Posee una bola que hace sello al bombear por el tubing presurizando el sistema. Posee adems un empaque que hace contacto con la superficie lisa de la silla tipo "R", de ah la importancia de que en verdad sea lisa para evitar fugas. SILLA TIPO "B" En la B Nipple" se sienta la vlvula de seguridad. Se instala a 250 pies de profundidad y posee en la parte externa de su cuerpo la conexin para la lnea de control. VLVULA DE SEGURIDAD La vlvula de seguridad "Flapper" se utiliza para cerrar el pozo en casos de emergencia. Esta se controla hidrulicamente desde superficie con una lnea de control de alta presin. La vlvula puede abrirse o cerrarse desde superficie con el tablero de control tipo OTIS variando la presin de operacin. de potencia.\nExisten dos tipos de vlvula de seguridad:\nBFVE: La cual posee un ecualizador en el "Flapper" que iguala las\npresiones arriba y abajo de la vlvula, evitando as problemas en el "flapper" cuando existe una diferencia grande de presin.\nBFV: La cual no tiene ecualizador.\nAntes de instalar la vlvula, sta se debe probar en superficie asegurando que el "flapper" abra y cierre sin problemas, adems de probar que su sistema fugas. Una vez instalada con wireline se presuriza la lnea desde el tablero de control OTIS para abrirla. La presin de la lnea se mantiene ms a menos a 1,200 psi hasta que el "flapper" de la vlvula est completamente abierto, siendo lo anterior una seal de que la vlvula est funcionando normalmente. Por seguridad se deja presionada la lnea a 3,500 psi para mantener la vlvula de seguridad abierta. De sta manera se controla el flujo de fluidos en el tubing con la vlvula de seguridad y en el anular con el empaque de completamiento. de seguridad de flujo funcione correctamente y no presente\n14. CABEZAL DE PRODUCCIN\nEl equipo de cabeza de pozo es el equipo que suministra un sello entre la sarta de tubera de completamiento y el espacio anular del revestimiento/tubera y es el medio para controlar y registrar la produccin del pozo desde superficie. En el Campo Apiay y Castilla La Nueva, la cabeza tpica de pozo consta de 3 secciones:  Seccin A: Cabezal del revestimiento de produccin.  Seccin B: Carrete de la tubera de produccin.  Seccin C: rbol de navidad.\nFoto 28. rbol De Navidad.\n14.1 SECCIN A: CABEZAL DEL REVESTIMIENTO El cabezal del revestimiento de produccin, "casing head" conocido tambin como carrete o malacate de revestimiento tiene la funcin de sostener el revestimiento de 9-5/8". La parte inferior del cabezal del revestimiento se solda al revestimiento de superficie de 13-3/8" una vez ste ha sido cementado, con el fin de poder instalar preventoras y continuar perforando hasta la profundidad deseada. La sarta de revestimiento de 9-5/8" una vez introducida al pozo se cuelga a tensin al calgador de revestimiento, "casing hanger" que luego es colocado en el cabezal de revestimiento. Por su forma esqualizable a manera de medias lunas, el colgador es fcilmente introducido en el cabezal de revestimiento una vez la sarta de revestimiento se sobretensine 25,000 Ibs, se suelta quedando aprisionada en el colgador y ste ltimo apoyado y soportado en el cabezal de revestimiento. De sta manera se aisla el espacio anular entre las sartas de revestimiento de 13-3/8" y 9-5/8". La seccin A consta de las siguientes partes: (1) Cabezal de 13-3/8" x 13-5/8", tipo C-22-BP, 3,000 psi. presin de trabajo con dos salidas de 2" rosca L.P (Line Pipe).\n(2) Vlvula O.C.T modelo 120, mxima presin de trabajo 3,000 psi. 2" rosca L.P Esta vlvula comunica el anular entre el revestimiento de 13-3/8" y revestimiento de 9-5/8". (3) Tapn ciego con rosca Line Pipe de 2".\n14.2 SECCIN B: CARRETE DE LA TUBERA DE PRODUCCIN El carrete de la tubera de produccin, "tubing spool" tiene la funcin de soportar peso del equipo de completamiento. Se instala antes de introducir la sarta de completamiento al pozo e inmediatamente arriba del cabezal del revestimiento.\nFoto 29. Tubing Spool.\nLa ltima seccin de tubera de produccin, cable de potencia y lnea de control se introducen al pozo conectadas al colgador de tubera, "tubing hanger" que luego es colocado en el carrete de tubera.\nFoto 30. Tubing Hanger.