SECCIN 13 EQUIPO DE COMPLETACINContenido 1.0 Introduccin 2.0 Tipos de Completacin / Clasificacin 2.1 Interfase entre Pozo y Reservorio 2.1.1 Completacin en Agujero Descubierto 2.1.2 Completacin de Agujero Entubado y No Cementado 2.1.3 Completacin de Tubera Cementada y Disparada 2.2 Mtodos de Produccin 2.2.1 Flujo Natural 2.2.2 Bombeo Artificial (Artificial Lift) 3.0 Equipo de Completacin 3.1 rbol de Navidad 3.1.1 rboles de Superficie 3.1.2 rboles de Lecho Marino 3.1.3 Eleccin de rbol 3.2 Cabezal de Pozo 3.2.1 Colgador de Tubera de Produccin 3.3 Vlvula de Seguridad Bajo Superficie (Surface Safety Valve SSSV) 3.3.1 Definiciones 3.3.2 Mecanismos de Cierre 3.3.3 Certificacin 3.3.4 Tipos de SCSSV 3.3.5 Sistema de Seguridad Anular (ASV) 3.3.6 No-Ecualizado o de Ecualizado. 3.3.7 Control de Lnea Sencillo o Balance de Lneas Dual. 3.4 Juntas de Chorro, Acoples de Flujo y Juntas Cortas 3.4.1 Coples de Flujo (Flow Couplings) 3.4.2 Juntas de Chorro (Blast Joints) 3.4.3 Juntas Cortas (Pup Joints) 3.5 Niples de Aterrizaje 3.5.1 Seguros de Niple 3.5.2 Junta de Dimetro Interno Controlado 3.6 Camisa Deslizante 3.7 Mandriles 3.7.1 Mandril de Cavidad Lateral (SPM) 3.7.2 Mandril de Calibracin 3.7.3 Mandril de Inyeccin Qumica 3.8 Dispositivos de Expansin y Mtodos de Anclaje 3.8.1 Receptculo de Espacio Pulido (PBR ) 3.8.2 Ensamble con Junta y Sello de Expansin 3.8.3 Niple de Anclaje

3.8.4 Anclador de Corte 3.8.5 Anclador Hidrulico 3.9 Empacador de Produccin 3.9.1 Componentes del Empacador 3.9.2 Permanente o Recuperable 3.9.3 Empacador Permanente 3.9.4 Empacador Recuperable 3.9.5 Recuperando y Moliendo 3.9.6 Empacador por Activacin Mecnica 3.9.7 Empacador por Activacin Hidrulica 3.9.8 Empacador de Doble Espacio 3.9.9 Extensin de Molino (MOE) 3.9.10 Extensin de Sello (SBE) 3.10 Herramientas Activadas a Distancia 3.10.1 Herramienta para Aislamiento de BL de Schlumberger (LTIV) 3.10.2 Herramienta Ocre 3.10.3 Herramientas Hidrostticas 3.10.4 Sistema de Herramienta de Baker Oil (Baker Oil Tools Edge System) 3.10.5 Tapn de Desvanecimiento Halliburton (Halliburton Mirage Disappearing Plug) 3.10.6 Tapn de Yunque PES 3.11 Cola de Tubera 3.11.1 Junta Perforada 3.11.2 Gua de Entrada de Lnea de Acero 4.0 Programa Tpico de Completacin 5.0 Programa Tpico de Reparacin

1.0 INTRODUCCIONLa etapa de completacin es el proceso de convertir un pozo perforado en un seguro y eficiente sistema de produccin o inyeccin. Previo al inicio de cualquier diseo debe contarse con la siguiente informacin Parmetros del Reservorio Porosidad, permeabilidad, homogeneidad, espesor, ngulo, perfiles de presin agua/ gas / aceite Caractersticas de Rocas Dureza de roca, potencial de dao a la formacin. Restricciones de Produccin Manipulacin de fluidos, presiones de inyeccin. Caractersticas de Fluido Densidad, composicin, Relacin Gas-Aceite (GOR), toxicidad, punto de fluidez, tendencia a formacin de escoria, ceras, asfltenos, CO2, contaminantes. Datos de Evaluacin del Pozo Flujos, presin, temperaturas, muestras. Informacin de las instalaciones Lnea de control de las presiones de bomba, tamao de lneas, muestreo / pruebas / monitoreo, restricciones de seguridad Datos de perforacin Perfil de pozo, programa de entubado (y restricciones), vlvula de seguridad y restricciones de profundidad Aspecto econmico del campo Marco de tiempo e importancia de los fluidos, tiempo de vida del campo, variacin entre CAPEX y OPEX e implicaciones de impuestos. Aunque alguna de la informacin, podra no estar todava disponible puede ser sometida a discusin con otros miembros del proyecto. Ej. : Si un tamao de tubera es requerido para proveer un cierto flujo, es necesario que pueda correrse dentro de la tubera de revestimiento de produccin, por lo que necesita discutirse con el ingeniero de perforacin. La informacin es usada para determinar que tipo de completacin se llevar a cabo, el tamao de la tubera, la especificacin del material y el equipo de completacin adicional utilizado. El diseo de tubera (similar al diseo de tubera de revestimiento) es dependiente. Ya que necesita acoplarse a las cargas de tensin, colapso y estallamiento para la completa vida del pozo. Hablando de forma general entre ms simple sea el completacin mayor ser su confiabilidad.

2.0 TIPOS DE COMPLETACIN / CLASIFICACIONHay un sin nmero de formas de clasificar las completaciones. No obstante los principales tipos se muestran a continuacin Interfase entre pozo y reservorio Agujero Descubierto Agujero entubado y no cementado Agujero entubado y cementado Mtodo de produccin Flujo natural Requiere bombeo artificial Etapa de completacin Inicial Re-completacin Reparacin

2.1 Interfase Entre Pozo y Reservorio 2.1.1 Completaciones en Agujero DescubiertoEn un completacin a agujero descubierto (tambin conocido en ingls como barefoot), la tubera de revestimiento de produccin es asentada en la capa rocosa justo arriba de la zona productora, mientras que la parte inferior del agujero permanece sin entubar. Es comn que, la ltima etapa de perforacin de la zona sea llevada a cabo con fluidos de perforacin especiales no dainos a la formacin o con una columna de lodo bajo balance. Esta forma de completacin proviene de la poca de la perforacin con cable, es raramente utilizada al da de hoy.

VentajasExposicin del pozo a toda la zona productora Evita el costo de disparar La interpretacin de datos de registro no es tan crtica Reducida diferencial de presin debido al tamao del rea de flujo Costo en la tubera ligeramente reducido de revestimiento

DesventajasIncapacidad para controlar la relacin gasaceite y/o aceite agua (excepto en el caso de agua en el fondo) Se necesita asentar la tubera de revestimiento antes de perforar o registrar la zona. Dificultad para controlar el pozo en la etapa de completacin. Inconveniente para producir formaciones en capas constituidas de reservorios reparados con propiedades de fluidos incompatibles. Imposibilidad para estimular selectivamente zonas separadas entre el intervalo de completacin. Requiere de limpiezas frecuentes si las arenas productoras no son completamente competentes o si el borde de la capa de roca entre la Zapata y la cima de la formacin no es estable.

Facilita la profundizacin del pozo

Relativa facilidad para convertir el pozo a completacin por tubera corta No existe riesgo de dao a la formacin resultado de la cementacin de la tubera de revestimiento

2.1.2 Completacin en Agujero Entubado y No CementadoPara prevenir los problemas de colapso de las arenas que obstruyen los sistemas de produccin, los productores de crudo de antao colocaban un tubo ranurado o mallas alrededor de la seccin del agujero perforado o un filtro de arena en el hueco. El mtodo de completacin en tubera corta (liner) ms simple y viejo involucra el uso de la corrida de un tubo ranurado dentro del agujero. Las ranuras son cortes los suficientemente pequeos para que las arenas produzcan a travs de ellos. Este mtodo es todava usado en algunos lugares al da de hoy, pero ya que implica muchas de las desventajas inherentes a las completaciones en agujero descubierto. (Ej. Falta de control), su uso no es muy difundido. Para arenas muy finas, mallas de cable enrollado o de bronce son utilizadas en lugar de la mquina cortadora de ranuras. Esta tcnica es razonablemente efectiva como mtodo de control de arena en arenas gruesas uniformes con pocas o sin partculas finas. (Ej. En California) Algunas veces este es el nico sistema de control de arena que puede ser usado debido a la cada de presin y a las consideraciones de colocacin (Ej. En arenas de crudo pesado no

consolidadas) Aunque, de cualquier forma, la completacin con liner no cementado no es recomendada ms debido a que: El movimiento de las arenas en el pozo tiende a causar dao a la permeabilidad por la mezcla de arena de diferentes tamaos y partculas de arcillas. Las arenas finas de formacin tienden a obstruir las ranuras o la malla A altos gastos de produccin, la malla se erosiona cuando la arena de formacin se mueve hacia el agujero perforado. Un pobre soporte de la formacin pude causar que las capas de arcillas se colapsen y tapen las ranuras o la malla. Una falla de formacin puede causar que el liner se colapse. Para eliminar estos problemas, los operadores han recurrido a mtodos de control de arena ms efectivos tales como el empaque de grava, en el que el espacio anular ente la malla y el agujero son llenados con arena gruesa clasificada y con el uso de mallas pre-empacadas. En algunos casos, an donde el control de arena es planeado, puede ser mejor emplear una completacin con tubera y un empaque de grava externo esta configuracin se ha convertido en la norma para aceites ligeros y desarrollos de gas por la gran flexibilidad que provee.

2.1.3 Completacin en Agujero Cementado y DisparadoPor mucho el tipo ms comn de completacin al da de hoy involucra la cementacin de la tubera de produccin o liner a travs de la zona productora, y subsecuentemente proveer comunicacin con la formacin a travs de disparos hechos en la tubera de revestimiento y el cemento. Idealmente, los disparos deben penetrar cualquier zona daada a travs del hueco original y crear un conducto limpio a travs de la formacin no daada. Si el pozo est entubado y no ha sido disparado durante las primeras etapas de la operacin de completacin, el control de pozo ser ms sencillo y los costos de completacin pueden reducirse. Usando varias tcnicas de control de profundidad, los intervalos de produccin son disparados y puestos a fluir, por consiguiente deben evitarse en lo posible fluidos no deseados (gas, agua), formaciones dbiles pueden producir arenas y pueden encontrarse secciones no productoras o barreras de arcillas. Esta selectividad, es completamente dependiente de un buen trabajo de cementacin y una perforacin adecuada, as mismo permite que un mismo agujero pueda producir de diferentes reservorios separados sin haber comunicacin entre ellos. Esto se hace mediante la colocacin de empacadores de aislamiento en una seccin no disparada del tubo. La seleccin de los disparos puede as mismo ser usada para controlar el flujo o la estimulacin de varias partes de la zona productora. Mediante el cierre o el taponamiento parcial de intervalos seleccionados, pueden inyectarse fluidos los que pueden ser desviados a zonas menos permeables (agua, fluidos de estimulacin, o cemento) La cementacin de la tubera a la profundidad total TD ms que la completacin del pozo puede reducir la probabilidad del control de pozo. Adems, la decisin de asentar la tubera de revestimiento de produccin puede posponerse hasta que los registros elctricos del agujero descubierto de la prospectiva de la zona productora han sido evaluados, substancialmente reduciendo los costos de pozo seco, si no se encuentra que sea productor. En resumen, las ventajas de una completacin de hueco entubado, cementado y disparado incluyen: Operaciones ms seguras. Seleccin con mayor informacin de las zonas a ser completadas. Reduccin a la sensibilidad al dao de perforacin. Facilitar la estimulacin selectiva. Posibilidad de completacin en zonas mltiples

Reduccin de costos en pozos secos. Facilitar el planeamiento de las operaciones de completacin. Este tipo de completacin es el generalmente usado a menos que haya una razn para preferir la completacin de agujero descubierto o completacin de liner no cementado. An donde el control de arena es planeado, las completaciones disparadas con empacadores de grava internos han resultado ser la norma para desarrollos de crudos ligeros y gas por la gran flexibilidad que proveen.

