Descarga la aplicación para disfrutar aún más
Vista previa del material en texto
Instituto Politécnico Nacional Escuela superior de ingeniería y arquitectura Unidad Ticomán Aplicación de tubería flexible en la inducción con nitrógeno de pozos petroleros Trabajo final del seminario de “Perforación, Terminación y Reparación de Pozos Petroleros” para obtener el título de ingeniero petrolero Presentan: Alan Almazán Muñoz Nelly Hernández Rivera Oscar Hugo Tapia Arias Asesores: Ing. Manuel Torres Hernández Ing. Arístides Domínguez Cárdenas Octubre de 2012 AGRADECIMIENTOS A MI MAMÁ Porque eres de esa clase de persona que en todo me comprenden y dan lo mejor de si, sin esperar nada a cambio, porque sabes escucharme y brindarme todo tu apoyo cuando es necesario, porque te has ganado mi amor, admiración y respeto. Al término de esta etapa de mi vida quiero expresar un profundo agradecimiento a quien con su ayuda, apoyo y comprensión me alentó a lograr esta hermosa realidad. Te adoro. Nelly ÍNDICE Objetivos Resumen Abstract Introducción Antecedentes 1. Historia de la tubería flexible ..................................................................................................... 10 1.1. Origen de la tubería flexible ............................................................................................... 10 1.2. Funcionamiento de la tubería flexible ................................................................................. 11 1.3. Mejoramiento y evolución de la tubería flexible ................................................................ 12 1.4. Evolución de la sarta continua de tubería flexible .............................................................. 14 1.5. Antecedentes de la perforación con tubería flexible ........................................................... 16 1.6. La tubería flexible en la actualidad ..................................................................................... 16 2. Composición de la tubería flexible ............................................................................................. 19 2.1. Elementos básicos de la tubería flexible ............................................................................. 19 2.2. La sarta de tubería flexible .................................................................................................. 20 3. Aplicaciones de la tubería flexible.............................................................................................. 22 3.1. Servicios básicos de tubería flexible ................................................................................... 22 3.1.1. Limpieza de tubería ..................................................................................................... 23 3.1.2. Estimulación selectiva ................................................................................................. 26 3.1.3. Cementación ............................................................................................................... 28 3.1.4. Pescas .......................................................................................................................... 36 3.2. Servicios integrados de tubería flexible .............................................................................. 40 3.2.1. Perforación con TF...................................................................................................... 40 3.2.2. Registros con TF (CTL) ............................................................................................. 43 3.2.3. Disparos con TF (CTP) .............................................................................................. 46 3.2.4. Terminaciones con TF ................................................................................................ 47 3.2.5. Fracturamiento hidráulico: CoilFRAC ........................................................................ 50 4. Inducción con nitrógeno ............................................................................................................. 52 4.1. Introducción ........................................................................................................................ 52 4.2. Objetivos ............................................................................................................................. 52 4.3. Consideraciones técnicas .................................................................................................... 53 4.4. Punto óptimo de inyección.................................................................................................. 54 4.5. Ejecución del programa modelo ......................................................................................... 55 5. Caso histórico ............................................................................................................................. 56 5.1. Calibración e inducción del pozo Sihil-10, en el intervalo de 3676 m a 3850 m, realizado por la compañía Schlumberger, mediante tubería flexible y nitrógeno .............................. 56 5.1.1. Objetivo de la Operación ............................................................................................ 56 5.1.2. Datos del pozo Sihil-10 proporcionados por PEMEX ................................................ 56 5.1.3. Estado mecánico actual y distribución de tuberías ..................................................... 58 5.1.3.1. Descripción de aparejo producción ............................................................. 59 5.1.3.2. Distribución y especificaciones técnicas del aparejo de producción actual .................................................................................................................. 60 5.1.3.3. Desviación del pozo .................................................................................... 61 5.1.4. Ejecución de la operación ........................................................................................... 62 5.1.4.1. Consideraciones de seguridad ..................................................................... 62 5.1.4.2. Consideraciones de seguridad para operaciones con H2S y CO2 ................ 63 5.1.4.3. Requerimiento de los equipos en plataforma .............................................. 65 5.1.4.4. Movilización y preparación ........................................................................ 65 5.1.4.5. Instalación de equipos de control de pozo y pruebas de presión ................ 67 5.1.4.6. Instalación de herramientas de calibración y pruebas de presión – calibración e inducción ...................................................................................... 68 5.1.4.7. Ejecución – Corrida de calibración e inducción ......................................... 70 5.1.5. Simulaciones CoilCAT ............................................................................................... 72 5.1.5.1. Módulo de fuerzas de la tubería flexible .................................................... 72 5.1.5.2. Indicador de peso de tubería flexible .......................................................... 73 5.1.5.3. Coil LIMIT ................................................................................................. 73 5.1.5.4. Presión de fondo vs Profundidad para varios gastos de fluidos .................. 74 5.1.5.5. Presión de fondo vs Profundidad para varios gastos de nitrógeno ............. 74 5.1.5.6. Presión de circulación vs Profundidad para varios gastos de nitrógeno ..... 75 5.1.6. Herramientas de fondo ................................................................................................ 76 5.1.7. Equipos de TF .............................................................................................................77 5.1.8. Estimación de tiempos operativos ........................................................................... …79 Conclusiones…………………………………………………………………………80 Bibliografía…………………………………………………………………………...81 Objetivos Objetivo general: Conocer el funcionamiento de la tubería flexible, sus características, así como su uso en la inducción de pozos petroleros por medio de nitrógeno. Objetivos específicos: Conocer la composición de la tubería flexible Saber cómo ha evolucionado la tubería flexible Conocer en dónde o en qué situaciones se utiliza Determinar en qué consiste la inducción mediante tubería flexible Saber cuándo surge la tubería flexible Conocer cómo es actualmente la tubería flexible Resumen La tubería flexible ha sido de gran utilidad para la industria petrolera desde hace más de cuarenta años, por ello es importante e interesante mencionar sus múltiples aplicaciones. Es bueno mencionar la utilidad que tiene la tubería flexible en una industria tan importante a nivel mundial, como es la petrolera, debido a que en los últimos años probablemente no se le da la suficiente importancia, no se menciona como una parte significativa dentro del proceso de perforación y producción de un pozo petrolero. Sin embargo, con base en diversos textos y programas operativos propios de la industria, como es el caso del programa para la calibración e inducción del pozo Sihil-10, se puede observar que realmente es útil, ya que es usada en distintas operaciones petroleras. Esta investigación servirá para conocer las