\nPor su forma, el carrete de tubera suministra asiento al colgador de tubera, adems de poseer unos tornillos laterales de fijacin que evitan que el colgador se mueva hacia arriba en caso de que se desarrollen presiones bajo l, que tiendan a levantarlo de su sitio. La seccin B consta de las siguientes partes: (4) Colgador del revestimiento de produccin, tipo C-22, 12" x 9-5/8" OD. (5) Cuerpo del carrete de produccin C-29-ET, 10-3/4" ID, flanches de 135/8" x 11", 30000 psi. con 2 salidas de 2-1/16" rosca L.P. 5000 presin de trabajo. (6) Ensamble de sello"Pack-off Assy", BG-PE, 10-3/4" x 9-5/8" OD. (7) Vlvula O.C.T modelo 120, mxima presin de trabajo 3,000 psi. 2-1/16" rosca L.P. Esta vlvula comunica el anular entre el revestimiento de 9-5/8" y la tubera de produccin de 4-1/2".\n14.3 SECCIN C: RBOL DE NAVIDAD El rbol de navidad es una coleccin de vlvulas, conexiones y accesorios que permiten el acceso al pozo perforado as como el la produccin. Se instala despus de bajar el inmediatamente arriba del carrete de control y manejo de tubera. Las vlvulas grandes usadas en los rboles de navidad son del mismo tipo, posicin. La seccin C consta de las siguientes partes: (8) Colgador de tubera TC-ECC, 10" x 4-1/2 8RD-8RD, con orificio para adaptar el conector de potencia a travs del colgador y puerto para instalar la camisa de sello de 1-1/4" que comunica la lnea de control con superficie. (9) Adaptador rotante del flanche A-2-D-EC, 11 x 4-1/16, 3000 psi presin de trabajo con orificio de 1/4" para adaptar al sello de superior penetrador del colgador de produccin y camisa Fitting para conectar la lnea de control. Orificio para el conector de potencia parte puerto con salida 1/2 en el flanche para probar el mismo. (10) Dos vlvulas maestras O.C.T.,F.E modelo 120, 4-1/16, 3000 psi presin de trabajo. (11) Bloque base T-608, 4-1/16" x 4-1/16, 3000 psi presin de trabajo. (12) Adaptador B-11-AO, 4-1/16" x 4-1/2" 3000 psi presin de trabajo, rosca tipo EUE-8RD con tapa para trabajos de cable delgado. de compuerta, pero tienen diferentes nombres segn su\nequipo de completamiento e\n(13) Vlvula lateral O.C.T.,F.E. modelo 120, 4-1/16 3000 psi presin de trabajo.\n15. PROCEDIMIENTO PARA CONTROL DE POZO\nSi se llega a observar una patada de pozo procedimiento:\ndebe aplicar el siguiente\n1. Pare el carretel y la sacada de la tubera cuando aparezca el zuncho y con la cizalladora se corta el cable a un pie por encima de este. 2. Baje la tubera la tubera dejando un tronco de cuatro (4) pies sobre la mesa rotaria 3. Cierre las BOP. 4. Instale la vlvula de seguridad a la tubera en posicin abierta. 5. Asiente la tubera sobre las cuas. 6. Tire la barra para romper el pin de la Bleeder Vlve y abrir la comunicacin del tubing con el anular 7. Cierre la vlvula de seguridad. 8. Conecte lneas para hacer lectura de presin Stand Pipe 9. Abra la vlvula de seguridad 10. Lea las presiones de THP, CHP. 11. Tome la presin de cierre de la tubera. 12. Calcule peso de fluido de control. 13. Prepare fluido de control. 14. Circule en reversa dos veces el volumen de llenado completo del pozo hasta mitad de perforaciones, hasta obtener fluido homogneo en superficie pasando por choree de a travs del choke manifold y Poor Boy Degaser quemando el gas por la lnea al quemadero. 15. Lea presiones de THP, CHP. =0 psi. 16. Una vez controlado el pozo, se toma una presin de cierre, si esta es cero psi. , Abra las BOPs. 17. Ancle nuevamente el cable al carretel y contine sacando la sarta en condiciones normales y llenando contra el tanque de viaje. 18. Una vez controlado el pozo, se toma una presin de cierre, si esta es cero psi. , Abra las BOPs.\n19. Ancle nuevamente el cable al carretel y contine sacando la sarta en condiciones normales y llenando contra el tanque de viaje.\nLos pozos de la Superintendencia de Operaciones Apiay se controlan antes de iniciar las operaciones de mantenimiento y workover hasta que se termine esta o se abandone el pozo. Se pueden desarrollar dos mtodos de acuerdo a las caractersticas de la formacin productora y el estado mecnico actual del pozo, los cuales son: Circulacin Inversa y Forzamiento contra la Formacin. Estos se realizan teniendo en cuenta el comportamiento de la presin durante la vida productiva del pozo (si se mantiene o declina). El control de pozo es evitar una surgencia, este control implica mantener la presin hidrosttica del fluido de control mayor que la presin de formacin; Para establecer el mtodo de control del pozo, se debe conocer las propiedades de la formacin productora con el fin de evitar daos irreversibles.