2.2 Mtodos de Produccin 2.2.1 Flujo NaturalEl flujo natural es cuando el reservorio puede fluir a superficie, a un gasto econmicamente viable, debido a la presin del reservorio sin ninguna ayuda externa.

2.2.1.1 Completacin por Tubera tipo TubinglessLas completaciones del tipo Tubingless son de bajo costo pero raramente utilizadas como tuberas de produccin, ya que estn expuestas a la presin del reservorio y a la corrosin. Adems de que algunos dispositivos de seguridad no pueden ser instalados.

2.2.1.2 Completacin por Tubera de ProduccinPor mucho, el mtodo ms comn de completacin de pozos es correr una o mltiples sartas de tubera dentro del pozo, dependiendo del nmero de zonas a ser completadas.

2.2.2 Bombeo ArtificialCuando un pozo no fluye de forma natural a superficie a un gasto econmicamente viable, las tcnicas de bombeo artificial pueden ser usadas para acelerar la produccin. Mtodos comunes de bombeo artificial para operaciones costa afuera son: Bombeo Neumtico (Gas Lift) Bombas Elctricas Sumergibles (Electric Submersible Pumps ESP)

2.2.2.1 Bombeo NeumticoEl levantamiento por gas es usado para aligerar la columna hidrosttica generada por el fluido dentro del pozo, reduciendo la viscosidad del fluido, reduciendo la friccin de la tubera y aadiendo energa adicional para favorecer el levantamiento del fluido contenido en la tubera y su salida del pozo. Se requieren mandriles de levantamiento por gas, para ser instalados a profundidades seleccionadas a lo largo de la tubera para optimizar el gasto. Las vlvulas de levantamiento por gas aaden vas potenciales de fuga a la tubera y los pozos con estos sistemas normalmente requieren de una intervencin adicional de registros elctricos para cambiar las vlvulas y asegurar un ptimo desempeo del pozo.

2.2.2.2 Bombas Elctricas Sumergibles (ESP)Las ESP son usadas para mover grandes volmenes de lquidos con baja relacin de gas / lquido de pozos de agua, pozos de crudo con alta relacin de agua y pozos de crudo con alta descarga. Al ser alimentadas elctricamente, un cable de alimentacin debe correrse hacia abajo en el espacio anular entre la tubera de produccin y el pozo. La confiabilidad de este equipo puede variar significativamente debido a una multitud de razones.

3.0 EQUIPO DE COMPLETACIN

Esta seccin esta diseada para explicar los principales componentes normalmente usados en completacin. Aunque toda completacin consta de los siguientes elementos, las razones para incluirlos variarn considerablemente. Por lo que debe tenerse en cuenta: Control de Presin Primario (rbol) Control de Flujo (del reservorio o posterior a la tubera de produccin) Control de Emergencia del Flujo (Ej. vlvula de seguridad) Inyeccin de qumicos Adquisicin de Datos Control de Presin y Temperatura (Ej. Aislamiento) Bombeo Artificial Capacidad de Reparacin

3.1 rbol de NavidadEl rbol de navidad es el sistema de control de presin localizado en el cabezal de pozo. El rbol consiste de una serie de vlvulas que proveen de una interfase entre el reservorio, la completacin y a travs de las instalaciones de produccin. Hay muchos otros propsitos del rbol de navidad tales como: Proveer una fuerte barrera a la presin entre el reservorio y la superficie. Un medio que permite la produccin controlada o la inyeccin. Un medio para matar al pozo previo a las operaciones de reparacin o mantenimiento. Un sistema que permite la intervencin en las diferentes etapas de trabajo. El tipo de rbol de navidad a ser usado tiene un gran impacto en los costos de completacin, el diseo de completacin y las capacidades de intervencin. Esencialmente hay dos tipos de rbol principales, estos son los rboles superficiales y los rboles de lecho marino.

3.1.1 rboles Superficiales Los rboles con brida convencional son usados en la mayora de los pozos de tierra y en pozos costa afuera con flujos de bajo a moderados. Los rboles de bloque slido son utilizados algunas veces en costa afuera, especialmente en pozos de altos flujos y altas presiones bajo condiciones de operacin crticas ya que reducen el aumento de la turbulencia y puntos de fugas potenciales. Bajo condiciones altamente turbulentas, una configuracin en Y es disponible para las salidas. Los rboles de carrete horizontal, en esta configuracin el rbol es instalado antes que los preventores (BOP) La tubera de revestimiento y la de produccin son entonces instaladas a travs del rbol. Todas las vlvulas del rbol estn localizadas a un lado del agujero vertical y son por tanto horizontales.

3.1.2 rboles de Lecho Marino rboles Convencionales de espacio dual. Estos tienen dos espacios verticales para acceder a la tubera de produccin y el anular. Estn designados por el tamao del espacio Ej. 4 x 2, 5 x 2 o 7 x 2. As como hay acceso al anular a travs del rbol, cualquier consideracin especial como levantamiento por gas debe ser tomada en cuenta. rboles Horizontales de Carrete. Como en los rboles horizontales, el BOP es corrido despus del rbol. rboles en Lnea. Estos son de nuevo desarrollo, donde las vlvulas del rbol estn alojadas en el cabezal de pozo y son parte de la completacin. .

3.1.3 Eleccin de rbol

Los rboles horizontales tienen la gran ventaja de no tener que retirarse, para recuperar la tubera de produccin. Estos tienen el potencial de ahorrar tiempo y dinero en forma considerable cuando se efectan intervenciones tales como el reemplazo de las ESP. Adicionalmente, ya que todas las vlvulas se encuentran lejanas del agujero vertical, la instalacin y la adicin de sartas dentro de la tubera de produccin se facilita. Esto abre a mayores oportunidades para mejorar el levantamiento por gas. Una segunda vlvula maestra es usualmente requerida para acidificar en pozos crticos donde la vlvula de servicio es difcil (Ej. En lecho marino o pozos satlites) Esto tambin puede ser especificado en las regulaciones locales. Algunas compaas especifican una segunda vlvula maestra debajo de cualquier vlvula que sea parte del sistema ESD para facilitar la reparacin ya que existe el riesgo de desgaste por cierres. Las dos salidas son regularmente especificadas para alta presin cida en los pozos crticos para permitir la instalacin permanente de una lnea de matar. Esto tambin puede ser especificado en las regulaciones locales, la filosofa de seguridad de la locacin o los requerimientos de certificacin. Adems de ser conveniente para la ecualizacin de la vlvula y la buena limpieza. Donde frecuentes trabajos de reparacin a travs de la tubera de produccin u operaciones de registros sean esperados, una vlvula de achique (swab valve) es normalmente usada. Alternativamente, la vlvula de achique puede ser temporalmente instalada en, o en lugar de, la tapa del rbol durante operaciones de entrada en pozo. Para el arreglo de la vlvula de produccin wing valve, el estrangulador y la vlvula de flujo se debe tomar en cuenta el programa de como se llevar el pozo, como ser controlado y como las principales vlvulas de ESD sern ecualizadas. Si un estrangulador motorizado ajustable es usado, este deber ser del tipo de cierre completo para poder resistir la erosin durante la apertura. Las prdidas de presin a travs del rbol de navidad, el estrangulador y la conexin de flujo deben ser consideradas en el pozo en el anlisis de descarga y pueden ser significativamente reducidas a la mxima capacidad del pozo, evitando la turbulencia y cambios repentinos en la direccin. La localizacin de puntos de inyeccin de qumicos y la velocidad de flujo provista debern tomarse en cuenta, particularmente donde la inyeccin de qumicos es requerida en la tubera de produccin para proteger el DHSV y el rbol de los gases hidratados o para ecualizar las vlvulas ESD antes de abrirlas. Si las tres vlvulas estn automatizadas, es altamente deseable tener planteada una secuencia de ESD en la que la vlvula wing o la vlvula de flujo se cierren primero para cortar la salida, antes que el SCSSV y la vlvula maestra comiencen a cerrar. En pozos de gas en lugares fros, es comn que la parte ms baja de la vlvula maestra sea demorada en niveles bajos de alarma para asegurar que algo de metanol sea vertido en el SCSSV antes de que el pozo completo sea aislado.

3.2 Cabezal de PozoEl cabezal de pozo transfiere las cargas de la tubera de revestimiento y de la completacin a la tierra va la tubera de revestimiento superficial y provee un sistema de sello y vlvulas para controlar el acceso a la tubera de produccin y el espacio anular. Est hecho de uno o ms carretes de tuberas de revestimiento, carretes de cabezal de tubera (head spool), el colgador y el rbol de navidad. Las especificaciones del cabezal son expuestas en la especificacin 6A del API, la cual fue extensamente revisada en Octubre de1989.

En primera instancia ser responsabilidad en el diseo de las tuberas de revestimiento el especificar los requerimientos del cabezal de pozo. Aunque la completacin impactar en la seleccin del cabezal de pozo en varias formas: Las cargas sern transferidas de la tubera de produccin al cabezal de pozo a travs del colgador de tubera. El cual normalmente es un problema a menos que el cabezal se encuentre en una plataforma de patas tensionadas (TLP) Con un cabezal de superficie, puede haber requerimientos de inyeccin a travs del espacio anular por el cabezal (levantamiento por gas, bombas de jet, inhibidores o inyeccin de agua) La metalurgia y tamao del puerto necesitarn ser considerados por las cadas de presin, erosin y aspectos de corrosin as como lmites de presin y temperatura. Vlvulas adicionales (por actuadores o manuales) pueden requerirse para asegurar la integridad o el control. Ciertas partes del cabezal del pozo sern expuestas a fluidos en el anular (Ej. El colgador de la tubera de revestimiento de produccin) Lo que puede impactar en su composicin metalrgica. El monitoreo de las presiones anulares puede ser requerido. Esto es relativamente fcil, en un pozo con cabezal en superficie. Para un cabezal de lecho marino, puede requerirse de sensores especiales.