características y la composición de la tubería flexible, así como las situaciones en las que es posible y/o recomendable utilizarla. Todo esto le será de utilidad a los estudiantes de la carrera de ingeniería petrolera que deseen consultar algo relacionado con este tema, o bien, como apoyo para la conclusión de algún proyecto que en determinado punto, involucre la aplicación de tubería flexible. La información presentada en la investigación, se podrá utilizar para llevar a cabo proyectos relacionados con perforación de pozos petroleros, toma de registros geofísicos, realización de disparos, terminación, fracturamiento hidráulico, limpieza de tuberías, estimulaciones, cementaciones, pescas, cañoneo y la inducción de pozos mediante el uso de nitrógeno, caso específico de esta investigación. Resulta valioso tratar el tema de la inducción de pozos mediante tubería flexible y nitrógeno, debido a que en la actualidad es muy común que los pozos petroleros presenten caídas de presión, lo que impide que los hidrocarburos continúen fluyendo de forma natural, debido a procedimientos erróneos durante la perforación y/o la producción del pozo. Abstract The coiled tubing has been very useful for the oil industry since over 40 years, for this reason it is important and interesting to mention its many applications. It is important to mention the usefulness of coiled tubing in one of the most important world industries, such as the oil, due to in recent years probably not given sufficient importance, not mentioned as a significant part in the process of drilling and production of oil wells. However, based on different texts and operation programs typical of the industry, as the case of the program for calibration and induction of the well Sihil-10, we can see that it is really useful as it is used in various oil operations. This research will help us to understand the characteristics and composition of coiled tubing and the situations in which it is possible and / or recommended to use it. Everything will be useful for petroleum engineering students and who wishes to find something about this subject or as support for the conclusion of a project that involves the application of coiled tubing. The information presented in this research may be used for projects related to oil drilling, making geophysical logs, execution of shots, completions, hydraulic fracturing, pipe cleaning, stimulation, cementing, fishing, shelling and induction of wells using nitrogen, which is the specific case of this research. The research about wells induction through coiled tubing and nitrogen could be valuable, due to now it is very common that oil wells present pressure drops, which makes impossible the oil continues to flow naturally, due to erroneous procedures during drilling and / or well production. Introducción Este trabajo de investigación tiene el propósito de presentar algunos aspectos interesantes acerca de la utilización de tubería flexible en la industria petrolera. Con el objetivo de maximizar la rentabilidad, las operaciones de re-entrada de perforación, estimulación de yacimientos y re-terminación de pozos a menudo deben ejecutarse sin equipos de perforación rotativos o equipos de reparación de pozos convencionales. La utilización de tubería flexible permite que se lleven a cabo operaciones de remediación de pozos presurizados o activos sin extraer los tubulares del pozo. Por otro lado, la cooperación entre los operadores y los proveedores de esta tecnología continúa aportando herramientas y técnicas que mejoran la productividad tanto en campos nuevos como en campos maduros. El presente trabajo aborda de manera especial la utilización de tubería flexible para realizar la inducción del pozo petrolero Sihil-10 mediante nitrógeno. La inducción con tubería flexible y nitrógeno, se realiza mediante una operación en donde el nitrógeno es utilizado como un medio para descargar y/o bajo-balancear el pozo a un punto donde el mismo fluirá naturalmente por su presión de yacimiento. El objetivo es activar el pozo a producción y establecer circulación en pozos de baja presión de fondo y una de sus aplicaciones es crear condición bajo-balance para realizar disparos o bien, para la toma de registros. Algunas consideraciones técnicas que se deben tener para poder realizar la inducción mediante nitrógeno son, la caracterización del yacimiento, fluidos presentes en el pozo, la presión de colapso de la tubería flexible y la tubería de producción y el punto óptimo de inyección. Toda esta información adquiere relevancia debido a que en la actualidad, durante la etapa de producción de diversos pozos petroleros, se presenta una caída de presión, lo cual perjudica notablemente el flujo natural del hidrocarburo y provoca que el pozo no aporte lo esperado de acuerdo a los estudios previos hechos en el campo. Una solución para esta problemática consiste en llevar a cabo una calibración e inducción con tubería flexible y nitrógeno. En esta investigación se podrá observar de manera particular el caso del pozo Sihil-10, en el cual se llevó a cabo una inducción en la zona de rocas carbonatadas correspondiente al intervalo BTPKS-BS (de 3676 a 3850 metros) Antecedentes Muchas compañías operadoras se están volcando a efectuar operaciones a través de la tubería de producción, u operaciones concéntricas, para resolver problemas de producción complejos y satisfacer los exigentes desafíos que plantean las operaciones de intervención o re-terminación del pozo. La pronunciada declinación de los volúmenes de producción y el remplazo insuficiente de las reservas de petróleo y gas han obligado a los operadores a reexaminar las estrategias de desarrollo de campos y los esfuerzos de manejo de yacimientos. Los responsables del manejo de los activos de las compañías necesitan cada vez más optimizar el desempeño tanto de los pozos nuevos como de los pozos existentes para satisfacer la demanda global de petróleo. Las sartas largas de tubería de acero relativamente pequeño, o tubería flexible, pueden movilizarse rápidamente para perforar pozos nuevos o pozos de re-entrada a través de las tuberías existentes. Esta tecnología también se utiliza pararealizar operaciones de terminación iniciales, operaciones de intervención y reparación de pozos con fines de remediación, u operaciones de re-terminación. Esta comparación con la perforación rotativa convencional, los equipos de reparación de pozos y las unidades para entubar pozos presurizados, la tubería flexible enrollada en un carrete para su transporte y el equipo necesario para su despliegue e inserción en el pozo, ofrecen numerosas ventajas. El incremento de la eficiencia es el resultado del despliegue y la recuperación continuos de la tubería en pozos presurizados o activos sin necesidad de controlar o matar el pozo. Además, no es necesario extraer los tubulares de producción del pozo y ejecutar operaciones de fondo de pozo, volviendo a bajar los tramos individuales de una sarta de servicio convencional con conexiones roscadas. La flexibilidad de poder trabajar con el pozo presurizado y la capacidad única de bombear fluidos en cualquier momento, independientemente de la profundidad o de la dirección de viaje de la tubería flexible en un pozo, ofrecen ventajas claras y versatilidad operacional. En comparación con las operaciones con cable o línea de acero, la tubería flexible provee capacidades de carga relativamente grandes en pozos verticales más profundos y de alto ángulo y mayor capacidad de tracción, o sobretracción, en el fondo del pozo. Estas capacidades facilitan las operaciones de limpieza de pozos; las operaciones de limpieza por chorro o la extracción de fluidos de pozos con gas inerte o fluidos más livianos; los tratamientos de estimulación ácida o de estimulación por fracturamiento hidráulico; los tratamientos de consolidación o de control de la producción de arena, las operaciones de cementación, pesca o fresado y las operaciones de perforación direccional tanto como las de perforación de pozos en condiciones de bajo balance. La instalación de líneas eléctricas, cables de transmisión de datos, o cables de alimentación en el interior de la sarta de tubería flexible permite la adquisición de registros de pozo en tiempo real, el monitoreo y control de fondo de pozo, la adquisición de mediciones durante la perforación y la operación de bombas eléctricas sumergibles. De acuerdo al caso específico, expuesto en esta investigación, la ejecución de un programa modelo para la inducción de un pozo petrolero mediante tubería flexible y nitrógeno, consiste en lo siguiente, primero se debe bajar la tubería flexible sin bombear nitrógeno hasta alcanzar el nivel de los fluidos, una vez determinado el nivel de fluidos, se debe iniciar el bombeo de nitrógeno a gasto mínimo. A la profundidad optima de inyección de nitrógeno, se realizará una inducción, evaluando la respuesta del pozo, es decir, calidad de los retornos, temperatura en superficie y la variación de la presión de circulación y cabeza. Por último se debe ajustar la profundidad de inyección y gasto según el comportamiento del pozo. 10 CAPÍTULO 1 1. Historia de la tubería flexible 1.1. Origen de la tubería flexible Originalmente, esta técnica se inicia en los años 50, para operar en pozos