\nEl fluido que se utiliza para el control de pozo es la salmuera de cloruro de sodio por ser la que ms se ajusta a las condiciones necesarias para las operaciones, su rango est entre 8.4 a 8.9 lpg. A la salmuera se le adiciona unos componentes qumicos como surfactantes y solventes para dejarla inhibida. Estos reducen la tensin superficial de los lquidos y estn diseados para prevenir la formacin de emulsiones entre el fluido de tratamiento y los del reservorio.\nUn reventn es muy costoso en la industria de petrleo, porque causara lesiones graves, prdidas de vidas, daos en la formacin en el medio ambiente.\n Anotar el peso de la salmuera.  No olvidar los productos qumicos como solvente y surfactantes.  Asegurarse de que las alarmas, indicadoras de nivel de los tanques estn calibradas.  Avisar al supervisor los cambios en el volumen de los tanques.  Estar atento a cambios en la rata de penetracin.  chequear flujo.  Informacin de la operacin, peso de la salmuera de retorno.  Mantener pozo siempre lleno.  Controlar la velocidad al sacar o meter tubera.  Llenar el pozo cada 25 juntas cuando se est bajando la tubera de produccin y probar tubera.  Cuando se caonea llenar el pozo entre cada corrida.  Reconocer los influjos de gas.  Durante la mezcla de cualquier sistema de fluido, todo el personal debe estar informado sobre los peligros que implica el mezclar y manejar soluciones qumicas. Recuerde que estos qumicos pueden causar quemaduras de gravedad, pueden ser txicos para el hombre y para el medio ambiente y pueden causar problemas visuales y respiratorios. Los qumicos industriales utilizados en los campos petroleros son por lo general concentrados.  Debido al comportamiento de las operaciones de mantenimiento y workover en el campo Apiay y Castilla la Nueva se recomienda al Ing. de HSE dar induccin operativa sobre las actividades que va a realizar el trabajador y llenar ATS del personal contratista deben revisarse antes de que inicie la operacin. Deben estar firmados por un Coordinador de Ecopetrol.  Se recomienda continuar con la implementacin de tecnologa para la toma de registro de produccin, este trabajo se realiza cuando\nse termina las operaciones de mantenimiento y workover, ya que el pozo se encuentra controlado.  Se recomienda como mnimo, los siguientes elementos de proteccin de proteccin personal: Gafas industriales, calzado de seguridad, proteccin auditiva, casco de seguridad, guantes y ropa y herramientas adecuadas para las operaciones que se realizan en el Campo Apiay y Castilla La Nueva.\nBIBLIOGRAFIA GMEZ, Martha I. Sierra. Tcnicas de control y prevencin de reventones en perforacin y workover. Tesis. UIS.1989. LEN, Lucy J. Prctica Empresarial. Elaboracin de manuales de procedimientos operacionales de las estaciones de recoleccin y tratamiento Apiay, Suria y Reforma-Libertad. Tesis. 2003. ECOPETROL S.A Las Herramientas Especiales para Control de los Pozos. Instituto de Capacitacin Petrolera .Universidad de Houston en Victoria. MANUAL DE ENTRENAMIENTO. Control de Pozos. Diciembre 2005. Schlumberger. MANUAL DE CONTROL DE POZOS. Agosto 2001. Well Control School. Manual de control de pozos. 2600 Moss LANE. Harvey, Louisiana 70058. 2003. BROOKBANK, E. B. y BEBAK, K. Dando Sentido al Tiempo Medio Antes de la Avera (MTBF, sigla en ingls) y otras estadsticas de Vida til. Baker Hughes-Centrilift. 2003. BAKER HUGHES COMPANY - CENTRILIFT. Handbook for Electrical Submersible Pumping Systems. Claremore, Oklahoma. 1997. LASTRA, Rafael y RUEDA, Armando. Estimating MTBF Using Survival Anlisis Techniques. En: 1997 ELECTRICAL SUBMERGIBLE PUMA WORKSHOP. Houston, Texas. 1997.\nДругое от пользователя: Jose Vanegas\nApuntes Diseño de Estructuras II FAPyD UNR\nPME-0000-20 Mantto.tablero Distribución Baja Tensión (DPA LPA)_Rev D\nActividades de comercialización y estrategias\nSist. Potencia y Rotacion\nMTA 2 ModuloB 2019 2