3.2.1 Colgador de Tubera de ProduccinLa funcin del colgador en la tubera de produccin es la de transferir el peso de la tubera al cabezal de pozo y contener el fluido del espacio anular entre el revestidor y la tubera de produccin. Hay cinco tipos de colgador de uso comn: Colgadores de compresin (Metal a Metal o de tipo elastomrico) de Mandril (tipo dona) Colgadores de Tensin del tipo Ariete. Ensamblaje de sellos y cuas. Suspensin directa del rbol Ej. rboles horizontales Colgadores de sub-lnea de lodo o colgadores de tubera con empacador. El principal problema con la seleccin del colgador ocurre cuando la tubera de produccin debe aterrizarse en tensin (Ej. En algunos pozos de gas), cuando esto es aplicado mecnicamente ms que hidrulicamente. El nmero de agujeros requeridos para que el colgador de la tubera fluya o alimente conductos, lneas de control, lneas de inyeccin de qumicos y lnea de acero debe especificarse. Estos podrn sellarse con un sello anular de anillo en un colgador de cuello extendido. En pozos en lecho marino, un agujero es tambin requerido para el acceso del anular, la orientacin apropiada del colgador con respecto a la base gua debe ser tomada en cuenta. El mtodo por el que los principales espacios interiores sern bloqueados a superficie durante la remocin de los BOP o el rbol de navidad deber as mismo ser considerado. Hay dos alternativas principales: El uso de un tapn en el colgador. Este puede ser un tapn o una vlvula check o el ms comnmente utilizado hoy da, un niple convencional. Es particularmente til tener un colgador de tubera corriendo y aterrizando la sarta que es ligeramente mayor que la tubera que se esta corriendo. Esto permite el uso de un niple que no impacta en el resto de la completacin. El uso de una linea de acero por debajo del colgador. Este arreglo es particularmente til en pozos submarinos si al correr los tapones en el niple, el running tool asentar dentro del rbol y si aun con el atascamiento pudiera prevenirse el cierre de las vlvulas. Nota: Al tener un niple por debajo del colgador, es ms difcil acceder si los tapones se atascan o si fragmentos caen en la cima de los tapones. En pozos submarinos en el espacio anular, el uso de un niple por debajo del colgador es recomendado, y en el caso de un tapn atascado, de ser requerido puede ser disparado por encima.

3.3 Vlvula de Seguridad Bajo Superficie SSSVLas vlvulas de seguridad bajo superficie (SSSV) son instaladas por debajo del cabezal de pozo para prevenir el flujo descontrolado en una situacin de emergencia. En el peor de los casos, cuando el cabezal de pozo ha sufrido un dao serio, el SSSV puede ser el nico medio para prevenir un reventn (influjo del pozo) El diseo correcto, aplicacin, instalacin y operacin de este equipo es fundamental parra la seguridad del pozo. Los SSSV deben considerarse para todos los pozos que sean capaces de tener flujo natural. En muchas locaciones las regulaciones gubernamentales requieren el uso de los SSSV. En reas costa afuera como en el Reino Unido, Noruega y los EU, la regulacin gubernamental dicta que la vlvula debe estar de cumplir con la especificacin 14 A del API.

3.3.1 DefinicionesLos SSSV pueden ser controlados desde la superficie o bajo ella. Las vlvulas de control bajo superficie son controladas por la presin del pozo, por el mismo flujo, o como resultado de una diferencial de presin causada por el flujo. Este tipo de dependencia en las condiciones de pozo como medio de control, las hace inherentemente menos confiables que las vlvulas controladas superficialmente, y su aplicacin es por tanto limitada. El control de superficie de las vlvulas de seguridad bajo superficie (SCSSV) es normalmente cerrado, y regularmente se mantienen abiertos por una presin externa aplicada desde la superficie. Algunos SCSSV son controlados por seales elctricas, electromagnticas o seales acsticas. Sin embargo, por mucho la forma ms comn de control es la presin hidrulica aplicada desde la superficie va una lnea de control. Cuando la presin hidrulica se pierde, la vlvula se cierra por medio de la accin de un resorte en el mecanismo de cierre. Con el fin de cerrar la vlvula, este resorte debe vencer la presin hidrosttica en la lnea de control. Cada SCSSV por tanto tiene un mximo de seguridad de profundidad. Las regulaciones costa afuera requieren el uso de SCSSV.

3.3.2 Mecanismos de Cierre de SCSSVLos SCSSV tienen tres mecanismos principales de cierre: Chapaleta o charnela De Bola De disco Los mecanismos de cierre de charnela o de bola son los ms usados. Los de disco son en ocasiones utilizados en mecanismos de ecualizacin y en sistemas anulares. Como el nombre sugiere, los sistemas anulares son utilizados para aislar el anular, Ej. En sistemas concntricos de levantamiento por gas o en pozos submarinos. El mecanismo de charnela es ahora preferido al mecanismo de bola como resultado de: Su gran confiabilidad Su simplicidad en diseo Menos propensa a dao en el sello En caso de falla de la vlvula, se puede bombear a travs a velocidades lo suficientemente altas para matar al pozo. Para abrir la vlvula, se aplica presin a travs de la lnea de control, la cual comprime el resorte de cierre y mueve el tubo de flujo hacia abajo en la charnela. Cuando el flujo en el tubo contina hacia abajo, la charnela rota sobre su bisagra en la cmara. Cuando se remueve el control de la lnea de presin, el resorte presiona el tubo de flujo hacia arriba, permitiendo que el resorte en la charnela mantenga la posicin cerrada. En la posicin cerrada la charnela se mantiene cerrada por la presin diferencial a travs de la vlvula. La vlvula de bola es operada en forma similar, excepto en este caso en que la presin hidrulica acta sobre un pistn, el cual rota la bola por medio de una conexin mecnica.

El mecanismo de disco simplemente se basa en un disco de forma cnica el cual sella contra un asiento metlico.

3.3.3 CertificacinTodas las vlvulas bajo superficie requieren de certificacin: Todos los componentes crticos debern ser capaces de rastrear en su fabricacin y composicin. Diseo calificado a travs de pruebas de funcionalidad. Productos manufacturados, inspeccionados y funcionalmente probados a la norma API 14A. La norma API 14A tiene tres clasificaciones de servicio: Clase 1 Servicio Estndar. Adecuado para servicios en pozos de crudo y gas donde no es expuesto a la produccin de arena o fisuramiento por estrs o corrosin. Clase 2 Servicio Arenoso. Adicional al clase 1, la vlvula es adecuada para uso en pozos de crudo o gas donde slidos, Ej. Arena, pueden esperarse para causar la falla o el mal funcionamiento de la vlvula. Clase 3 Servicio de Fisuramiento por Estrs o Corrosin. Adicional a las clases 1 y 2, la vlvula es adecuada para su uso en pozos de gas o aceite donde agentes corrosivos pueden causar fisuramiento por estrs o corrosin. Dentro de la clase 3 hay dos subdivisiones, 3S para fisuramientos por estrs de sulfuros y 3C para fisuramientos por estrs de Cloruros.

3.3.4 Tipos de SCSSVAdicional al mecanismo de cierre, los SCSSV pueden ser subdivididos en cuatro categoras principales: Recuperable a travs de linea de acero o tubera de produccin. De no-ecualizado o ecualizado. Concntricas o de pistn. Lnea de control simple o lneas balanceadas duales. Una vlvula puede tener cualquier particular combinacin de estas caractersticas, Ej. Recuperable por tubera, ecualizante, pistn concntrico con lnea de control simple. La configuracin seleccionada ser controlada por las condiciones del pozo, el diseo de completacin y la experiencia previa. El seleccionar una vlvula ecualizante o que se ecualice a si misma provee de flexibilidad operativa en el hecho de que ninguna fuente externa de presin es requerida para presurizar la vlvula previa a su apertura. De cualquier forma, el sistema de ecualizacin introduce mecanismos de falla potenciales adicionales y debe por tanto tener un impacto en su confiabilidad. Cuando utilizar un sistema de ecualizacin, depender de las condiciones operativas y si tal caracterstica proveer de una ventaja significativa en operacin en el campo Ej. Las vlvulas ecualizantes son una necesidad virtual en plataformas teledirigidas va satlite en el Mar del Norte. La potencia hidrulica de los SCSSV es provista por medio de un solo pistn concntrico o de uno o ms pistones envarillados montados radialmente alrededor de la vlvula. Los lmites en la disponibilidad del control de la lnea de presin darn la profundidad mxima de asentamiento de la vlvula. Si la vlvula debe asentarse a profundidades mayores a los 800 pies, Ej. En el lecho marino o bajo el hielo, entonces la fuerza de un resorte largo y su resultante alta presin de apertura requeridas por una vlvula concntrica harn esta vlvula inapropiada, y una vlvula de pistn deber ser utilizada.

3.3.4.1 Recuperacin a travs de tubera o Recuperacin por Linea de AceroLas estadsticas indican que las vlvulas de seguridad con recuperacin por tubera de produccin son ms confiables que las vlvulas con recuperacin por linea de acero. La media

de tiempo de falla es de aproximadamente 6 aos para las vlvulas por linea de acero y de 15 aos para las vlvulas de recuperacin por tubera. Las vlvulas de recuperacin por tubera son tambin de apertura completa y permite un acceso ms sencillo. Las vlvulas de recuperacin por tubera pueden regularmente ser convertidas en vlvulas recuperables por linea de acero a travs de una intervencin. Las vlvulas recuperables por tubera controladas desde superficie son por tanto las ms confiables y comunes. Su posicin es dictada por varias consideraciones: 1. El dimetro externo OD por lo regular impacta en el diseo de las tuberas de revestimiento. Por ejemplo las vlvulas de 7 vlvulas requieren de TR de 10. Las vlvulas de 5 pueden tambin no caber dentro de TRs de 9 5/8 si grandes cables o lneas son requeridos para ir alrededor de la vlvula o si un rango de presin de 10,000 psi o ms es requerido. Las vlvulas de 4 vlvulas pueden no caber dentro de una TR de 7. 2. Deben estar debajo de los pilares de las plataformas o a la probable profundidad de crter en caso de un reventn de pozo. 3. Si es del diseo tipo ecualizante, deben idealmente ser posicionadas debajo de la profundidad de formacin hidratada (determinada de los gradientes geotrmicos) 4. Si perforacin en forma adyacente va a efectuarse en forma simultnea a la produccin, la vlvula de seguridad dentro del pozo puede ser usada durante la perforacin de la seccin superior del agujero. Si es cerrada para mitigar las consecuencias de una colisin. Esto evitar la necesidad de correr tapones dentro y fuera del pozo. 5. Regulaciones locales La mayora de los diseos las ubican por encima o debajo de los puntos de desvo. La profundidad de asentamiento de la vlvula debe ser tal que en el evento de una fuga en la lnea de control, la vlvula falle en seguridad en su posicin cerrada. Esta es una funcin del diseo de la vlvula y del fluido en el anular. Es tambin vital que el sistema de control sea capaz de abrir la vlvula con la mayor presin esperada en la tubera. Ha habido ejemplos de sistemas de control que han sido diseados para presiones inadecuadas.