con presión, flujo y/o pérdida, con el fin de remover puentes de arena; pero en la actualidad se ha convertido en una tecnología multifacética. Aunque en la intervención tradicional con tubería continua, o aplicaciones de reparaciones, todavía se utiliza la tubería flexible en más de tres cuartas partes del trabajo, el uso de TF se ha convertido en una práctica común y económicamente viable. La primera práctica completamente funcional de una unidad de tubería flexible fue realizada por la compañía California Oil Company y Bowen Tools, en 1962. Su propósito fue lavar tapones de arena en pozos de la costa del Golfo. La cabeza inyectora funcionaba sobre el principio de dos cadenas verticales que giraban una enfrente de la otra; un diseño que en la actualidad se utiliza en la mayoría de las unidades de tubería flexible. El stripper era un simple tipo de sello anular que se activaba hidráulicamente para sellar alrededor de la tubería en cabezales de pozos con presión relativamente bajas. En esos tiempos, la tubería todavía se fabricaba en tramos de 50 pies de longitud, soldados en los extremos con diámetros externos de 1 3/8” , y longitudes de 15000 pies; se enrollaba en carretes con núcleos de 9 pies de diámetro externo. Esa fue la primera unidad de tubería flexible operativa basada en los mismos principios y conceptos desarrollados con otros propósitos antes de 1944. En 1962 las unidades Bowen presentaban ciertas facilidades que se fueron desarrollando cronológicamente de la siguiente manera: Al final de los años 40 se patentaron varios conceptos relacionados con la inyección de tubería flexible o cable dentro del pozo. Al principio de los años 50 se presentaron varios conceptos relacionados a la perforación utilizando tubería flexible. Al principio de los años 60, Bowen Tools desarrolló un dispositivo para desarmar una antena hecha de tubo de cobre de 5/8”, fue enrollada en un carrete para almacenarla y poder llegar a la superficie desde un submarino hundido a 600 pies de profundidad. El sistema 11 utilizó el principio de la contra rotación de las cadenas que más tarde sería adoptada por los inyectores de tubería flexible. En 1962, Bowen adaptó el diseño del inyector usado para recuperar la antena como el prototipo desarrollado por California Oil Company (Ver figura 1). Debido al éxito de Bowen Tool – California Oil Company en 1964, Brown Oil Tools y ESSO, colaboraron en el desarrollo de un sistema que utilizaba un diseño diferente en el principio de operación del inyector. En lugar de un juego de cadenas de contra rotación utilizaron un diseño de agarre y manejo de la tubería, forzada entre una cadena sencilla y una ranura de rueda motriz. La unidad completa estaba montada en un mástil suspendido por encima del árbol de válvulas del pozo. 1.2 Funcionamiento de la tubería flexible La rama de la tecnología de la tubería flexible que va desde la intervención en pozos, hasta aplicaciones de perforación y terminación se ha logrado en poco tiempo gracias al trabajo conjunto de las compañías petroleras, las compañías de servicio de tubería flexible y los fabricantes de equipos, que han desarrollado e innovado herramientas y técnicas en esta área. La utilización de la tubería (TF) se ha convertido en una práctica aceptada en muchas partes del mundo, se utiliza con herramientas necesarias, para hacer un servicio en un pozo o para tareas de reparación. 12 Esta tecnología se basa en el uso de un tubo continuo de acero flexible, el cual se enrolla en un carrete para su transporte y almacenamiento. En superficie, la tubería es conectada a una unión giratoria de alta presión en el extremo del rollo, para fluir por dentro de la tubería. La tubería flexible es introducida y retirada del pozo por medio de la cabeza inyectora, la cual combina varias operaciones hidráulicas que permiten tener control sobre la posición y movimiento de la tubería. Un ensamblaje con un sello prensa estopa (stripper), colocado debajo de la cabeza inyectora, produce un sello dinámico alrededor de la tubería y permite que sea introducida y retirada del pozo en condiciones seguras. Enseguida se encuentra el BOP (Blow Out Preventor), montado entre el stripper y el árbol de válvulas del pozo, cuyas funciones se relacionan con la seguridad y el control sobre las presiones. La unidad de tubería flexible se opera desde la cabina de control, que está diseñada como punto único de control y estación de monitoreo para las funciones primarias de la unidad y de los equipos anexos. 1.3 Mejoramiento y evolución de la tubería flexible A finales de los años 60 y comienzos de los 70, ambos, Brown Oil Tool y Bowen Tools, continuaron mejorando,modificando y aumentando la capacidad de sus respectivos diseños para acomodar tubería flexible de hasta 1”. A mediados de los años 70, más de 200 unidades de esta tubería, con el mismo diseño del modelo original, estaban en servicio. En esta misma época, el diseño del inyector se vio influido por nuevas compañías fabricantes de equipos (Uni – Flex Inc, Hidra Rig Inc y Otis Engineering). En general, estas compañías basaron sus unidades en el diseño de la contra cadena de Bowen Tools. Uni – Flex mejoró su diseño significativamente, y aunque dejó de producir sus unidades alrededor de 1978, muchos de los conceptos de sus diseños fueron incorporados a las unidades de los modernos fabricantes de la actualidad. Al mismo tiempo que Uni – Flex dejaba de fabricar equipo de tubería flexible, Brown Oil Tools dejaba también de fabricar el modelo de la rueda motriz. Sin embargo, una variación de este modelo fue reintroducida en 1985. Este modelo mantenía el concepto de la rueda motriz, pero usaba rodillos, en vez de cadenas, para forzar la tubería contra la rueda motriz y dar la tracción necesaria. 13 De manera sintetizada se puede observar la evolución de la tubería flexible en la figura 2. Figura 2 Evolución del equipo de tubería flexible 14 1.4 Evolución de la sarta continua de tubería flexible A través del tiempo, la cabeza inyectora y las sartas de tuberías sufrieron cambios significativos. El prototipo de Bowen Tools de 1962 usaba tubería de 13/8”, aunque en los modelos producidos comercialmente para Nowsco se usaban tuberías de 1/2”. En los inicios de 1970 el tamaño de las tuberías se había incrementado hasta 1”. En resumen, el periodo comercial de los servicios de tubería flexible inició a finales de los años 60 y principios de los 70. En esa época se usaron tamaños de tubería hasta 1” y en tramos relativamente cortos. Los diámetros y longitudes fueron limitados por las propiedades mecánicas de los materiales de fabricación y también por las técnicas de manufactura de esos años. Las primeras operaciones con esta tubería estuvieron llenas de fracasos y problemas por las inconsistencias en la calidad de sus sartas. El problema básico era la cantidad necesaria de soldaduras de campo en la tubería, por las limitaciones de fabricación que se enfrentaban. Los primeros fabricantes usaron la técnica desarrollada durante el proyecto PLUTO. Esta involucraba secciones de material bruto soldadas cada 50 pies, que formaban una longitud continua para poder ser enrolladas en un carrete. Ello significaba que había una soldadura de campo cada 50 pies en la sarta de tubería. Al final de los años 60, se desarrollaron nuevas técnicas que permitieron que las sartas de tubería fueran fabricadas en longitudes mucho más largas. Esto, a su vez, redujo el número de soldaduras a través de la sarta, y mejoró las propiedades del acero. El aumento de la confiabilidad en la tubería flexible benefició significativamente los servicios prestados, (figura 3). 15 Figura 3 Construcción de sartas de tubería flexible En 1969, la calidad de la tubería mejoró aún más, cuando Southwestern Pipe Inc. comenzó a fabricar tubería usando los nuevos materiales y técnicas. La Quality Tubing Inc. comenzó a fabricar tubería en 1976, con procesos similares a los Southwestern Pipe. En esa época Quality fabricaba tubería exclusivamente para una compañía de servicios. A partir de 1982, Quality Tubing suministró tubería flexible a la industria en general, y con Southwestern Pipe, dominaron el mercado. La técnica utilizada en aquel entonces permitió fabricar tramos continuos de tubería flexible de hasta 1500 pies de longitud. Durante los años 80, los materiales y las sartas de tubería flexible mejoraron de manera significativa. En 1980 Southwestern Pipe introdujo al mercado, tubería con punto de cedencia del acero de 70kpsi para tubería continua. En 1983, Quality Tubing introdujo al mercado tramos de tubería de fabricación continua de 3000 pies. Y en 1987, la misma Quality Tubing, desarrolló la soldadura con inclinación de 45° en las hojas de acero anterior al proceso de soldadura para dar mayor resistencia a la tubería. 