1 Una vez que unidades de CTU y bombeo estén en locación, ubicar los mismos en locación, tratar de ubicar los equipos viento arriba y a una distancia que permita el movimiento seguro del personal. Realizar inventario de químicos
3. Realizar reunión de seguridad y operacional con el personal de Petroamazonas y personal involucrado en el trabajo, llenar, discutir y analizar el documento de análisis de riesgos en el sitio de trabajo, hacer la asignación de actividades vs. Personal con el objetivo de realizar el trabajo de la forma más segura y con adicional, obtener y realizar el respectivo permiso de trabajo.
4. Verificar las condiciones del pozo: Presión de cabeza, presión de línea, condiciones de la mesa del rig (si es que se aplica). Verificar si hay alguna fuga de fluido, en caso de haber se comunicara al cliente.
5. Realizar rig up de los equipos de CTU y de bombeo
6. Test de funcionamiento de los RAMs del BOP, verificar que los mismos funcionen normalmente y no existan perdidas en el sistema hidráulico. 7. Conectar la línea de bombeo desde la unidad de bombeo hasta el
carrete del Coiled Tubing y probar las mismas contra la válvula del carrete con 200 psi durante 5 min. Luego probar con 500 psi, durante 10 min. Chequear la junta rotaria por fugas. Registrar y reportar.
106 8. Chequear estado físico del rollón conector en punta CTU, espesor de pared 0.109 pulgadas. Rehacer si es necesario y probar con 20 000 lbs durante 10 min. Registrar y reportar.
9. Probar string de CTU, con 200 psi durante 5 min y 5 000 psi durante 10 min.
10. Armar BHA: colocar conector externo, MHA 1 11/16 pulgadas y Jet Vortex 1 11/16 pulgadas. Probar herramienta en superficie con fluido base agua @ 1.2 BMP. Colocar filtro en superficie.
11. Instalar BOP y cabeza Inyectora en cabezal del pozo.
12. Hacer el 0 de la celda de peso, corregir profundidades con respecto a la elevación de la mesa rotatoria. Reportar la profundidad corregida.
I ETAPA DE ESTIMULACIÓN (INTERVALOS 10 330 pies – 10 325 pies)
13. RIH CTU
Abrir válvula máster contabilizando el número de vueltas y registrar.
RIH: a 10 pies/ min bombeando fluido de completación a caudal mínimo 0,3 bpm hasta los 100 pies.
RIH: a 80 pies/min bombeando fluido de completación hasta los 8 000 pies. RIH: a 30 pies/min bombeando fluido de completación desde los 8 000 pies hasta 10 330 pies (confirmar con PAM), controlar pérdida de peso por posible asentamiento o atrapamiento de tubería.
Correlacionar profundidades y verificar con simulación CIRCA.
NOTA 1: Realizar Pull Test cada 3 000 pies hasta los 9 000 pies, y luego cada 200 pies. Tomar en cuenta grafica de CYCLE.
NOTA 2: Usar en todo momento la gráfica de circa, cualquier variación en los parámetros deberá ser informado a personal de BHI y PAM.
14. Con autorización de Company Man o Representante de Petroamazonas, se procederá a realizar las mezclas descritas en la hoja de volúmenes. Usar el EPP adecuado para cada una de las mezclas.
107 NOTA 3: El agua de mezcla deberá tener una turbidez máximo de 10 NTU, en el caso de ser mayor se filtrara. Verificar que los tanques se encuentren limpios.
I I ETAPA DE ESTIMULACIÓN (INTERVALOS 10 309 pies – 10 280 pies)
15. Con CTU en profundidad de 10 330 pies (frente a las perforaciones), con el pozo lleno con fluido de control realizar una prueba de inyectividad a diferentes caudales considerando la presión máxima en cabeza indicada por el representante de PAM. Definido el caudal de bombeo solicitar autorizaciones al representante de Pam para la preparación de las mezclas para el tratamiento.
Efectuar la estimulación matricial bombeando el tratamiento descrito en la tabla 17. Durante este proceso se mantendrá presurizado el anular si es posible (verificar con PAM). Durante el proceso de bombeo efectuar repaso frente a las perforaciones.
El bombeo de todo el tratamiento se efectuara frente a las perforaciones (efectuar repasos), en todo el proceso se mantendrá el anula TBG-CTU presurizado. Considerar el tiempo de remojo del tratamiento en la formación es de 6 horas.