3.3.4.2 Vlvula de Seguridad Bajo Superficie Controlada en Superficie Recuperable (TRSCSSV)La presin hidrulica actuando en el arreglo del pistn concntrico, el cual es conectado al tubo de flujo, opera la TRSCSSV. Cuando el pistn se mueve hacia abajo el flujo empuja a travs de la vlvula de charnela y consecuentemente provee el flujo a travs de la vlvula a la superficie. Cuando la presin hidrulica es desfogada de la lnea de control el resorte de potencia empuja el flujo y el pistn se mueve hacia arriba permitiendo a la vlvula de charnela cerrarse. Para cerrar la vlvula, este resorte debe vencer la presin hidrosttica en la lnea de control. Cada SCSSV por tanto tiene una profundidad mxima de asentamiento. Las TRSCSSV incorporan un sistema por el cual una linea de acero en una vlvula de seguridad puede ser instalada. Esta operacin ser ejecutada si la vlvula de seguridad falla para contener la presin diferencial o falla en su funcionamiento. Hay corridas de linea de acero que son tpicamente utilizados con la instalacin del inserto en la vlvula de seguridad, generalmente estos son como se describe: 1. Introduzca en el agujero y cierre la vlvula de charnela. 2. Introduzca en el agujero con la herramienta de comunicacin y el sistema de comunicacin en posicin abierta. Esto mantendr la comunicacin a travs de la tubera a travs de la lnea de control de la vlvula de seguridad y la cmara de control. 3. Introduzca en el agujero con y asiente el inserto en la vlvula de seguridad. El inserto de la vlvula de seguridad soportar el sistema de comunicacin proveyendo la integridad hidrulica necesaria para su operacin y funcionalidad

3.3.4.3 Linea de Acero RecuperableComo en caso de la vlvula recuperable de tubera, la vlvula recuperable de linea es operada desde el panel de control en superficie y va una lnea de control que la conecta dentro de un niple en la vlvula de seguridad. Cuando se ensambla a un sistema apropiado de aseguramiento la vlvula de seguridad es instalada y recuperada usando una linea de acero y aterrizada en un niple de la vlvula de seguridad.

3.3.4.4 Concntrico o Pistn de VarillaLa potencia hidrulica para un TRSCSSV es descargada por medio de un pistn simple concntrico o uno o ms pistones de varilla montados radialmente alrededor de la vlvula. La nueva generacin de vlvulas tiende a ser de la variedad de pistones de varilla y son particularmente apropiados para ambientes hostiles como el pequeo dimetro del pistn permita el uso del sello metal a metal a travs de la vlvula. Las vlvulas de pistn de varillas, sin embargo tienen la desventaja de tener menos fuerza de apertura y de cierre y son ms propensas a atascamientos con escoria, slidos o asfaltenos si estn presentes. Adicionalmente a los factores descritos, la experiencia pasada del desarrollo de las vlvulas en condiciones similares debe ser usada para decidir ente los dos tipos de vlvula y un modelo en particular.

3.3.4.5 Control de Superficie.El sistema hidrulico para una SCSSSV se compone de un panel de control superficial, lnea de control y accesorios y fluido de la lnea de control. Viscosidad, densidad y limpieza son factores importantes en la seccin de un fluido de control de lnea. La densidad obviamente afecta la presin hidrosttica en la vlvula, y la viscosidad tiene un impacto en el tiempo de descarga. El decremento de la viscosidad con la temperatura es un factor crtico en el rtico y en los pozos submarinos del Mar del Norte, y fluidos especiales necesitan ser usados tomando en cuenta esto. El aceite mineral, conocido como HLP 32, es usado como el fluido estndar en las plataformas del Mar del Norte. En pozos submarinos, una mezcla de 5:1 mezcla de glicol-erifon diluido a un total de 35% de glicol y agua fresca base HW 540 es tpicamente usado.

3.3.4.6 Velocidad ControladaLas Vlvulas de Seguridad de Velocidad, que son normalmente vlvulas abiertas son cerradas si el flujo del pozo es mayor que el flujo programado de la vlvula. Si la prdida de un control de pozo normal ocurre en la superficie, cualquier incremento en la velocidad de flujo causar que la vlvula se cierre, cerrando el pozo desde dentro del agujero. Este tipo de dependencia de la vlvula en condiciones de pozo como medio de control, las hace inherentemente menos confiables que las vlvulas controladas en superficie, y su aplicacin es por tanto limitada. La vlvula se re-abrir una vez que las presiones a travs de la presin de cierres son ecualizadas. Las Vlvulas de Seguridad de Velocidad son normalmente equipadas con un sub-ensamble ecualizante el cual permite la propia ecualizacin previa a la recuperacin de la vlvula y son compatibles con una variedad de candados de lneas de acero. El ajuste del mecanismo de cierre de la vlvula es consumado por el cambio en el tamao de orificio y la velocidad del resorte interno. Este requiere de informacin especfica del pozo y es complementada a travs del uso de un programa computarizado diseado para este propsito.

3.3.4.7 Inyeccin ControladaLas Vlvulas de Inyeccin Controlada son normalmente cerradas y estn diseadas para automticamente para atrapar la tubera en el evento de que la inyeccin sea parada o el flujo retorne. La presin de inyeccin abre la vlvula creando una cada de presin a travs del orificio que permite al resorte gua presionar la charnela a la posicin abierta. Cuando la inyeccin cesa, el resorte gua aloja a la charnela para cerrarse.

3.3.5 Sistema de Seguridad Anular (ASV)El sistema de seguridad anular es basado en el principio de los empacadores recuperables diseados para anclar la tubera de produccin en la tubera de revestimiento a un punto por

debajo del cabezal de pozo. El colgador de tubera tipo Pack Off Tubing Hanger (POTH) sella el rea entre el dimetro interno de la tubera de revestimiento y el dimetro externo de la tubera de produccin proveyendo el sello para los espacios adecuados para la produccin de una va de flujo aislada para inyeccin de gas. El anclado de la tubera esta diseado primariamente para permitir la recuperacin de la completacin superior sin necesidad de rotacin. La vlvula de seguridad en el anular provee un mtodo de controlar el flujo de fluido en el anular y se cerrar automticamente si la presin del fluido de control se pierde. El sistema completo servir como un cabezal de pozo redundante capaz de cargar el peso de la tubera de produccin seguramente en el evento de una falla catastrfica. La cua y el sistema de empaque usado en el colgador son diseados para distribuir las cargas de ambos el sellado en la presin y el peso completo de la tubera de produccin seguramente dentro de la TR. El sistema est diseado para transmitir estas cargas sin daar la TR, en el evento de que la TR no est soportada. El colgador es recuperable con la tubera de perforacin usando una herramienta especialmente diseada. Las aplicaciones primarias incluyen las instalaciones de levantamiento por gas y pozos donde la presurizacin de la parte superior del anular de la TR como resultado de una fuga en el fondo no es permisible. Aplicaciones secundarias incluyen las plataformas de patas tensionadas donde el sistema puede ser usado para garantizar que un mnimo de peso de la tubera es suspendido de la plataforma.

3.3.6 No-Ecualizante o Ecualizante.Las vlvulas no ecualizantes son superiores en confiabilidad de sello a las vlvulas ecualizantes, esto debido al diseo simplificado y a las reducidas vas de fuga, de cualquier forma requieren de presin en la tubera de produccin para ser ecualizadas por encima de la vlvula de seguridad para ser abiertas. La seleccin de una vlvula ecualizante provee de flexibilidad operacional en la que ninguna fuente externa de presin es requerida para ecualizar la presin por encima de la vlvula previa a su apertura. De cualquier forma, el modelo ecualizante introduce un mecanismo potencial de falla y debe por tanto tener un impacto en su confiabilidad. Cuando usar una vlvula ecualizante depender del ambiente operativo y donde esta caracterstica provea una ventaja significativa en el campo operativo, Ej. Las vlvulas ecualizantes son una necesidad en plataformas guiadas por satlite en el Mar del Norte. La condicin ecualizante tambin determinar la profundidad de la vlvula. Si la ecualizacin es requerida, es mejor tener una vlvula poco profunda con el fin de reducir la cantidad de lquidos que tendrn que ser bombeados. As mismo la cera o los hidratos pueden forzar al uso de una vlvula ecualizante sea asentada ms profundamente.

3.3.7 Control de Lnea Simple o Balance de Lneas Dual.Para vencer algunos de los problemas de la limitante de la profundidad de asentamiento, una vlvula de control de balance dual puede proponerse. En una vlvula balanceada, una Segunda lnea de control es corrida a la vlvula y llenada con el mismo fluido de la lnea de control principal. El fluido en la segunda lnea balancea la presin hidrosttica en el pistn independientemente de la profundidad de asentamiento. En teora, esto deber dar a la vlvula una profundidad de asentamiento ilimitada. Sin embargo, el tiempo requerido para desplazar el fluido a superficie limita el tiempo de respuesta de la vlvula y por tanto la profundidad de asentamiento. Aunque estos valores tienen la capacidad de asentamiento profundo, no son recomendados por un nmero de razones. En particular, son propensos a fallar en la apertura. Si migra gas dentro de la lnea de balance y reduce la presin hidrosttica, la presin hidrosttica original en la lnea de control no se encuentra balanceada y puede ser suficiente para abrir la vlvula sin la aplicacin de presin en superficie. Esto causar que la vlvula falle para abrirse.

Una vlvula puede tener una combinacin particular de estas caractersticas, Ej. Recuperable por tubera, ecualizante, pistn concntrico con lnea de control simple. Las condiciones del pozo, el diseo de completacin y la experiencia previa regularn la configuracin seleccionada.

3.4 Juntas de Chorro, Acoples de Flujo y Juntas Cortas 3.4.1 Acoples de FlujoLos acoplamientos de flujo son secciones cortas de tubo de espesores anchos. Los cuales son hechos de lingotes (como los son la mayora de los accesorios de completacin) Los acoples de flujo estn normalmente hechos con espesores iguales a los del dimetro interno de la tubera de produccin a travs de los dimetros externos del acople. Los acoples de flujo debe considerarse por encima y por debajo de cualquier cambio en el dimetro externo Ej. Combinaciones, Vlvula de Seguridad Recuperables, niples de lneas de acero, etc. El propsito de esto es para resistir cualquier erosin causada por el flujo turbulento a travs de diferentes dimetros externos de tubera de produccin y por tanto favorecer la confiabilidad de una completacin exitosa en la vida de produccin del pozo. La erosin acelerada es inducida por los niples de aterrizaje o por cualquier otro aditamento que cause un cambio abrupto en el rea de flujo. La erosin es acelerada debido a la entrada abrupta a una restriccin y una salida abrupta. Por tanto, un acople de flujo por debajo de un niple de aterrizaje es tan importante como uno de estos. El rea ms crtica es el punto de entrada por debajo del elemento de control bajo superficie. Una buena prctica es tener un acople de flujo que cubrir el control del flujo debajo del niple. Por encima del acople de flujo o de la vlvula de seguridad una longitud adecuada es veinte veces el dimetro interno, aunque un mnimo de 36 es recomendado.