16 1.5 Antecedentes de la perforación con tubería flexible Debe resaltarse la gran influencia de esta técnica en la evolución y desarrollo de la tecnología de la tubería flexible en general. El precepto de utilizar una barrena con tubería continua data de finales de los años 40. Sin embargo, no sería sino hasta 1964 cuando se emplearían. De manera similar, pero bajo esfuerzos separados, el Instituto Francés del Petróleo y el Instituto de Investigación Cullen desarrollaron prototipos de trabajo de sistemas de perforación continua. En 1976, la compañía canadiense Flex Tube Services Ltd , empezó a desarrollar y comercializó sistemas de operación de perforación continua. La era moderna de la perforación con tubería flexible inicia en 1991 y ha progresado rápidamente con una mayor fuerza en el desarrollo de tuberías de 2” y 2 3/8” 1.6 La tubería flexible en la actualidad Conforme se va haciendo más complejo el equipo de TF y sus servicios, es más difícil explicar cada una de las ventajas de aplicar esta tecnología. La economía y la velocidad fueron los primeros incentivos para su uso, y continúan siendo una característica clave. También la favorece el uso de equipo más pequeño y un menor tiempo en la instalación, más aun si se compara con los equipos de perforación y reparación. Sin embargo, existen algunas otras ventajas técnicas que pueden ser aplicadas, dependiendo de las especificaciones de la terminación, el yacimiento y las condiciones de la localización. Las ventajas de esta técnica sobre los métodos convencionales de un equipo de reparación incluyen: Eficiencia y seguridad en intervenciones de pozos vivos, (presión, flujo y/o pérdida). Capacidad de movilización rápida, instalación y preparación del equipo en la localización. Capacidad de circular mientras se trabaja la sarta (levantar, sacar). Reduce el tiempo de una corrida y el tiempo que el pozo no produce. Menor impacto ambiental y riesgo operativo. Menor cantidad de requerimiento de las cuadrillas de trabajo (personal). Menor costo con mayor flexibilidad de trabajo. Es difícil resumir la lista de aplicaciones, ya que crecen día con día. Al principio, fueron diseñadas para la circulación con base en las capacidades de la sarta de TF; las aplicaciones más recientes recaen en varias características de la sarta de la misma tubería y su equipo asociado. 17 La mayoría de sus usos actuales se caracterizan de la siguiente manera: Operaciones en pozos vivos: el equipo permite operar bajo condiciones de pozo arrancado, presión y flujo, rigidez de aparejos verticales y desviados en pozos. Conducto de alta presión: la sarta de TF provee un conducto de alta presión para el bombeo de fluidos hacia dentro y fuera del pozo. Además, las herramientas operadas hidráulicamente pueden ser energizadas por el fluido bombeado a través de la sarta. Circulación continua: los fluidos pueden ser bombeados en forma continua mientras la tubería es introducida o retirada del aparejo. La rigidez de la sarta de TF permite el uso de herramientas y adaptaciones (y la sarta misma) que va a ser comprimida o tensionada a través de secciones de aparejos verticales, y desviados en los pozos. Conductores instalados y conductos: los conductores eléctricos pueden ser instalados en la sarta de TF y conducidos al extremo del carrete. Esto permite funciones de control y de energía adicionales, los cuales pueden establecer una comunicación entre la herramienta de fondo y la unidad en superficie. Un equipo fácilmente adaptable, herramientas y técnicas para propósitos específicos son ventajas significativas de le tecnología de la tubería flexible. Dicha flexibilidad,si se combina con condiciones específicas de la localización o requerimientos locales, pueden dar como resultado zonas de alta actividad y desarrollo por región. En dichas zonas, esta tecnología no sólo es aceptada, sino apoyada porque es un trabajo innovador tanto en el desarrollo del equipo como en las técnicas de trabajo. Actualmente, este equipo es utilizado en gran variedad de aplicaciones, en sitios de trabajo de muy distintas condiciones. Se utiliza equipo de diferentes cualidades y capacidades. Como resultado, no existe una configuración estándar del equipo, el cual debe ser útil bajo cualquier condición de trabajo. De cualquier manera, existen componentes básicos para cada operación, comunes para cualquier aplicación. La variedad de las aplicaciones, configuraciones del equipo y las condiciones operacionales indican que no existe un proceso de planeación y diseño estándar. Sin embargo, existen elementos en la planeación y el diseño que pueden ser aplicados para cada tipo de operación. Sin tomar en cuenta las ventajas técnicas de la tubería flexible, en cuanto a su composición química y de diseño, una sarta de este tipo deberá ser tomada como producto de consumo, con una vida útil limitada. La demanda de la sarta de tubería flexible recae en la confiabilidad y predictibilidad en su 18 desempeño. Esto es un parámetro crítico dado que las operaciones deben llevarse a cabo dentro de un rango de seguridad operativa. Si se considera que varias propiedades de la sarta son de efecto contradictorio, sus requerimientos son típicamente determinados como un compromiso con las especificaciones del material químico utilizado (metalúrgico) y las propiedades físicas del mismo. Por ejemplo, un material que cuenta con un alto grado de resistencia a la corrosión tiene una resistencia menor a la fatiga. La confiabilidad de los servicios de tubería flexible que se usa en la actualidad se debe a la aplicación y al esfuerzo que se realizó sobre el control del comportamiento de la tubería a través de su vida útil. Esto se basa en un entendimiento de los parámetros que influyen en el desempeñode una sarta y en el desarrollo de procedimientos diseñados para el control y monitoreo de los efectos resultantes. Por ejemplo, la corrosión y la fatiga pueden reducir de manera significativa la vida útil de la tubería al igual que su confiabilidad (predictibilidad). Mediante el registro de los parámetros que influyen dichos mecanismos, un sistema eficiente de manejo de la sarat no necesariamente puede prevenir la fatiga y la corrosión, pero si proveer una forma de cantabilizar los efectos con el fin de mejorar la confiabilidad de la sarta y de su servicio. 19 CAPÍTULO 2 2. Composición de la tubería flexible 2.1. Elementos básicos de la tubería flexible La tubería flexible consta de tres elementos básicos: Un tubo conductor continuo, el cual puede ser insertado dentro del pozo. Cabeza inyectora, es el concepto de introducir y sacar la tubería en el pozo. Stripper, es el dispositivo capaz de dar un sello dinámico alrededor de la sarta de tubería. La tubería flexible basa su funcionamiento en el uso de un tubo continuo de acero flexible, el cual se enrolla en un carrete para su transporte y almacenamiento. En superficie, la tubería es conectada a una unión giratoria de alta presión en el extremo del rollo para fluir por dentro de la tubería. La tubería flexible es introducida y sacada del pozo por medio de la cabeza inyectora, la cual combina varias operaciones hidráulicas que permiten al operador tener control sobre la posición y movimiento de la tubería. Un ensamblaje con un sello prensa estopa (stripper), colocado debajo de la cabeza inyectora, produce un sello dinámico alrededor de la tubería y permite que sea introducida y sacada del pozo en condiciones seguras. Enseguida se encuentra el preventor BOP (Blow Out Preventor), montado entre el stripper y el árbol de válvulas del pozo, cuyas funciones se relacionan con la seguridad y el control sobre las presiones. La unidad de tubería flexible se opera desde la cabina de control, que está diseñada como punto único de control y estación de monitoreo para las funciones primarias de la unidad y de los equipos anexos. 20 Figura 4 Principales componentes del equipo de TF 2.2. La sarta de tubería flexible La mayoría de las sartas de tubería flexible son construidas en baja aleación de acero de alta dureza, el cual forma una tubería de altas especificaciones con las propiedades químicas, físicas y geométricas deseadas. Aunque se están desarrollando compuestos de materiales, aleaciones especiales y una tubería basada en fibra de vidrio. La mejora en la confiabilidad de las sartas de tubería flexible es un prerrequisito necesario para la aceptación de estos servicios para pozos. Los procesados de manufactura y aseguramiento/control de calidad pueden dar un buen servicio con un correcto grado de predicción de los requerimientos del cliente (típicamente el proveedor del servicio de TF). 21 Si bien las propiedades físicas, químicas y de manufactura son muy diferentes en la actualidad, en comparación a las del proyecto PLUTO, el cual fue realizado en 1944, varios aspectos y preocupaciones fueron identificados y se han mantenido validos hasta hoy. Por ejemplo, la debilidad inherente asociada con la soldadura de campo como resultado de la influencia de la fatiga. Las funciones básicas requeridas para el equipo de tubería flexible han permanecido por largo tiempo tal como fueron establecidas en los primeros servicios. Por ejemplo, introducir la tubería, sacar la tubería y mantener la seguridad del pozo. Sin embargo, las condiciones bajo las cuales actualmente se llevan a cabo son considerablemente diferentes. Las modernas sartas de tubería flexible tienen diámetros mayores (OD), y son más pesadas y más largas; son trabajadas en pozos más profundos, con mayor temperatura y mayor presión en la cabeza. Aunado a lo anterior, el pozo puede estar desviado con sección horizontal, y en algunos casos, tener ambas combinaciones. 