Tabla 17: Estimulación matricial
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
Etapa Tipo de fluido Q bpm N2 SCF VOL. bls VOL. total bls Observación
1 Solvente orgánico 1 0 5 5 En formación
2 Preflujo HCl 7.5 % 1 0 5 10 En formación 3 4.5% BJS Sandstone acid org-HCl 1 0 5 15 En formación 4 Postflujo HCl ácido acético 10% 1 0 5 20 En formación
108 16. POH
Bombeado el fluido de desplazamiento subir tubería a superficie a 80 pies/min.
A 300 pies de superficie reducir la velocidad a 30 pies/min. A 150 pies de superficie reducir la velocidad a 15 pies/min.
A 75 pies de superficie reducir la velocidad a 8 pies/min, hasta que el conector contacte el stripper.
17. Ubicado el Coiled Tubing en superficie, cerrar válvula de máster (contar las válvulas) y asegurar la cabeza inyectora, equipo de Coiled Tubing en superficie.
18. RIH CTU
Abrir válvula máster contabilizando el número de vueltas y registrar.
RIH. A 10 pies/min bombeando fluido de completación a caudal mínimo 0.3 bpm hasta los 100 pies.
RIH. A 80 pies/min bombeando fluido de completación hasta los 8 000 pies. RIH. A 30 pies/min bombeando fluido de completación desde los 8 000 pies hasta 10 309 pies (confirmar con PAM), controlar pérdida de peso por posible asentamiento o atrapamiento de tubería.
Correlacionar profundidades y verificar con simulaciones CIRCA.
NOTA 1: realizar Pull test cada 300 pies hasta los 9 000 pies, y luego cada 200 pies. Tomar en cuenta grafica de Cycle.
NOTA 2: Usar en todo momento grafica de Circa, cualquier variación en los parámetros deberá ser informado a personal de BHI y Petroamazonas.
19. Con autorización de Company Man o representante de Petroamazonas, se procederá a realizar las mezclas descritas en la hoja de volúmenes. Usar EP adecuado para cada una de las mezclas.
NOTA 3: el agua de mezcla deberá tener una turbidez máximo de 10 NTU, en el caso de ser mayor se filtrara. Verificar que los tanques se encuentren limpios.
109 20. Con el CT en profundidad de 10 309 pies (frente a las perforaciones), con el pozo con fluido de control realizar una prueba de inyectividad a diferentes caudales considerando la presión máxima en cabeza indicada por el coman o representante de PAM.
Definido el caudal de bombeo solicitar autorización al representante de PAM para la preparación de las mezclas para el tratamiento.
Efectuar la estimulación matricial bombeando el tratamiento descrito en la Tabla 18.
Durante este proceso se mantendrá presurizado el anular si es posible (verificar con PAM). Durante el proceso de bombeo efectuar repaso frente a las perforaciones.
El bombeo de todo el tratamiento se efectuara frente a las perforaciones (efectuar repasos), en todo el proceso se mantendrá el anular TBG-CTU presurizado. Considerar el tiempo de remojo del tratamiento en la formación es de 6 horas.
Tabla 18: Estimulación matricial ácida
Etap a Tipo de fluido Q bpm N2 scf VOL. bbls VOL. total bls Observación 1
Solvente orgánico 1 0 15 15 En formación
2 Preflujo HCl 7.5 % 1 0 15 30 En formación 3 4.5% BJS Sandstone acid org-HCl 1 0 20 50 En formación 4 Postflujo HCl ácido acético 10% 1 0 15 65 En formación 5 Fluido de sobredesplzamiento 1 0 20 85 En formación
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015) 21. POH
Bombeando el fluido de desplazamiento subir tubería a superficie a 80 pies/min.
110 A 300 pies de superficie reducir la velocidad a 30 pies/min.
A 150 pies de superficie reducir la velocidad a 15 pies /min.
A 75 pies de superficie reducir la velocidad a 8 pies /min, hasta que el conector el stripper.
22. Ubicado el Coiled Tubing en superficie, cerrar válvulas de máster (contar las vueltas) y asegurar la cabeza inyectora, equipo de Coiled Tubing es superficie.
23. CTU en superficie, alinear a los tanques de retorno y desplazamiento el fluido con inhibidor de corrosión para protección de la tubería por el empleo de ácidos.
24. RIG DOWN DE LOS EQUIPOS
Ubicado el Coiled Tubing en superficie, cerrar válvula de máster (contar las vueltas) y desvestir la cabeza inyectora, equipo de Coiled Tubing.