3.4.2 Juntas de ChorroLos acoples de flujo estn diseados para resistir la erosin interna causada por el flujo turbulento. Las juntas de chorro difieren en que resisten la erosin externamente, y son normalmente posicionados a cualquier lado de la camisa deslizante situada en la zona de produccin disparada donde la accin de propulsin del fluido puede erosionar la parte externa de la tubera de produccin. Una junta de chorro es una junta de tubera con espesor de pared incrementado, y es usualmente hecha de una aleacin con tratamiento trmico. La aleacin 415H ha probado ser un buen material. El Carburo de Tungsteno o stellite pueden ser usados como recubrimiento.

3.4.3 Juntas CortasLas juntas cortas o pup joints son juntas menores de tubera que dan flexibilidad en completar la longitud de tubera de produccin deseada. Ej. Cuando se deja un espacio en una completacin. Esto es particularmente importante mientras se termina la completacin. Tambin son utilizadas por encima y por debajo de los accesorios de completacin como parte de un mdulo de completacin ensamblado y transportado a la locacin. Esto permite el fcil y seguro manejo para dar el torque debajo y por encima del ensamble. Es recomendado que todo modulo de completacin tenga 5 o ms de junta corta en cada extremo. Cuando se utilicen juntas cortas para espaciar, un limitado rango de tamaos es requerido. Como la tubera es hecha en rangos de longitud, es fcil poner aparte extremos del rango durante el arreglo. En esta forma solo 3 o 4 juntas cortas son requeridas (digamos 5, 10 y 20)

3.5 Niples de AterrizajeLos niples de aterrizaje tambin conocidos como Wireline o niples de asiento proveen un punto de localizacin para varios aditamentos de control de flujo en la tubera de produccin. Tpicamente los niples de aterrizaje son secciones tubulares cortas con un perfil de maquinado

interno. Este perfil usualmente consiste de un aterrizado y un perfil de aseguramiento para localizar y mantener el seguro del niple, y una seccin de sello. Hay dos categoras principales de niples de aterrizaje no selectivo y selectivo: Los niples no selectivos, o los que comnmente llamamos niples no-go, se basan en que el niple cuenta con un dimetro interno menor (no-go) que el seguro. Esta reduccin en el dimetro interno puede ser en la cima (top no-go) o en el fondo (bottom no-go) del niple y es usada para localizar el seguro. Una vez que el seguro es localizado en el no-go, est entonces en la posicin correcta para asegurarse. Los niples selectivos utilizan un mtodo diferente de localizar el seguro y no solamente basados en la reduccin de dimetro interno. Hay dos mtodos bsicos, uno donde los niples tienen un perfil selectivo diferente, o la alternativa donde los perfiles son los mismos y la selectividad es alcanzada por la operacin de corrida y asentamiento. Con diferentes perfiles de seleccin en los niples, los pernos de aseguramiento en el seguro deben corresponder con el niple apropiado. Cada seguro puede por tanto ser corrido a travs de una serie de niples hasta que encuentra el niple que corresponde. Usando la operacin de corrida y asentamiento para alcanzar la selectividad, se permite a todos los niples ser accesados con un seguro, mientras que los niples selectivos obviamente requieren de un seguro diferente para cada niple. Los niples selectivos tienen la ventaja de ser capaces de mantener el mismo dimetro externo durante la completacin, mientras que cada niple no-go requiere bajar en dimetro. Esto puede ser importante en completaciones menores. Sin embargo, esta ventaja tiene un inconveniente asociado en el que todos los niples selectivos tienen el mismo espacio de empaque. Lo que significa es que si un tapn debe ser localizado en el niple inferior, la pila de empaques debe ser sacada a travs de todos los espacios empacados en los niples superiores. Esto expone la pila de empaques a un alto riesgo de dao antes de alcanzar el niple apropiado, y por esta razn los niples selectivos no son recomendados, particularmente en tuberas de produccin de gran tamao. La locacin y tamao de cada niple debe ser cuidadosamente considerada en la planeacin de etapas de la completacin para permitir la versatilidad mxima en el posicionamiento de varios accesorios de control de flujo. Los niples de aterrizaje pueden ser usados para las siguientes operaciones: Tapones de bloqueo como barrera o para probar la tubera de produccin. Tapones de bloqueo para proveer medios de asentamiento hidrulicamente activado de herramientas de completacin. Aterrizaje de vlvulas de seguridad del tipo de velocidad vlvulas de seguridad controladas bajo superficie (SSCSV) Aterrizaje de estranguladores para reducir las presiones de flujo o cadas de presin en el fondo para prevenir el congelamiento en superficie en la produccin de gas. Aterrizaje de vlvulas receptoras para ayudar a la recuperacin de cadas accidentales de vlvulas de levantamiento de gas durante su reemplazo. Cuando juntas de chorro son instaladas por encima con un niple debajo, la separacin de las camisas puede ser instalada para reparar cualquier dao o juntas de chorro erosionadas. Aterrizaje de instrumentos colgadores con aditamentos tales como medidores de flujo, termmetros y medidores de presin.

3.5.1 Seguros de NipleUn seguro bsico de niple consta de un cuello de pesca, un mandril de expansin, aseguramiento de pernos o calzas, un retenedor de camisa para los pernos, resortes para los pernos, un mandril empacado y una pila empacada. Aunque los seguros difieren en su configuracin, la funcin bsica de los componentes contina siendo la misma.

El cuello de pesca puede ser interno o externo y es usado para mantener el seguro y el equipo asociado a la herramienta de corrida o de levante. El mandril de expansin cuando es colapsado fuerza a los pernos hacia afuera dentro del perfil en el niple de aterrizaje. Varios mtodos son usados para mantener el mandril en esta posicin colapsada, asegurando as el seguro en el niple. El seguro Camco DB usa un mecanismo de collar, mientras que el Baker Sur-Set usa un 'C'-ring. Los procedimientos de corrida para los seguros dependen del mecanismo selectivo. Los seguros No-go y los seguros que utilizan un perfil selectivo son corridos en wireline, y los resortes automticamente localizan los seguros en sus respectivos niples. El mandril asegurado es entonces llevado abajo, asegurando las calzas de forma segura en su lugar. Donde el seguro mismo es selectivo, el procedimiento de corrida es como se describe: El seguro y la herramienta de corrida son pasados a travs del niple. El ensamble es entonces jalado a travs del niple, el que activa las calzas de cierre. El ensamble es de Nuevo bajado dentro del niple, y las calzas automticamente localizadas en el niple. El mandril asegurado es entonces llevado hacia abajo, cerrando las calzas. Con el seguro activado, la herramienta de corrida es recuperada por el corte hacia arriba, liberndola del mandril asegurado. Este procedimiento aplica para todo tipo de seguros. La recuperacin es similar: El levantamiento de la tubera es corrido y localizado en el cuello de pesca del seguro. La sacudida hacia arriba es usada para jalar el seguro del mandril y permitir a las calzas ser soltadas. Al continuar sacudiendo hacia arriba libera la empaquetadura del sello de agujero. El seguro puede ser recuperado del niple.

3.5.2 Junta con Dimetro Interno ControladoLas juntas con dimetro interno controlado son esencialmente una evolucin de los acoples de flujo que proveen un lugar y un punto de anclaje para varios aditamentos para control de flujo en la sarta de produccin. A diferencia de los niples de aterrizaje las juntas con dimetro interno controlado no tienen un perfil interno maquinado. Los dispositivos de control de flujo son diseados para localizar y sellar en juntas con dimetro controlado, ya que estn equipados con un sistema de cuas bidireccionales similares a la mayora de los empacadores recuperables.

3.6 Camisas DeslizantesLa camisa deslizante es un dispositivo que permite la comunicacin entre la tubera de produccin y el anular para operaciones de matar el pozo, circulacin para tubera o anular y produccin de zonas selectivas. La camisa deslizante es esencialmente de apertura total con una camisa interior que puede abrirse y cerrarse por medio de una herramienta. Las aplicaciones principales para las camisas deslizantes son: proveer circulacin al anular pre/post reparacin, completacin multizona y comunicacin con el anular para el fluido energizado, Ej. Instalacin de la bomba de propulsin. El uso de las camisas tiene una pobre reputacin de confiabilidad en algunas reas, particularmente donde las camisas permanecen sin uso por largos periodos de tiempo, de cualquier forma modificaciones recientes y el uso de sellos de tecnologa no elastomrica ha mejorado su eficiencia. Las camisas deslizantes por su diseo crean una va de fuga en la tubera de completacin y por esta razn las camisas deslizantes no son generalmente recomendados. Sin camisa deslizante en la completacin, un disparo en la tubera es usado para alcanzar la comunicacin previa a la reparacin. Como estndar la camisa deslizante est normalmente equipada con un niple en la parte superior de la camisa, con un sello pulido de agujero por encima y por debajo de los puertos, para aceptar una variedad de seguros, dispositivos de empacado y accesorios.

Las camisas deslizantes pueden ser usadas para establecer comunicacin entre la tubera y el anular para operaciones tales como: Desplazamiento de la tubera o el fluido del anular despus de que el rbol de navidad es instalado. Prueba selectivas, tratamiento y produccin de zonas individuales en un pozo con zonas mltiples. Uso de tubera para inducir, por el espacio anular en una completacin dual. Producir ms de una zona a travs de una sola tubera. Matar al pozo por circulacin. Levantamiento por Gas. Aterrizaje de tapn sellante en un niple para cerrar el pozo o cuando se prueba la tubera. Aterrizaje de una mezcla de estranguladores en un niple. Circulacin de inhibidores para control de corrosin.

3.7 Mandriles 3.7.1 Mandril de cavidad lateral (SPM)El mandril de cavidad lateral (SPM), originalmente diseado para levantamiento por gas, puede tambin ser usado como un aditamento alternativo de circulacin. El SPM usa vlvulas que pueden ser recuperadas, usando una herramienta, la que posiciona el aditamento en la cavidad lateral. Cuando no es requerida la comunicacin, una vlvula ficticia es colocada en el SPM. Las vlvulas de trabajo son usualmente activadas por presin anular y son usadas para el levantamiento por gas, la circulacin y la inyeccin qumica. Los SPM tienen ambos mritos y funcionar como un dispositivo de comunicacin. A diferencia de la camisa deslizante, el dispositivo de control de flujo puede removerse son sacar la tubera. El mandril tambin permite un flujo sin restricciones a travs del hueco. Sin embargo, el SPM tiene un gran dimetro externo y requiere de una tubera relativamente grande. Otra desventaja de los SPM es que los restos pueden acumularse en la cavidad lateral, haciendo el asentamiento y recuperacin de la vlvula difciles.