22 CAPÍTULO 3 3. Aplicaciones de la tubería flexible 3.1. Servicios básicos de tubería flexible Dentro de los servicios básicos de tubería flexible, se encuentran la limpieza de tubería, la estimulación selectiva, cementaciones y pescas. ACTIVIDAD DE TUBERÍA FLEXIBLE Figura 5 Gráfico que representa las principales actividades de la TF 30% 11% 7% 25% 7% 7% 8% 3% 2% Limpiezas Estimulación Cementación Nitrógeno Pescas CTD (Perforación) Cañoneo/Logging CoilFRAC (Fracturamiento Hidráulico) Terminaciones 23 3.1.1. Limpieza de tubería • Remoción de depósitos presentes en el pozo para: – Restaurar la producción – Permitir el libre paso de herramientas – Capacitar la operación de los dispositivos de terminación • El sistema es dependiente de: – Viscosidad del fluído – Velocidad anular del fluído – Desviación del pozo – Presión y Temperatura de fondo 24 Figura 6 Se muestra la manera en que la TF ingresa al pozo para realizar operaciones de limpieza. • Relleno/Obstrucciones: – Arena de formación o finos – Arena de fractura – Falla de empaque de grava – Depósitos/Incrustaciones – Parafina/Emulsión/Asfalteno 25 Figura 7 Imagen que muestra una obstrucción. • Herramientas: – Trompo difusor – Jet blaster – Motores de fondo/Molinos 26 Figura 8 Muestra una de las herramientas utilizadas durante las operaciones de limpieza. 3.1.2. Estimulación selectiva • Ubicación selectiva de ácido en los disparos oen la matriz: – Divergencia mecánica – Optimización del tratamiento – Protección del tubular – Control de profundidad 27 Figura 9 Introducción de la tubería para realizar una estimulación selectiva. • Herramientas: – Packer Mecánico – Packer Inflable Figura 10 Herramienta necesaria para llevar a cabo la estimulación selectiva (Packer). 28 3.1.3. Cementación • Ubicación selectiva de cemento para: – Aislamiento de zonas – Reparación de casing/sidetrack – Control de agua/gas – Abandono • Ventajas: – Terminación adecuada en el pozo – No se requiere taladro/workover – Colocación precisa de la lechada – Menor contaminación – No se afectan los dispositivos de terminación • Consideraciones técnicas: – Información del pozo • Estado mecánico • Detalle de tuberías, revestidores, liners • Survey o giroscópico 29 – Información del yacimiento • Estado del cemento en el revestidor/liner de la zona de interés • Evaluación de registros de cementación • Detalle de las perforaciones • Historial de producción • Pruebas de inyectividad • Operaciones similares en pozos de correlación Figura 11 Vista de la TF mientras se lleva a cabo la cementación. 30 – Viscosidad plástica • Pv < 50 cp – Punto de cedencia • 5 < Yp < 10 lbf/100pie2 – Pérdida de fluído • 40 ml < Pf < 100 ml – Porcentaje de agua libre: 0% – Energía de mezcla – Tiempo de bombeabilidad Figura 12 Pérdida de fluido dentro del pozo. Fluid Loss Effects of fluid loss on cement node size Cement filled perforation with good node profile Alta PF resultando en taponamient o Del pzozpuent eo del pzo Baja pérdida de fluído resulting in ineffective node build up Alta pérdida de fluído resultando en taponamiento del tubular Baja pérdida de fluído resultando en inefectiva construcción de nodo Nodos Efectivos Pérdida de Fluído 31 – Alta fricción de bombeo a través de la TF • Simulaciones CoilCADETM – Contaminación del cemento: • Gel biopolímero: Biozan/Dextrid • Relación: 1.5 bbl/1 bbl de cemento – Resistividad al ácido – Ensamblaje de fondo/herramientas: • Lanzador de tapones @ carrete TF • Receptor de tapones • Trompo de cementación • Spotting valve (Dump Bailer para TF) Figura 13 Trompo de cementación. Tool Selection Cement nozzle (example) Small circulation ports for efficient placement Large circulation ports for efficient reverse circulation Nozzles de fondo para colocación del cemento Nozzles laterales para contaminación del cemento Trompo de Cementación 32 • Consideraciones Operacionales: – Control de Profundidad • Localizador de punta de tubería • Herramienta de memoria (Rayos Gamma / CCL) • Fondo del pozo (Tapón puente, PI, etc) – Control de Volumen de la TF • Bombeo de bache testigo / dardo • Registro de vida y longtud de la TF – Limpieza de la sarta de TF – Punto de muestras en el carrete de TF – Equipo de bombeo en condiciones óptimas – Laboratorio portátil 33 Figura 14 Laboratorio portátil. • Configuración del carrete de TF: Figura15 Componentes del carrete de TF. Sensor de Presión de Circulación Unidad de Bombeo Válvulas del Carrete de TF Punto de Muestreo Válvula Maestra del Carrete de TF Tanques de Retorno 34 • Colocación del cemento con TF: Figura 16 Comparación entre la manera correcta e incorrecta de colocar la lechada de cemento. • Forzamiento/Squeeze: Figura 17 Forzamiento durante la cementación. Slurry Squeeze Low rate continuous or hesitation squeeze Choke controlled Nozzle 50 ft above interface Pack fluid Spacer Slurry Commencing the squeeze Trompo Lechada Fluído de empaque Fluído de empaque TF Tubing Slurry Squeeze Placing thixotropic slurry (alternative) Commencing the squeeze Slurry pumped at maximum rate Choke closed if wellbore is packed Nozzle above thief zone Pack fluid Slurry Pack fluid Fluído de empaque Lechada Espaciador Tubing Trompo TF 35 • Removiendo exceso – contaminación: Completando Squeeze Contaminando exceso de cemento Figura 18 Remoción del exceso de cemento. • Evaluación del Tratamiento: – Correlación de profundidad • Ubicación correcta y precisa de la lechada – Prueba de presión – Prueba de influjo – Producción del pozo • Incremento del procentaje de aceite • Reducción del porcentaje de agua, gas, etc – Registros • CBL / VDL • PLT / WFL 36 Figura19 Registros para determinar la eficiencia del tratamiento. 3.1.4. Pescas • Objetivos: – Recuperar pescado en la tubería/revestidor de producción – Permitir el libre paso de herramientas – Capacitar la operación de los dispositivos de terminación 37 • Ventajas: – Terminación adecuada en el pozo – No se requiere taladro/workover – Se evita el daño a la formación causado por los fluídos de terminación – No hay impacto en la producción • Consideraciones técnicas: – Geometría/dimensiones del pescado – Corrida con sello de plomo – Geometría del pozo – Pescante y herramientas de fondo – Procedimiento de despliegue – Capacidad de tensionamiento de la cabeza inyectora – Tensionamiento máximo de sarta de TF – Vida/condición/fatiga de la sarta de TF 38 Figura 20 Parte del equipo utilizado durante una pesca. • Herramientas y equipos: – Pescante: • Externos (Overshot & JDC) • Internos (Spear & GS Pulling Tool) – Martillos y aceleradores 39 – Desconector: • Hidráulico • Mecánico – Raisers: • Función de la longitud del pescado + longitud del ensamblaje de pesca Figura 21 Pescantes utilizados. Overshot GS Pulling Tool 40 3.2. Servicios integrados de tubería flexible 3.2.1. Perforación con TF • Objetivos: – Acceder a reservas adicionales en campos marginales a través de la perforación de laterales en pozos existentes – Solución efectiva para optimizar el valor/recuperación de los yacimientos Figura 22 Perforación lateral en un pozo existente. • Ventajas: – Utiliza pozos existentes para alcanzar nuevas secciones del yacimiento – Perforación bajo-balance y/o sobre-balance – Menor impacto a la producción y al medio ambiente 41 – Mayor seguridad y control de pozos – Reducción en tiempos de viajes (tubería continua) Figura 23 Uso de pozos existentes para explorar nuevas secciones del yacimiento • Equipo/Herramientas de Fondo: – Tubería Flexible 2.00 plg (mínimo) – Orientador • Hidráulico • Eléctrico – MWD • Telemetría pulso • Eléctrico – Motor de Fondo 42 – Barrena • PDC • Tricónica Figura 24 Herramienta de fondo. Desconector Sub- Circulación Orientador/MWD Conector Válvulas de Contrapresión Motor Molino TF 43 Figura 25 Esquema de los pasos a seguir para llevar a cabo una perforación exitosa con TF. 3.2.2. Registros con TF (CTL) • Justificación: – Pozos horizontales o desviados – Pozos con altos dog legs, obstrucciones o geometría irregular – Fluidos de alta densidad y viscosidad en el pozo – Pozos con alta tasa de producción NO Diagnóstico y Tratamiento Revisa Modelo SI ? Compara con Pronóstico Monitoreo Información del Yacimiento Análisis Geo-Mecánico Información Pozos Cercanos (From Okland and Cook 1999) Mapa de Perforación Modelo Geológico Pronóstico de Estabilidad 44Figura 26 Introducción de herramientas para la toma de registros. • Ventajas: – Mayor alcance y eficiencia para registros de pozos desviados – Capacidad de circular mientras se registra – Protección del cable en condiciones extremas – Capacidad de realizar el registro en forma ascendente o descendente – Aplicación en todas las herramientas de registros 45 Figura 27 Capacidad de realizar el registro en forma ascendente o descendente. 46 3.2.3. Disparos con TF (CTP) • Ventajas: – Mayor alcance en pozos horizontales o de alta desviación, fluidos de alta densidad, y pozos de alto gasto de producción – Disparos bajo-balance y sobre-balance – Capacidad de circular antes y después de los disparos – Optimiza los tiempos de operación con servicios integrados: inducción + registro + disparos + inducción Figura 28 Ejecución de disparos. 47 3.2.4. Terminación con TF • Objetivos: – Es la instalación de tuberías flexibles (sartas de velocidad) para modificar las características hidráulicas de un pozo productor con la finalidad de optimizar la recuperación de los hidrocarburos presentes en la formación. Figura 29 Instalación de TF en un pozo productor. 