PERFORACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS COORDINACION DE PERFORACIÓN
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE CONJUNTO DE PREVENTORAS BOP’S
COORDINACIÓN DE PERFORACIÓN
SOLICITUD DE COTIZACIÓN DE CONJUNTO CONJU NTO DE PREVENTORAS BOP’S PARA PERFORACIÓN DE POZOS TIPO “SLIM HOLE”
BOGOTÁ DC
Consorcio Slim Hole 2015
Carrera 68D No. 25B – 25B – 86 86 Oficina 624 Bogotá. Colombia
[email protected]
Elaborado por: Ing. Salim Salon
Documento Número:
Fecha: 25/05/2015
Revisado por: Ing. Diego Ramírez
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PERFORACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS COORDINACION DE PERFORACIÓN
1. INFORMACIÓN GENERAL Perforadora
Consorcio Slim Hole 2015
Tipo de pozo
Estratigráfico “Slim Hole”
Departamento
-
Municipio
-
Número de pozos
3-4
Formaciones
-
Tipo de recuperación
Corazones
Equipo de perforación
FS 500
TVD/MD promedio x pozo
2200 ft
Tipo de revestimiento Diámetros de Tubing
Casing 7” cementado Tubería HW 4 ½” Tubería HQ de 3 ½” y tubería NQ de 2 ½”
Coordenadas
Gamma ray, Sp, Resistividad,
Registros
Caliper, Densidad, Neutrón, Inclinación
Días estimados
30
2. CONFIGURACIÓN DE BOP’S Junto con el equipo de perforación se instala sobre casing cementado de 7” el sistema de válvulas preventoras de reventones (BOP) con la siguiente configuración: 5M - 7 1/16” - S R d A
Elaborado por: Ing. Salim Salon
Documento Número:
Fecha: 25/05/2015
Revisado por: Ing. Diego Ramírez
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La BOP consistirá de lo siguiente de arriba a abajo:
a.
Un Preventor anular.
b.
Uno doble, o dos preventoras individuales de tipo ram operadas hidráulicamente; uno de los cuales debe equiparse con el tamaño correcto de la tubería ram (alguna fija o variable), el otro con rams blind/shear .
c.
Un drilling spool totalmente abierto con dos salidas laterales de 77.8 mm (3 1/16”). La BOP debe tener dos líneas para matar y de choke. Cada línea debe tener dos válvulas de las cuáles una de cada línea es operada hidráulicamente. Las dos líneas deben ser conectadas a las líneas terminales y de choke del manifold
3. HERRAMIENTAS DE SOPORTE DEL CONJUNTO BOP 3.1. UNIDAD ACUMULADORA DE CIERRE Unidad convencional compuesta por 8 botellas capaz de trabajar con las especificaciones del conjunto BOP y su respectiva planta generadora de energía (si es necesaria)
3.2. MANIFOLD DEL ESTRANGULADOR a.
Debe tener una presión de trabajo que sea al menos igual a la presión de trabajo de los preventores de reventones indicados anteriormente.
b.
Se deben usar conexiones embridadas, soldadas o engrampadas con los componentes del sistema.
Elaborado por: Ing. Salim Salon
Documento Número:
Fecha: 25/05/2015
Revisado por: Ing. Diego Ramírez
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c.
Debe contar con medidor de presión (manometro) adecuado para servicio con fluidos abrasivos.
d.
Las válvulas del manifold del estrangulador deben ser de apertura plena
3.3. ESTRANGULADOR Instalación de una consola de dos estranguladores ajustables remotos con capacidad de supervisar presiones, emboladas y controlar la posición del estrangulador.
3.4. SEPARADOR DE GAS
Elaborado por: Ing. Salim Salon
Documento Número:
Fecha: 25/05/2015
Revisado por: Ing. Diego Ramírez
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Incluir en la cotización la instalación de todos los equipos en campo junto con un operador capacitado en “Well control” como apoy o permanente al personal de perforación en campo en caso de un influjo. NOTA:
4. ESTADO MECÁNICO PROPUESTO Y DIAMETROS UTILIZARSE EN LA PERFORACIÓN.
ETAPA
Perforación 9” Casing 7” Perforación 5 ½” Revestimiento 4 ½” Perforación 3 7/8”
Elaborado por: Ing. Salim Salon
USO DE BOP
DIAMETROS DE DRILL PIPE
Fase inicial perforada sin el uso de preventoras Instalación de BOP’s para continuar con la perforación Zona critica de presiones anormales e influjos de gas
Documento Número:
DE DRILL PIPE A
Fecha: 25/05/2015
N/A Drill Pipe: 3 ½” Revestimiento: 4 ½” Drill pipe: 3 ½”
Revisado por: Ing. Diego Ramírez
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