3.7.2 Mandril de Calibracin 3.7.2.1 Lectura en SuperficieEl calibrador permanente de agujero es un sistema de monitoreo de presin que facilita la adquisicin en tiempo real de las fluctuaciones de presin en el agujero y el depletamiento del reservorio. Estos sistemas son comnmente instalados en desarrollos submarinos donde el monitoreo bajo superficie de las condiciones del hueco son esencial parte del gerenciamiento de produccin. Situaciones de costo son tambin un factor decisivo para la implementacin de estos sistemas Ej. Costos asociados con corridas de calibradores de memoria donde una plataforma auto elevable o semi-sumergible tendra que se posicionada sobre el pozo para soportar las operaciones de linea de acero. Hay tambin otras cuestiones atribuidas a un estilo de intervencin para adquisicin de datos tales como el personal y el costo de equipos, fallas de los equipos, omisiones, seguridad y prdida de produccin durante estas operaciones. En aos recientes mejoras hechas a los mandriles, han confirmado mejorar la confiabilidad al largo plazo y precisin en los datos. El monitoreo de la presin de reservorio es un til para por ejemplo tener informacin del mantenimiento de presin para prevenir una salida de gas del reservorio. Informacin de la presin de flujo del fondo del pozo. Esta puede ser til para que el pozo pueda ser controlado y prevenir la deposicin de asfaltenos en el reservorio por ejemplo, o prevenir las salidas de gas cerca del pozo.

Informacin de productividad del pozo El monitoreo de la productividad del pozo dar indicaciones tempranas de muchos problemas de productividad. Esto permite la accin preventiva o que la accin remedial temprana sea programada. Los ejemplos incluyen la produccin de finos o el acumulamiento de escoria. El desempeo del pozo en flujo natural por conocimiento de la presin en el fondo permite que las curvas de desempeo en la tubera sean correlacionadas de forma precisa. Tambin permite la identificacin de incrementos en la presin por friccin (escoria o corrosin de la tubera) o problemas de levantamiento (carga de lquidos por ejemplo) Resolucin de problemas en bombeo artificial Presin de flujo en el fondo (y adems otras mediciones) los que permiten estimar de forma precisa la profundidad de inyeccin de gas durante el levantamiento o la produccin de gas libre para la succin de ESP. Asignacin de produccin y pruebas de pozo. Si los flujos dentro del agujero pueden obtenerse, entonces el requerimiento para pruebas de pozo se reduce. Esto es especialmente til para pozos submarinos unidos con una lnea comn de flujo. La posicin del calibrador es por tanto importante.

3.7.2.2 Calibradores Sin Lectura en SuperficieHay una variedad de sistemas de intervencin para calibradores: El tradicional niple de cola de tubo y la junta perforada en la cola. Esto permite al calibrador ser posicionado por debajo del empacador. El sistema es probado. El mayor problema es que el calibrador crea un punto de bajo flujo en el pozo. Esto permite que restos se acumulen en la cima del calibrador, haciendo difcil o imposible para remover o cambiarlo. Calibrador colgado en niple. Este sistema usa un niple para soltar un calibrador. El problema es que el flujo puede ser restringido por el calibrador o el seguro en el niple. Los calibradores recuperables en mandril. Los mandriles de levantamiento por gas convencionales pueden ser usados para contener calibradores estos calibradores pueden ser de sensibilidad interna o externa. Pueden ser pre-instalados en la completacin y pueden ser recuperados o reemplazado usando herramientas convencionales. Esta tcnica es particularmente adecuada para usarse durante las estimulaciones, cuando las vlvulas de levante de gas deben ser retiradas para permitir que la presin anular sea incrementada. Los mandriles pueden tambin ser construidos sin una va de flujo al anular, evitando as una va de fuga potencial. Calibradores Interogatable. Este sistema tambin usa un mandril calibrador, pero los calibradores no deben ser retirados para extraer la informacin. Un acople inductivo permite la extraccin de los datos usando tcnicas de linea de acero. Esto evita mltiples corridas de registros elctricos puramente para extraer datos y permitir que los datos sean extrados si los calibradores estn atorados en el mandril. Despliegue de sensores de fibra ptica a travs de la lnea de control. El sistema de sensor Highway usa una lnea de control convencional y un fluido para desplegar los sensores (presin, temperatura, tensin, ruido, campos magnticos, etc.) bajo la lnea de control. La lnea de control enlaza al agujero y entonces regresa a la superficie.

3.7.3 Mandril de Inyeccin QumicaEl mandril de Inyeccin Qumica es un mtodo de proveer continua inyeccin qumica al pozo para tratar pozos para la prevencin de corrosin en el fondo, escoria, formacin de asfaltenos, etc. El mandril de inyeccin qumica es instalado en la sarta de completacin con una lnea de control conectada. Cuando se usa un mandril de inyeccin se puede minimizar el uso de alto cromo y materiales exticos en completaciones. El principal problema con los mandriles de inyeccin es el bloqueo de la lnea de inyeccin. Por esta razn, tan grande como el espacio lo permita se recomienda de 3/8" o 1/2". El tamao de la lnea de control estndar de 1/4" es fcilmente bloqueada.

3.8 Dispositivos de Expansin y Mtodos de Anclaje 3.8.1 Receptculo de Espacio Pulido (PBR)El Receptculo de Espacio Pulido (PBR) est diseado para usarse en aquellas aplicaciones donde un movimiento extremo de la tubera de produccin necesite ser tomado en cuenta. Donde movimientos mayores a la tubera son encontrados, la seleccin correcta de los arreglos de sellos y elastmeros es crtica para mantener la integridad. Fugas en los ensambles PBR en pozos de inyeccin de agua han conducido al diseo de completaciones de inyeccin de agua sin mover los sellos. El PBR recuperable puede ser asegurado en el retenedor empacador de produccin o colgador del liner por medio de un ensamble de sello anclado a la tubera. El ensamble de sello PBR es mantenido en su lugar dentro del agujero durante la corrida por el anillo de corte. Cuando se combinan con asentamiento de empacadores hidrulicos, la completacin completa puede ser corrida y asentar la tubera de produccin en un viaje. Si se desea el pozo puede ser embridado y sarta de tubera desplazada previo al asentamiento del empacador. El ensamble completo por encima del empacador es recuperable en dos viajes. El sello de ensamble es recuperado cuando la sarta de tubera es sacada. La carcasa del PBR es fcilmente recuperada en un segundo viaje la herramienta de recuperacin especficamente diseada. El PBR tiene ventaja sobre la expansin de juntas en las que la tubera continua es usada ofreciendo distintas ventajas para la corrida de herramientas de intervencin. El mandril interior est normalmente equipado con una gua para asistir en caso de taponamientos, entre otras cosas, de regreso dentro de la tubera durante las operaciones de intervencin.

3.8.2 Ensamble con Sello y Junta de ExpansinLa Junta de Expansin, es una herramienta telescpica que compensa el movimiento de la tubera. Es pretendido que exista como un aditamento de espacio para aterrizar el colgador de la tubera. Esto es particularmente til cuando hay otro punto fijo en la sarta de completacin relativamente cerca de la superficie. Ej. Un sistema de seguridad en el anular. Estos ensambles de sello realizan la misma funcin que los PBR y son esencialmente un PBR invertido con los sellos localizados en el pescante y el sello en un tubo pulido. Debido a los problemas en el sello en la parte externa de la superficie curva pulida, especialmente con largos movimientos de sello, Ej. Receptculos sellantes de tubera extra largos (ELTSR), este tipo de ensamble es ms difcil de fabricar que un PBR. Los ELTSR ha tendido a ser corridos en conjuncin con empacadores permanentes y por tanto no tienen el Dimetro Interno tan grande como los PBR.

3.8.3 Niple de AnclajeEl Niple de Anclaje Sellante es un dispositivo sellante que conecta la junta recuperable de tubera a la parte superior del espacio del Retenedor Empacador de Produccin. El aseguramiento del niple provee un vnculo con el empacador, y el sello mantiene la integridad de la presin de la conexin. El Niple de Anclaje puede ser provisto con apropiadas Unidades de Sello. El Niple de Anclaje es requerido para el sistema empacador de produccin para cumplir las siguientes caractersticas: Proveer una barrera sellante de seguridad en el fondo de la tubera tan cerca de la zona productiva como sea posible. Esto es requerido para proteger la tubera de revestimiento produccin de elementos corrosivos de los productos del reservorio y para protegerlo de las altas presiones experimentadas durante operaciones tales como matar el pozo o una estimulacin. Para facilitar la reparacin de pozo en caso de tubera daada sin exposicin a la zona de produccin fluidos nocivos. Esto es alcanzado por medio de la localizacin de un niple en el ensamble de cola del empacador de produccin.

Para proveer un punto de anclaje en la tubera para minimizar el movimiento de la tubera o permitir la adherencia a un mecanismo de expansin de tubera. Para asistir en las operaciones de matar el pozo formando una barrera de seguridad positiva cerca del reservorio, el cual resultar en el requerimiento para disminuir la gravedad especfica, matar salmueras pesadas. Aseguramiento de Presin de integridad a la boca del liner. Dimetro Interno maximizado. La cima del empacador es una rosca cuadrada con un espacio de sello. En la mayora de las aplicaciones, este empacador es corrido con un ancla de sello, la que localiza el empacador. Aunque en el empacador sea permanente, la tubera puede removerse aplicando de 5,000 10,000 lbs en tensin y una rotacin de aprox. 14 - 15 veces a la derecha.

3.8.4 Anclador de CorteEl Anclador de corte es una versin modificada del anclador convencional y es equipada con un anillo de corte o pines de corte. El diseo de anclaje para ser recuperado por un levantamiento directo a travs de la tubera de produccin. Atencin particular con los anlisis de estrs a la inyeccin y la estimulacin es requerida, segn la contraccin del tubo el que podra exceder la fuerza requerida para cortar el anclado. Levantando con 5,000 a 10,000lbs y rotando aprox. 14 15 veces a la derecha pueden tambin desencajar el anclador.

3.8.5 Anclador HidrulicoEl anclador hidrulico es una herramienta idealmente conveniente para ser corrida entre numerosos empacadores de asentamiento hidrulico corridos en secuencia donde el movimiento descendente del cuerpo es necesario para completar el lanzamiento. Una vez que mecanismo de liberacin ha funcionado la herramienta es entonces liberada para pistonear dentro del sello Empacador debido al movimiento causado por cambios de presin o temperatura en el pozo. El mecanismo de liberacin es actuado hidrulicamente sin requerir manipulacin de la tubera de produccin. No se requiere rotacin para recuperarse. El anclador se recupera por completo cuando el empacador es recuperado.