48 • Aplicaciones: – Producción a través de TF – Producción a través de anular TF-tubería de producción – Inyección de Gas, Diesel – Inyección de tratamientos: antiasfalténicos, rompedores de emulsión, etc – Colocación de BEC: RedaCOIL – Bombas Jet – Spoolable Gas Lift Figura 30 Árbol de válvulas y tubería de producción conectadas a la TF. Tubería Producción TF Válvula Maestra Inferior Válvula Maestra Válvula de Producción Válvula Anular del Colgador Válvula Sondeo 49 • REDACoil: – Sistema de levantamiento artificial con bomba electro-centrifuga en la punta de la TF – Cable de energía/comunicación se encuentra protegido dentro de la TF – Capacidad para instalar sensores junto con el arreglo de bombas – Optimización de los períodos de mantenimiento – Casos históricos: Mar del Norte, Medio Oriente, Estados Unidos, Venezuela. Figura 31 Representación del sistema REDACoil. 50 Figura 32 Representación de la forma en que trabaja el sistema REDACoil. 3.2.5. Fracturamiento hidráulico: CoilFRAC • Definición: – Fracturamiento sencillo o múltiple utilizando TF como vía de aislamiento y conducción del tratamiento – Colocación selectiva del apuntalante – Optimiza requerimientos de fluidos y apuntalante – Reduce el número de operaciones en el pozo – Aislamiento del cabezal y los tubulares a las presiones del tratamiento 51 Figura 33 Comparativo entre el fracturamiento convencional y utilizando la tecnología CoilFRAC. Figura 34 Fracturamiento realizado mediante CoilFRAC. Convencional CoilFRAC 52 CAPÍTULO 4 4. Inducción con nitrógeno 4.1. Introducción En las operaciones de tubería flexible, el N2 (nitrógeno) es utilizado como un medio para descargar y/o bajo-balancear el pozo a un punto donde el mismo fluirá naturalmente por su presión de yacimiento. 4.2. Objetivos – Activar el pozo a producción. – Establecer circulación en pozos de baja presión de fondo. – Crear condición bajo-balance para disparos/registros. Figura 35 Equipo de tubería flexible y nitrógeno. 53 4.3. Consideraciones técnicas • Antecedentes – Tratamientos previos: reparación, fractura, acidificación, etc. – Revisión de inducciones anteriores: técnica de inducción, respuesta del pozo, volúmenes de N2 utilizados. • Historial de producción del pozo. – Gasto de aceite, agua, gas, RGL, RGA. – Flujo natural, levantamiento artificial • Terminación – Tubería de producción y revestimiento. – Profundidad y desviación. • Caracterización del yacimiento – Litología de la formación. – Profundidad y espesor de los disparos. – Presión estática y fluyente. – Temperatura de fondo. – Permeabilidad y porosidad. • Fluidos presentes en el pozo – Volumen (Agua, Gel, Diesel, etc.). – Densidad y viscosidad. • Presión de colapso de TF y TP 54 Figura 36 Caracterización del yacimiento. 4.4. Punto óptimo de inyección Es la técnica de inducción con tubería flexible y nitrógeno que establece un punto óptimo de equilibrio hidrostático entre la presión de yacimiento del pozo y el bajo-balance creado por el N2 y se determina mediante un análisis nodal de la profundidad y gasto óptimo de inyección de N2. • Ventajas/Resultados: – Reducción del tiempo de inducción. – Optimización de los volúmenes de N2 en locación. – Minimiza el impacto a la producción. 55 4.5. Ejecución del programa modelo Un programa modelo para realizar una inducción mediante TF y N2, consiste en lo siguiente: • Bajar tubería flexible sin bombeo de nitrógeno hasta alcanzar el nivel de fluidos. • Una vez determinado el nivel de fluidos iniciar bombeo de nitrógeno a gasto mínimo. • A la profundidad óptima de inyección de nitrógeno, se debe realizar la inducción evaluando la respuesta del pozo: – Calidad de los retornos. – Temperatura en superficie. – Variación de la presión de circulación y cabeza. • Ajustar la profundidad de inyección y gasto según comportamiento del pozo. 56 CAPÍTULO 5 5. Caso histórico 5.1. Calibración e inducción del pozo Sihil-10, en el intervalo de 3676 m a 3850 m, realizado mediante tubería flexible y nitrógeno. 5.1.1. Objetivo de la Operación El objetivo de la operación con Tubería Flexible en el pozo SIHIL-10 será realizar una calibración e inducción con nitrógeno que permita activar a producción los hidrocarburos presentes en las rocas carbonatadas del intervalo BTPKS-BS (3,676 – 3,850 mts). 5.1.2. Datos del pozo Sihil-10 Datos del pozo y la plataforma Pozo: Sihil 10 Prof. Total: 3,825 m Campo: Sihil Prof. Interior: 3,825 m Fluido en el pozo: Agua Nivel de fluido: +/- 260 m Nombre de la Plataforma: SAM NOBLE 57 * Nivel de fluido calculado con base a la presión de fondo estática y la densidad del fluido del pozo Datos de la formación y de producción Formación: BTPKS-BS Intervalos: 3,676 – 3,850 m Tirante de agua: 149 m Litología: Dolomía 85%, Caliza 10%, Arcilla 5% Tipo de Hidrocarburo: Aceite 22 API Porosidad: 9 % Saturación de Agua: 12 % Gasto de Aceite: 7,500 bopd Gasto de Gas: 3.00 mmpcd Gasto de Agua: 0 bopd Temperatura de Fondo: 134°C Presión de Fondo Fluyendo: 4,386 psi Presión de Fondo Estática: 4,587 psi 58 5.1.3. Estado mecánico actual y distribución de tuberías BL de 9 5/8” TR de 16” L-80; 109 LB/P Drift = 14.501” TR de 11 7/8” TRC-95; 71.8 lb/p; Drift = 10.555”, D.I. = 10.711” TR de 9 5/8” TRC-95; 53.5 lb/p; Drift = 8.500”, D.I. = 8.535” 198 md 1265 md 2489 md 2488.77 mv < 2.89° 1600 md 1515md BTP-KS a 1265 mdBTP-KS a 1265 md TR de 20” X-52; 129.33 LB/P Drift = 18.563” 602 md Medio Árbol de Válvulas FMC: 13 5/8” x 7 1/16" (5M) Cabezal : 13 5/8” x 7 1/16" (5M) Brida Doble Sello : 16 3/4" (5M) x 13 5/8” Cabezal : 20 3/4" (3M) x 16 ¾” (5M) Brida Doble Sello : 20 3/4" (3M) x 16 ¾” Cabezal Slip lock : 20 3/4" (3M) TR de 7” TRC-95; 29 lb/p; Drift = 6.184”, D.I. = 6.059” 3676 md 3483.38 mv < 38.58° BL de 7” 2410 md BL de 11 7/8” 1186 md Agu. de 6” BTP-KS(SIHIL) a 3710 mdBTP-KS (SIHIL) a 3710 md TR de 30” X-52; 309.72 lb/p; Empacador Semiper. BAKER para TR de 7”, Mod. “SC-2P” @ 3634.38 md (Ext Inf @ 3696.45 md) APAREJO DE PRODUCCIÓN (XXX./09) 7”, TRC-95, 26 lb/p, V-TOP @ 150 md 5 1/2”, TRC-95, 17 lb/p, V-TOP @ 2397 md 4 1/2”, TRC-95, 12.6 lb/p, V-TOP @ 3633.68 md Válvula de Tormenta HALLIBURTON de 7”, 26 lb/p V-TOP @ 146.72 md 1er Mandril de 5 1/2” V-TOP c/orificio de 3/4” @ 860 md 2do Mandril de 5 1/2” V-TOP c/orificio de 3/4” @ 1354 md 3er Mandril de 5 1/2” V-TOP c/orificio de 3/4” @ 2397 md PT @ 3825 md (3599 mv), Tf = 120°C 59 5.1.3.1. Descripción de aparejo producción PROFUNDIDAD DESCRIPCIÓN I.D. pg O.D. pg LONG. m de m hasta m E.M.R. 13.44 0 13.44 1 BOLA COLGADORA 13 5/8" X 7", DOBLE CAJA, 26 #, M-VAM (FMC) 6.175 13.625 0.24 13.44 13.68 1 DOBLE PIN TRC-95, 7”, 26 #, M-VAM X 7”, 26 #, V-TOP 6.276 7.000 1.66 13.68 15.34 1 TRAMO CORTO TP 7”, TRC-95, 26 #, V-TOP 6.276 7.000 3.96 15.34 19.30 9 TRAMOS TP 7”, TRC-95, 26 #, V-TOP 6.276 7.000 124.46 19.30 143.76 1 TRAMO CORTO TP 7”, TRC-95, 26 #, V-TOP 6.276 7.000 2.96 143.76 146.72 1 V. TORMENTA. 7”, 26 LB/PIE, TRC-95, V-TOP (5000 PSI), HALLIBURTON, NUM. DE PARTE 101630872, NUM. SERIE C-1830649-1, NUM. CONTROL H-559-CHR, ABRE C/2,200 PSI, CIERRA C/1,000 PSI. 6.000 9.520 3.28 146.72 150.00 1 COMB. TRC-95 C) 7”, 26 #, V-TOP, x P) 5 ½”, 17 #, V-TOP 4.892 7.000 0.50 150.00 150.50 51 TRAMOS TP 5 ½”, TRC-95, 17#, V-TOP 4.892 5.500 709.50 150.50 860 1 MANDRIL DE B.N. 5 1/2", L-80, 17 #, V-TOP, C/VALV. DE 1 ½” CON ORIFICIO ¾”, No. SN # 12934-70 (PEMEX) 4.625 7.000 3.00 860.00 863.00 35 TRAMOS TP 5 ½”, TRC-95, 17#, V-TOP 4.892 5.500 491.00 863.00 1354.00 1 MANDRIL DE B.N. 5 1/2", L-80, 17 #, V-TOP, C/VALV. DE 1 ½” CON ORIFICIO ¾”, No. SN # 12934-37 (PEMEX) 4.687 7.000 3.00 1354.00 1357.00 1 TRAMO CORTO TP 5 ½”, TRC-95, 17#, V-TOP 4.892 5.500 2.95 1357.00 1359.95 1 TRAMO CORTO TP 5 ½”, TRC-95, 17#, V-TOP 4.892 5.500 2.95 1359.95 1362.90 74 TRAMOS TP 5 ½”, TRC-95, 17#, V-TOP 4.892 5.500 1,034.10 1362.90 2397.00 1 MANDRIL DE B.N. 5 1/2", L-80, 17 #, V-TOP, C/VALV. DE 1 ½” CON ORIFICIO ¾”, No. SN # 12934-14 (PEMEX) 4.687 7.000 3.00 2397.00 2400.00 1 COMB. TRC-95 C) 5 1/2", 17 #, V-TOP X P) 4 1/2", 12.6 #, V-TOP 3.958 5.500 0.53 2400.00 2400.53 134 TRAMOS TP 4 1/2", TRC-95, 12.6 #, V-TOP 3.958 4.500 1,232.53 2400.53 3633.06 1 COMB. TRC-95 C) 4 1/2" V-TOP 12.6 # X P) 3 1/2", 10.2 #, M-VAM 2.922 4.500 0.38 3633.06 3633.44 1 TOPE LOCALIZADOR C) 3 ½" , 9.2 #, M-VAM x P) 3 ½", 9.2 # , ACME (BAKER) 2.870 4.200 0.24 3633.44 3633.68 1 U.S.M.V. (BAKER) 3.000 4.000 0.19 3633.68 3633.87 1 TUBO ESPACIADOR CORTO (BAKER) 3.045 3.750 1.83 3633.87 3635.70 1 U.S.M.V. (BAKER) 3.000 4.000 0.24 3635.70 3635.94 1 TUBO ESPACIADOR LARGO (BAKER) 3.045 3.750 3.07 3635.94 3639.01 4 U.S.M.V. (BAKER) 3.000 4.000 0.96 3639.01 3639.97 1 ZAPATA GUÍA (MEDIA PATA DE MULA) BAKER 3.000 3.950 0.15 3639.97 3640.12 60 5.1.3.2. Distribución y especificaciones técnicas del aparejo de producción actual DISTRIBUCION TR 7", TRC-95, 39 # Dint Dext Long (m) Long Acum CIMA BASE EMPACADOR DE PRODUCCIÓN RECUPERABLE PARA TR 7”, 39 #, MOD: SC-2P (BAKER) 1.55 1.55 3634.38 3635.93 1 EXTENSION PULIDA, TAMAÑO 80-40, DOBLE PIN, 4 ¾” STUB ACME 2.88 4.43 3635.93 3638.81 1 COPLE CONCENTRICO, TAMAÑO 80-40, DOBLE CAJA, 4 ¾” STUB ACME 0.20 4.63 3638.81 3639.01 1 EXTENSION PULIDA, TAMAÑO 80-40, DOBLE PIN, 4 ¾” STUB ACME 2.88 7.51 3639.01 3641.89 1 COMB. ADAPTER TAMAÑO 80-40, C) 4 ¾” STUB ACME X P) 3 ½", 9.2 # NEW-VAM 0.21 7.72 3641.89 3642.10 1 COMB. C) 3 ½”, 10.2 #, M-VAM x P) 4 ½”, 12.6 #, V-TOP 0.38 8.10 3642.10 3642.48 5 TRAMOS DE TP 4 ½”, TRC-95, 12.6 #, V-TOP 44.98 53.08 3642.48 3687.46 1 TRAMO BISELADO TP 4 ½”, TRC-95, 12.6 #, V-TOP 8.99 62.07 3687.46 3696.45 61 5.1.3.3. Desviación del pozo 62 5.1.4. Ejecución de la operación 5.1.4.1. Consideraciones de seguridad Los representantes deben realizar un análisis de riesgo AST y HARC que considere: Presencia de H2S y CO2 en superficie, (equipo de monitoreo portátil e instalado en cabeza inyectora y de respiración autónoma, planes de contingencia). Problemas de control del pozo y planes de contingencia a ejecutar. Plan de abandono de plataforma en caso de emergencia, (capacidad de vehículos de escape). Todo personal deberá utilizar equipo de protección personal completo, es decir, casco con barbiquejo, lentes, overol, botas de seguridad, guantes, chalecos salvavidas, bandas de evacuación y protección auditiva. En el caso de personal de nitrógeno con equipo adicional de careta, guantes y peto criogénicos y protección auditiva Deberá haber por lo menos un extintor de fuego por cada unidad Realizar una reunión de seguridad según formato pre-establecido, pasos operativos y planes de contingencias antes de comenzar la operación Las unidades de tubería flexible, bombeo y nitrógeno serán instaladas de acuerdo a las normas de seguridad en operaciones de tubería flexible, bombeo y nitrógeno (WS-22, WS- 05 y WS-11). Las normas antes mencionadas hacen referencia a la seguridad de desechos (Waste Security) , para la protección de las personas y el medio ambiente. Antes de la operación se deberán realizar las respectivas pruebas de presión a todos los componentes superficiales según la norma de seguridad en operaciones de tubería flexible WS-22 63 Medir las alturas del árbol, stripper y las herramientas para correlacionar las profundidades con exactitud Considerar los resultados de las simulaciones de CoilLIMIT y TFM durante la operación Revisar el estado del árbol, líneas y válvulas del pozo antes de realizar las maniobras de instalación. De ser necesario, pedir a base el mantenimiento o instalaciones requeridos Antes de comenzar las maniobras de instalación se deberá revisar la integridad y funcionamiento de las válvulas del pozo Realizar prueba funcional de todos los rams de la o los BOPs a ser utilizados en la operación Realizar las pruebas de presión de acuerdo a la norma de seguridad en operaciones de tubería flexible WS-22, completando las llamadas PT1 y PT2 utilizando agua como fluido de trabajo Al pasar las válvulas del árbol del pozo, la velocidad de la TF no debe pasar de 3 m/min En caso de presentarse una situación de emergencia o falla operacional, se seguirán los procedimientos de contingencia establecidos en la norma de seguridad en operaciones de tubería flexible WS-22 5.1.4.2. Consideraciones de seguridad para operaciones con H2S y CO2 Sin excepción todo el personal en plataforma debe recibir la orientación de seguridad y planes de contingencia para el manejo del H2S y CO2 en locación: puntos de control y medición, niveles de alarma, equipos de respiración, brigadas de control, puntos de evacuación, etc. 64 Todo el personal involucrado en la operación debe estar familiarizado con el funcionamiento de los equipos de control y medición de H2S y CO2. Considerando el sensor de H2S en la cabeza inyectora. Los representantes deben realizar una análisis de riesgo de la plataforma para identificar las zonas de mayor peligro en caso de presencia de H2S y/o CO2 en superficie Antes de instalar las conexiones al árbol de producción verificar y monitorear la presencia de H2S con el sensor portátil Los representantes deben verificar la presencia y correcto funcionamiento de los dispositivos de medición de H2S y CO2 en las zonas de peligro (cabezal de pozo, facilidades de retorno, puntosde desahogo de presión) determinadas en el análisis de riesgo Los representantes deben verificar la existencia en plataforma del equipo de respiración y/o autocontenido en caso de presencia de H2S y/o CO2 en superficie Los supervisores de tubería flexible deberán trabajar en conjunto con la brigada de control de H2S y CO2 de la plataforma para asegurar el pozo en caso de una emergencia En caso de presentarse en superficie una atmósfera de H2S superior a 10 ppm se deberán suspender las operaciones y seguir el plan de contingencia establecido en el primer punto hasta que la situación sea controlada 65 5.1.4.3. Requerimiento de los equipos en plataforma Equipo de tubería flexible Unidad de tubería flexible de 1-1/4 plg y cabeza inyectora con capacidad de tensión de 60,000 lbs. Para instalar la cabeza y los equipos de control de presión con capacidad de 10,000 psi. Equipos de control de pozo Se instalarán con equipos de control de pozo de 3-1/16 plg 10M psi: preventor cuádruple, stripper de ventana y 18 m de lubricadores. 5.1.4.4. Movilización y preparación Movilizar equipo de tubería flexible a plataforma y posicionar las unidades para intervenir el pozo Sihil 10. Nota: Antes de movilizar los equipos hay que asegurarse de que el pozo se encuentre mecánicamente operativo. Verificar las condiciones del cabezal del pozo y de la plataforma. Verificar las presiones de superficie del pozo. Asegurase que el sitio de trabajo en dicha plataforma se encuentre totalmente despejado y libre de materiales para poder instalar el equipo de tubería flexible. 66 Los representantes deben verificar que se cuenta en plataforma con el volumen de fluido de matar requerido para controlar el pozo en el caso de una contingencia. (Agua de red de contra incendio fluido disponible) Realizar una reunión de seguridad con todo el personal presente antes de armar el equipo de tubería flexible y asegurarse de analizar todos los riesgos presentes en la plataforma. En caso de presentarse cualquier inconveniente de seguridad, cambio de programa, falla de equipos, etc., durante la operación, comunicarlo inmediatamente al personal de la compañía encargado en tierra. Llenar el formato de AST (Análisis de Seguridad de Trabajo) para la correcta instalación del equipo de trabajo y HARC (Houston Advanced Research Center) para la protección del medio ambiente, antes de iniciar la instalación. Confirmar con el representante en plataforma el estado mecánico y la distribución de aparejo anexo a este programa. En caso de encontrar alguna diferencia, la misma se debe notificar al personal encargado en Ciudad del Carmen. 67 5.1.4.5. Instalación de equipos de control de pozo y pruebas de presión Instalar los equipos de Tubería Flexible y Unidad de Bombeo de acuerdo a las Normas de Seguridad en Operaciones de Tubería Flexible y Bombeo (WS-22 y WS- 05). Verificar el funcionamiento de los brazos del BOP. Verificar las facilidades de retorno: estranguladores, (choke manifold), separador de gas, temblorina, presas, equipo de filtración, y recirculado de fluidos. Instalar el preventor por debajo de los lubricadores directamente en la boca del pozo si es posible. Se utilizará agua como fluido de prueba. Realizar una prueba de baja presión (200-300 psi por 5 minutos. Realizar la prueba de presión PT-1 con 4,500 psi durante 10 minutos. 68 5.1.4.6. Instalación de herramientas de calibración y pruebas de presión – calibración e inducción Instalar el ensamble de fondo compuesto por las siguientes herramientas: o Conector de Tubería Flexible (DE: 1-11/16 plg) Realizar una prueba de tensión una vez instalado el conector de Tubería Flexible con 15,000 lbf. Se deberá efectuar una prueba de tensión del conector de Tubería Flexible antes de cada corrida con un nuevo ensamble de fondo y/o en caso de presentarse situaciones durante la operación que requieran la verificación del estado del conector: sobretensionamientos, apoyos de peso, bombeo de ácido, bombeo de fluidos abrasivos. Verificar físicamente que la canica usada para el desconector hidráulico pase a través del conector de tubería flexible y la doble válvula de contrapresión y que asiente correctamente sobre el desconector hidráulico. Repetir este procedimiento con la canica del sub de circulación. Lanzar canica a través de la TF para asegurarse de que la tubería esta libre de restricciones. Instalar el ensamble de fondo compuesto por las siguientes herramientas: o Doble Válvula de Contrapresión (DE: 1-11/16 plg) o Desconector Hidráulico (DE: 1-11/16 plg) o Sub de Circulación (DE: 1-11/16 plg) o Junta de Rodilla (DE: 1-11/16 plg) o Barra Rígida (DE: 1-11/16 plg) o Optimizador Hidráulico (DE: 2-1/8 plg) PBP 300 Psi Prueba de Baja Presión PT-1 4500 Psi Prueba de Presión Uno PT-2 4500 Psi Prueba de Presión Dos Pruebas Minimas de Presión requeridas para Control de Pozo. Pruebas de Presión deberán ser desarrolladas acorde con la Instalación Inicial 69 Realizar una prueba de flujo con 1.0 barril de agua para asegurar que no existe ninguna obstrucción en las herramientas. Instalar la cabeza inyectora junto con el ensamblaje de fondo sobre las BOP’s, asegurar el inyector con cadenas, y de ser posible con patas. Realizar la prueba de presión PT-2 con 4,500 psi durante 10 minutos. Realizar una prueba de baja presión (200-300 psi por 5 minutos) antes de la PT-2 para asegurar la buena instalación de las conexiones. Se utilizará agua como fluido de prueba. Una vez realizada la PT-2, desahogar la presión hasta alcanzar un 80% de la presión de colapso de la TF. Desahogar la presión de la TF solamente para comprobar el buen funcionamiento de las válvulas de contrapresión. Asegurarse de hacer cero los contadores de profundidad, mecánico y electrónico, correlacionando con la altura de la mesa rotaria y la longitud del ensamblaje de fondo. Realizar una Reunión Pre-Operacional con todo el personal envuelto en la operación, discutir los procedimientos operativos, responsabilidades del personal y planes de contingencia. 