3.9 Empacador de ProduccinEl empacador de produccin es un mecanismo diseado para proveer un rea de sello entre la tubera de revestimiento y el dimetro externo de la tubera de produccin. El empacador est tambin equipado con un sistema de cuas que asegura que est firmemente anclado a la TR / Liner. Dependiendo del pozo, los empacadores son usados por una o ms de las siguientes razones: Para proveer una barrera sellante de seguridad al fondo de la tubera de produccin tan cerca como sea posible de la zona de produccin. Esto es requerido para proteger la tubera de revestimiento de los elementos corrosivos de los productos del reservorio y para proteger la TR de produccin de las altas presiones experimentadas durante las operaciones de control de pozo o estimulacin. Para facilitar la reparacin del pozo de tuberas de produccin daadas sin exponer la zona productora a fluidos que la daes. Esto es alcanzado por medio del posicionamiento de un tapn recuperable en el ensamble de la cola del empacador de produccin. Para proveer un punto de anclaje en la tubera con el fin de minimizar el movimiento de la misma. Para asistir en las operaciones de matar el pozo proveyendo una barrera se seguridad cerca del reservorio, lo que resultar en el requerimiento de un fluido de control de menor gravedad especifica. Para mejorar las condiciones del flujo vertical y prevenir los flujos errticos.

Para separar zonas de produccin o separar zonas productoras en el mismo agujero en un arreglo mltiple de sarta de produccin. Para tapar perforaciones preferentemente a cementaciones forzadas (tapones puente) Para instalar una bomba en la tubera Para minimizar las prdidas por calor por el uso de un anular vaco o un aislante trmico Asegurar la presin de integridad en la boca del liner. Aislar fugas en la tubera de revestimiento. Para facilitar las operaciones temporales de servicio de pozo (Ej. Estimulaciones, forzadas) o pruebas en pozo con DST

3.9.1 Componentes del EmpacadorHay ciertos componentes bsicos que son comunes a todos los empacadores de produccin. El sello del ensamble consiste del empacador elastomrico junto con los back-up rings. Estos proveen el aislamiento entre el anular y el lado inferior del empacador por su asentamiento contra las paredes de la tubera de revestimiento. Un problema con los elementos de empaque es la extrusin de los sellos, la cual se elimina por los back-up rings. Una tcnica alternativa es el uso de un elemento de empaque combinado, con un elemento de mayor suavidad dentro proveyendo el sello, los elementos ms duros en el exterior reforzarn el sello suave y previniendo la extrusin. La presin diferencial de un empacador ser dependiente del estrs inducido en el elemento. Este tipo de empacador es asentado por medio de presin hidrulica en la tubera. La presin acta sobre el pistn, forzando el pistn a travs del anillo de cierre y presionando las cuas inferiores sobre el cono. Los conos son bsicamente calzas metlicas que fuerzan las cuas dentadas hacia fuera dentro de la pared de la TR. En este caso, las cuas en cualquier lado del elemento de empaque estn opuestas (se mantienen en direcciones opuestas) Cuando el empaque es asentado, las cuas se separan en segmentos que agarran las paredes de la TR. Una vez que la cua inferior contacta la pared de la tubera, la carga en los conos y los pines localizados en los conos de corte, permitiendo al comprimirse. Cuando el elemento se comprime, el pin en la parte superior del cono corta, forzando a la cua superior hacia la tubera de revestimiento. El movimiento de elemento de empaque bajo diferenciales de presin, con frecuencia resultar en la falla del empacador. Para evitar esto, el seguro, o trinquete, ambos aseguran el estrs en el elemento y previene que las cuas se desencajen. En la cima del empacador hay un elemento de rosca cuadrada junto con el sello de espacio. En la mayora de las aplicaciones, el empacador es corrido con un anclador el cual se localiza en el empacador. Aunque el empacador es permanente, la tubera de revestimiento pude removerse por la aplicacin de 5,000 a 10,000 lbs de jale y la rotacin de aprox. 15 veces a la derecha. En el poco probable evento que el empacador requiera ser removido, esto solo puede ser hecho por molienda.

3.9.2 Permanente o RecuperableEl uso de un viaje permanente en las completaciones ha ganado aceptacin entre la industria petrolera, debido a que los costos ahorrado por la reduccin del tiempo que se toma instalar el equipo de completacin en el pozo y llevar al pozo a produccin. Un solo viaje para bajar el empacador es relativamente sencillo y ha llegado a ser probada como una buena tcnica. De hecho es bastante probable decir que la mayora de los pozos en el Mar del Norte estn equipados con empacadores hidrulicos de asentamiento permanente. Los empacadores recuperables tienen su lugar y se usan siempre que las condiciones del pozo no sean demasiado severas y sin demasiadas inversiones de presin en la vida del pozo donde el empacador recuperable ha probado su desempeo satisfactorio.

3.9.3 Empacador PermanenteLos empacadores permanentes a causa de su construccin simple y fuerte, son tambin inherentemente ms fuertes y generalmente tendrn un mayor espacio a travs de cualquier tamao de tubera de revestimiento que su empacador recuperable equivalente. Ventajas El elemento de empaque es ms resistente durante la instalacin del equipo de completacin. La fortaleza mecnica una vez asentado en la tubera de revestimiento del empacador permanente es ms fuerte y resistente a altas cargas en tensin o compresin. Ciclos completes de cuas distribuyen la carga mecnica e hidrulica y minimizan el dao a la TR. Generalmente tienen un dimetro interno mayor a travs del empacador. Normalmente tienen la capacidad de soportar mayores diferenciales de presin que los empacadores recuperables. Pocos si es que hay O-Rings requeridos. Desventajas Solo pueden sacarse del pozo por molienda. No reutilizables una vez fuera del pozo.

3.9.4 Empacador RecuperableEl diseo elemental del empacador recuperable y su construccin no estn tan bien esquematizados como en el empacador permanente. Las fuerzas hidrulicas y mecnicas imparten el elemento que puede causar extrusin y ese movimiento de los hules crear un medio de fuga potencial durante inversiones de presin. Ventajas Pueden removerse del pozo intactos sin molerse. Ciertos tipos de empacadores recuperables pueden ser recuperados con una sarta de completacin. Una vez removidos pueden ser re-utilizados despus de revestir (dependiendo en las condiciones de severidad del pozo) Desventajas Si el empacador no puede removerse por medios normales, la molienda puede ser proceso largo y problemtico. La corrosin del mecanismo de recuperacin puede arruinar su recuperacin. Puede no ser fcil proveer la compatibilidad con las condiciones del pozo ya que ciertos componentes pueden requerir ciertos materiales de alta resistencia. En global los beneficios de un empacador permanente sobre un empacador recuperable pueden ser resumidos como "fuerza" y "durabilidad". De cualquier forma una nueva generacin de empacadores recuperables ha sido desarrollada los cuales pueden soportar mayores cargas que la mayora de los sistemas permanentes. El empacador es esencialmente una del sistema de seguridad anular es cual es designado para soportar cargas por encima de las 500,000 lbs en tensin y la misma en compresin. Ventajas Si se prepara de antemano que puede ser removido del pozo intacto sin molerse. En modo de reparacin puede ser removido del pozo intacto son molienda. Una vez removido puede ser re-utilizable despus de revestirlo (cambio de sellos) Elimina el requerimiento de un mecanismo de expansin como un empacador que soporte la carga de la tubera.

La tubera es conectada directamente a la cima del empacador lo que elimina el potencial de una fuga en el elastmero. El mecanismo de recuperacin es protegido contra la corrosin. Desventajas Si el empacador no puede ser removido por medios normales, la molienda puede ser larga y problemtica.

3.9.5 Recuperacin y MoliendaHay generalmente cuatro mtodos de recuperacin de empacador, esto depende del diseo individual de cada empacador. Los empacadores permanentes son los ms difciles, consumen tiempo y son costosos de recuperar. Para recuperar un empacador permanente el anclaje tiene que ser retirado del empacador y la tubera de produccin sacada del pozo. Una herramienta de molienda es entonces hecha para la sarta de perforacin y correrse dentro del pozo. Si el empacador molido es recuperado del pozo entonces la herramienta de molienda tiene que bajar a pescarlo. Un jaln confirmar que la herramienta de molienda ha pescado el empacador. La mesa rotaria y las bombas de lodos pueden ahora ser encendidas y el peso lentamente aplicado hacia abajo en el empacador. Ya que la herramienta de molienda corta sobre la parte externa del empacador eventualmente caer dentro para atrapar la camisa de la herramienta de molienda. Una vez que esto sucede la rotaria y las bombas de lodos son paradas. El empacador puede ahora ser retirado del pozo. Empacador Recuperable (dependiendo del diseo) puede ser recuperado en una de dos formas 1. Usando herramientas de recuperacin. 2. Por manipulacin de la tubera de produccin. Cuando son utilizadas las herramientas de recuperacin el empacador es recuperado en una forma similar al empacador permanente. El anclaje y la tubera tienen que ser removidos primeros y en un viaje por separado con una sarta de trabajo. En este caso la herramienta de recuperacin toma el lugar de la herramienta de molienda. Una vez que la herramienta de recuperacin ha pescado el empacador un jaln directo es todo lo requerido para recuperar el empacador. Algunos empacadores pueden ser recuperados por manipulacin de la tubera. Este puede llevarse a cabo jalando o con rotacin de la tubera.

3.9.6 Empacador por Activacin MecnicaLos empacadores de activacin mecnica son frecuentemente utilizados en completaciones de zonas mltiples, pruebas de pozo y cuando es utilizado un empacador de drenaje sump packer para cortar la produccin de agua. Cuando se hace la completacin de un pozo con un empacador mecnico, se requiere que sea instalado previo a la tubera de produccin. Para instalar el empacador se requiere correr por separado una herramienta de asentamiento hidrulico, esto es normalmente efectuado en una de dos formas: 1. En una herramienta de asentamiento elctrico. Este sistema es generalmente recomendado para asentamiento de empacadores en pozos verticales o con bajo ngulo, el despliegue del empacador es relativamente rpido, eficiente y econmico. 2. En una herramienta de asentamiento con tubera de perforacin. Esos ensambles de asentamiento son particularmente tiles para asentamiento de empacadores en pozos desviados o con alto ngulo. Independientemente del que mtodo sea adoptado, la fuerza hidrulica aplicada a la camisa de asentamiento de la herramienta inicia el mecanismo de accin de arriba del empacador hacia abajo. Esta fuerza es transmitida a las cuas superiores a travs del elemento empacante a las

cuas inferiores. Como resultado las cuas y elemento de empaque se expanden hacia fuera los cuales giran y se asienta contra la tubera de revestimiento. La fuerza de asentamiento es gobernada por el perno de corte, el perno de corte como la fuerza de anclaje excede sus valores predeterminados permitiendo el asentamiento y desenganche del empacador y ser recuperado.