70 5.1.4.7. Ejecución – Corrida de calibración e inducción Desplazar el carrete con Diesel. Ecualizar la presión del cabezal con la del equipo de TF, abrir las válvulas del pozo. Abrir válvula de sondeo y comenzar a bajar la TF a una velocidad inicial de 3 m/min. Al librar la válvula de tormenta que se encuentra a 149 m se incrementará la velocidad de la TF a 20 m/min rompiendo circulación con bombeo de Agua de Mar 1.03 gr/cc cada 500 m a un gasto de 0.25 bbls/min Teniendo cuidado al pasar por el cabezal y los accesorios del aparejo de producción, no exceder de o 3 m/min de velocidad en estos puntos: Bola Colgadora @ +/- 13 m, Válvula de Tormenta @ +/- 146 m, Mandriles @ 860 m, 1,354 m, y 2,397 m; asi como en el Tope Localizador y Zapata Guia @ 3,639 m. Mantener el Estado Mecánico del pozo en todo momento en la cabina de Tubería Flexible rompiendo circulación con 2 barriles de Agua y efectuando pruebas de peso y tensión cada 500 m, y registrar los parámetros de prueba. o Nota: o En caso de encontrar resistencia (pérdida de peso) dentro del aparejo de producción, levantar 20 mts por encima de la profundidad de la resistencia e incrementar gasto a 1 bpm, bajar a una velocidad de 1 mpm hasta pasar por la resistencia y recuperar peso de la sarta. Reconocer paso libre hasta @ 3,696 m. Posteriormente recuperar TF hasta 2,000 m, estacionar TF a esta profundidad e iniciar el bombeo de 20 m 3 /min de Nitrógeno, esperar a que se estabilicen presiones y continuarbajando TF hasta 2,800 mts punto óptimo para la inducción incrementar el gasto a 25 m 3 /min de acuerdo a simulación efectuada con la información proporcionada, (ver gráfica de Presión de Fondo vs Profundidad de TF vs Gasto de Nitrógeno). Evaluar el desarrollo de la inducción con Nitrógeno, y según la respuesta del pozo, ajustar la profundidad de la TF y el gasto de bombeo siempre dentro de los límites de presión establecidos por la gráfica de CoilLIMIT. 71 o Nota: o Durante la inducción verificar los parámetros de gasto, presiones de cabeza y presiones de circulación, para así evaluar el comportamiento del pozo y la integridad de la TF. De igual forma se deberán monitorear los retornos en superficie. Una vez que se consigan los parámetros de producción deseados, iniciar la retirada de la Tubería Flexible del pozo a 15 m/min y rociando el exterior de la tubería con inhibidor de corrosión por H2S hasta superficie. No exceder de 3 m/min en el Tope Localizador y Zapata Guia @ 3,639 m, Mandriles de BN @ 860 m, 1,354 m, y 2,397 m, Válvula de Tormenta @ +/- 146 m, Bola Colgadora @ +/- 13 m, así como en las conexiones superficiales. Llegar suavemente a superficie (1.0 mpm) y tener mucha precaución para evitar que la herramienta de fondo salga del stripper. Al llegar a superficie, cerrar la válvula de sondeo, desahogar presiones y desmantelar la cabeza inyectora y el ensamblaje de fondo. o Nota: Aplicar una presión mínima de tracción de cadenas de 500 psi cuando se recupere la sarta hasta antes de llegar a superficie y tocar stripper. Guiarse por la tabla de presiones de tracción para una Cabeza Inyectora HR 560 para colocar la presión adecuada según la profundidad de la TF. Desmantelar equipo al 100% y comunicarse con los representantes para definir programa de la unidad. o Nota: Asegurarse de que no queden restos de fluidos indeseables en la TF y Mantener comunicación directa con el personal en tierra durante la operación. 72 5.1.5. Simulaciones CoilCAT 5.1.5.1. Módulo de fuerzas de la tubería flexible Datos de la Tubería Flexible Carga de Fricción en el Stripper 500 lbf Tensión en el Carrete Sacando Tubería 500 lbf Tensión en el Carrete Bajando Tubería 300 lbf Datos del Fluido Densidad de Fluido de la TF 0.30 gr/cc Densidad de Fluido del Pozo 0.60 gr/cc Nivel de Fluido 0 m Presión de Cabeza 0 psi Presión de Circulación 3,500 psi Información del Análisis Profundidad de la Herramienta 3,850 m Carga de Compresión en la Herramienta 0 lbf Carga de Tensión en la Herramienta 0 lbf Resultados Máxima Tensión 13,719.71 lbf Máxima Compresión -800.00 lbf Máximo Esfuerzo Sacando Tubería 37,642 psi Máximo Esfuerzo Bajando Tubería 28,731 psi Máximo Porcentaje de Esfuerzo 41.8 % ¿Ocurrió pandeo helicoidal? NO ¿Ocurrió Lock Up? NO 73 5.1.5.2. Indicador de peso de tubería flexible 5.1.5.3. Coil LIMIT 0 1000 2000 3000 4000 Measured Depth of Tool String - m -2000 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 W ei g h t In d ic at o r L o ad - lb f Levantando TF Bajando TF Stripper Friction Load - 500 lbf Well Head Pressure - 0 psi Coiled Tubing Circ. Pressure - 3500 psi Tensile Load on Tool at Max Depth - 0 lbf Compressive Load on Tool at Max Depth - 0 lbf CCAT* © Schlumberger 1994-2006 Coiled Tubing Weight Indicator Load PEMEX SIHIL-10 10-14-2009 CoilLIMIT Classic BELOW STRIPPER 0 Force @ Section - lbf 0 Pressure Diff. - psi 0 CT Corr. Depth - m STATUS -10K 0 10K 20K 30K -15K -10K -5K 0 5K 10K 15K Force (Tension/Compression) - lbf P re s s u re D if fe re n ti a l - p s i 1.250 OD - in 0.090 Wall Thick. - in 6.872 Hole ID - in Working Limit 74 5.1.5.4. Presión de fondo vs Profundidad para varios gastos de fluidos 5.1.5.5. Presión de fondo vs Profundidad para varios gastos de nitrógeno 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 Liquid Rate - bbl/min 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 C ir cu la ti o n P re ss u re - p si Agua de Perf HCl 15% Diesel Well Name - SIHIL-10 WHP - 0.00 psi CT Tool MD - 3696.00 m CT OD - 1.250 in CT Total Length - 6564.700 m CCAT* © Schlumberger 1994-2006 Design Aids - Liquid Circulation - Circulation Pressure vs Liquid Rate for various Liquids PEMEX SIHIL-10 10-14-2009 0 1000 2000 3000 4000 CT Depth - m 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4600 D o w n h o le P re ss u re ( at P er fs ) - p si 20.00 scm/min 25.00 scm/min 30.00 scm/min Well Name - SIHIL-10 Reservoir Top MD - 3676.00 in Reservoir Pressure - 4857.00 psi Productivity Index - 8.62 STB/d/psi CT OD - 1.25 in CT Total Length - 6564.70 m CCAT* © Schlumberger 1994-2006 Design Aids - N2 Lift - Downhole Pressure (at Perfs) vs CT Depth for various N2 Rates PEMEX SIHIL-10 10-14-2009 75 5.1.5.6. Presión de circulación vs Profundidad para varios gastos de nitrógeno 0 1000 2000 3000 4000 CT Depth - m 2500 3000 3500 4000 4500 5000 C ir c u la ti o n P re s s u re - p s i 20.00 scm/min 25.00 scm/min 30.00 scm/min Well Name - SIHIL-10 Reservoir Top MD - 3676.00 in Reservoir Pressure - 4857.00 psi Productivity Index - 8.62 STB/d/psi CT OD - 1.25 in CT Total Length - 6564.70 m CCAT* © Schlumberger 1994-2006 Design Aids - N2 Lift - Circulation Pressure vs CT Depth for various N2 Rates PEMEX SIHIL-10 10-14-2009 76 5.1.6. Herramientas de fondo Ensamble 1 Descripción de herramientas Herramienta de Calibración e Inducción DE (in.) Longitu d (m) Conector EZ 1.688 0.15 Válvula de contrapresión 1.688 0.23 Desconector Hidráulico 1.688 0.24 Válvula de circulación 1.688 0.10 Junta de rodilla 1.688 0.27 Barra Rígida 1.688 0.90 Optimizador Hidráulico 2.125 0.10 Max DE y longitud total de Herramienta 2.125 1.99 77 5.1.7. Equipos de TF Unidad de Tubería Flexible UTF-06 con tubería de 1-1/4 plg, y cabeza inyectora HR – 560 con una máxima capacidad de tensionamiento de 60,000 lbf. Tubería Flexible 19179: Material: HS-90 Esfuerzo de Resistencia: 90,000 psi Volumen: 22.4 bbl Peso: 28,236 lbs Secciones de Tubería de Flexible: Diámetro Externo (plg) Espesor de Pared (plg) Diámetro Interno (plg) Longitud de la Sección (mts) Volumen de la Sección (bbl) 1.250 0.095 1.060 3,919.0 14.0 1.250 0.102 1.046 475.5 1.7 1.250 0.109 1.032 346.0 1.2 1.250 0.116 1.018 318.5 1.1 1.250 0.125 1.000 414.5 1.3 1.250 0.134 0.982 292.6 0.9 1.250 0.145 0.960 368.8 1.1 1.250 0.156 0.938 429.8 1.2 78 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Distance from CT downhole end - m 0 2 4 6 8 10 12 14 16 F a ti g u e L if e U s e d - % Current Life Prev. Life Weld CCAT* © Schlumberger 1994-2006 CoilLIFE SARTA # 19179 79 5.1.8. Estimación de tiempos operativos Tabla de Estimación de Tiempos Punto Descripción de Actividad Tiempo (Hrs) 5.1.4.5 Instalación de Equipos y Unidades de TF y N2 10.0 5.1.4.6 Prueba de Presión PT-1 0.5 5.1.4.6 Instalación de herramienta para calibración e Inducción 1.0 5.1.4.2 Reunión de Seguridad Pre-Operación 0.5 5.1.4.7 Corrida de calibración e Inducción 24 5.1.4.7 Desmantelar herramienta de fondo 6 Total Tiempo Estimado (Hrs) 42 Costo Estimado (USD) $ 80,000.00 Nota: Los tiempos indicados en la tabla anterior no consideran demoras ocasionadas por cambios de programa, malas condiciones climatológicas, logística y/o cualquier otro factor que origine una desviación del programa original.
Compartir