3.9.7 Empacador por Activacin HidrulicaEl empacador por activacin hidrulica es un desarrollo del empacador por activacin mecnica. La ventaja con este sistema es que puede se corrido y asentado en un solo viaje con la sarta de tubera de produccin. Si es requerida la completacin puede ser desplegada y el colgador de la tubera aterrizado y probado antes de asentar el empacador. El sistema de asentamiento es actuado por la instalacin de un mecanismo sellante localizado por debajo del empacador y presurizando la tubera por encima, esto permite que la presin entre en los puertos de asentamiento y actu el pistn de asentamiento. El pistn de asentamiento transmite la fuerza a travs de las cuas inferiores, los elementos de empaque a las cuas superiores, como en el sistema mecnico las cuas y el elemento de empaque se expanden hacia fuera lo que gira el ancla y los asienta contra la TR. El pistn de asentamiento cruza el rea y la presin hidrulica la fuerza.

3.9.8 Empacador de Doble EspacioEmpacadores de doble espacio son comnmente utilizados en completaciones de sartas mltiples y por su diseo pueden permitir la produccin independiente de cada zona a travs de tuberas de produccin independientes a travs de sartas de tubera separadas, y pueden permitir la inyeccin de agua / gas en una zona mientas producen en la otra. Los empacadores de doble espacio son instalados y asentados mediante la instalacin de un medio de taponamiento localizado por debajo del empacador y presurizando por encima de la tubera, esto permite a la presin entrar al puerto de asentamiento y accionar el pistn de asentamiento. La recuperacin es normalmente alcanzada por el levantamiento a travs de la tubera de produccin. Se debe prestar particular atencin a la inyeccin y estimulacin, anlisis de estrs son requeridos ya que la contraccin en la tubera de produccin podra exceder la fuerza requerida para recuperar el empacador.

3.9.9 Extensin de Molino (MOE)La mayora de los empaques de produccin son corridos e instalados con una extensin del molino montada en la gua de fondo inmediatamente debajo del empacador. El MOE tendr un dimetro interno mayor que el empacador y la tubera de produccin, esto facilitar la pesca.

3.9.10 Extensin de Sello (SBE)Una extensin de sello es utilizada para proveer de un sello interno adicional cuando un ensamble largo es corrido para acomodar el movimiento de la tubera. La extensin de sello tiene el mismo dimetro interno que el empacador. Los empacadores que tienen extensiones de sello continuas y no cuentan con extensin de molino pueden ser molidos y recuperados utilizando un a herramienta especialmente diseada. Las extensiones de sello son normalmente usadas en longitudes estndar y pueden ser juntadas por acoples concntricos para alcanzar cualquier longitud segn se requiera.

3.10 Herramientas Activadas a DistanciaLas herramientas activadas a distancia algunas veces son referidas como herramientas inteligentes, son equipos que no requieren de corridas de intervencin tales como lnea de acero, tubera flexible, o intervencin con presin para operarlos. Estas herramientas son relativamente nuevas y estn diseadas e idealmente convenientes para pozos altamente desviados o pozos horizontales donde la intervencin sera extremadamente costosa y difcil o hasta imposible. Las siguientes operaciones pueden ser logradas con herramientas activadas a distancia:

Prueba de presin de la tubera de produccin previa al asentamiento del empacador hidrulico. Asentamiento de empacador hidrulico. Proveer una barrera del reservorio a la superficie. Proveer una barrera de la tubera de produccin al reservorio (mecanismo para prdida de circulacin) Proveer los medios para evitar la comunicacin entre anular y tubera. Las herramientas actuadas de forma remota pueden ser operadas en una variedad de formas siendo la ms comn la hidrulica. Sin embargo este mtodo no es siempre el ideal y puede ser restringido por limitaciones en el diseo de completacin. Consecuentemente el uso de una combinacin de herramientas que son activadas en modos diferentes puede hacer que la completacin sea llevada a cabo.

3.10.1 Herramienta para aislamiento de BL de Schlumberger (LTIV)El LTIV es un mecanismo localizado en la Boca del Liner que asla el reservorio de la tubera de produccin y que puede contener la presin en cualquier direccin. Tiene un sistema de sellado por bola que cuando se encuentra en la posicin cerrada provee proteccin a un reservorio predisparado o con mallas de arenas y permite la instalacin de la completacin superior. El LTIV es operado por un ciclo de presin utilizando una cmara de nitrgeno y un mecanismo de indexado para su operacin. Una serie de ciclos de presin aplicados en la tubera de produccin para abrir la vlvula de bola y ganar acceso completo al reservorio. La vlvula de bola puede tambin ser abierta usando un sistema de intervencin de contingencia. El LTIV puede tambin ser asentado en superficie para abrir a un nmero predeterminado de ciclos.

3.10.2 Herramientas de OcreHerramienta de Ciclo Multifuncin Vlvula de Aislamiento de Agujero Completo (MFCT-FBIV) Las herramientas de Ocre (MFCT-FBIV) estn diseadas para iniciar la completacin llenndose a s mismas y cuando es deseado aislando la tubera del anular y asentando un empacador hidrulico. La integridad de presin de la tubera es mantenida por una vlvula de charnela, la cual mantiene la presin por arriba y por debajo y por tanto puede ser clasificada como una barrera, cuando abre provee acceso al agujero completo por debajo y por encima de la completacin. Las herramientas Ocre son tambin manipuladas por ciclos de presin y utilizan un sistema de movimiento lento el cual tambin puede ser operado a un predeterminado nmero de ciclos. La vlvula de charnela puede tambin ser abierta usando una herramienta de intervencin de emergencia en caso de falla.

3.10.3 Herramientas HidrostticasLas herramientas hidrostticas utilizan una cmara hidrosttica y un sistema de disco de ruptura para actuar. El reservorio tiene que estar aislado por la tubera de revestimiento para hacer que este tipo de herramienta funcione. Una herramienta operada hidrostticamente no requiere de un mecanismo localizado por debajo de la tubera y est equipado con una cmara atmosfrica la que es accionada simplemente por presurizacin del pozo completo, a diferencia de las herramientas convencionales requiere de una diferencial de presin entre la tubera y el espacio anular. Mayor atencin debe darse a la presin de ruptura del disco ya que es afectado por la presin hidrosttica. Si esto no es tomado en cuenta entonces podra causar que las herramientas sean operadas de forma prematura.

3.10.4 Sistema de Herramientas de Baker Oil (Baker Oil Tools Edge System)El sistema EDGE usa un pulso de frecuencia basado en la tcnica de comunicacin para actuar y manipular la completacin del fondo equipadas con aditamentos electrnicos. Las herramientas de fondo (las cuales pueden incluir empacadores permanentes o recuperables, camisas

deslizantes, etc.) y son programadas para reconocer uno de 16 comandos de actuacin discreta desde una terminal porttil. Una vez en posicin, las herramientas son actuadas usando un sofisticado y computarizado sistema de Control de Supervisin y Adquisicin de Datos (SCADA) para controlar en forma precisa la frecuencia de actuacin impartida al fluido dentro de la tubera. El sistema SCADA tambin permite al operador monitorear la calidad de los pulsos recibidos, asegurando as que la comunicacin ha sido establecida. Hasta 16 aditamentos pueden ser activados de forma independiente en un solo pozo; y, ya que el sistema es independiente de la presin absoluta en la tubera, no hay necesidad de instalar un tapn para activar el empacador. Mediante el uso de sistemas equipado para su activacin electrnica de forma remota, pruebas a la tubera pueden ser efectuadas a todo el rango de la tubera. La ventaja con este sistema es que no hay limitantes que involucren ciclos de presin.

3.10.5 Tapn de Disappearing Plug)

Desvanecimiento

Halliburton

(Halliburton

Mirage

El tapn de desvanecimiento puede resistir la presin por arriba y por debajo y puede ser considerado con una barrera. Esta herramienta es operada con un ciclo de presin, y el tapn por si mismo est hecho de un material a partir de sal, el cual es soluble en fluido. Despus de un nmero predeterminado de ciclos de presin el tapn se desintegra permitiendo el acceso al hueco.

3.10.6 Tapn de Yunque o Placa PESEl tapn de yunque PES tiene una placa de metal slido que puede resistir la presin por encima y por debajo, constituyendo una barrera. Cuando en la profundidad se aplican 4,000psi a la tubera de produccin inicia el mecanismo de apertura subsiguiente a ciclos de baja presin requeridos para completar el proceso. Cuando el ultimo ciclo de presin es desfogado una camisa activada por la presin hidrosttica perfora a travs de la placa metlica y lo dobla hacia atrs en un receso en el cuerpo del tapn dando completo acceso al agujero.

3.11 Cola de TuberaLa cola de tubera es la seccin de la tubera de produccin por debajo del empacador. Puede consistir de sellos de liner, niples, guas de entrada o herramientas actuadas a distancia (para el asentamiento del empacador.) Solo puede ser de unos pocos pies de longitud o de varios miles (en el caso del un empacador que asiente a ngulos accesibles a la lnea de acero y en el asentamiento de un liner horizontal)

3.11.1 Junta PerforadaLa junta perforada est localizada en la seccin de cola de completacin por debajo del empacador de produccin y por encima del niple de aterrizaje o la junta de control del dimetro interno. Su propsito es proveer una va de flujo alterna en casos donde la lnea de acero lleve calibradores de memoria, y medidores de flujo que sean requeridos para monitorear las condiciones de fondo en pozos en que el gerenciamiento de produccin sea esencial. De cualquier forma, hay una desventaja inherente con este sistema de monitoreo por lo cual bajo condiciones de produccin la cada de presin a travs de la junta perforada puede causar que restos caigan los cuales se depositan en el seguro de lnea de acero. Esto ha causado severos problemas de atascamiento, pesca y problemticas reparaciones.

3.11.2 Gua de Entrada de Lnea de AceroLa Media o Completa Zapata Gua de Entrada de Lnea de Acero (WEG) est situada en el fondo de la seccin de la cola. El propsito de la WEG es proveer de los medios de guiar la seccin de completacin de la cola a travs de la boca del liner y dentro de la seccin del liner. Es tambin utilizada como medio de gua de intervencin de juntas de herramienta tales como la lnea de acero y tubera flexible dentro de la cola sin colgarse.

Cuidados considerables son requeridos en el diseo para asegurar que ambos biseles interno y externo son apropiados para el acceso requerido. Una instalacin de prueba y el uso de sartas de herramienta tpicas de intervencin son tambin recomendados.

4.0 PROGRAMA TPICO DE COMPLETACINUn programa tpico de completacin programa tendr los siguientes pasos. Asumiendo que el pozo ha sido revestidor y cementado y que los disparos sern llevados a cabo despus de instalar el equipo de completacin. 1. Desplace el lodo de perforacin por el fluido de completacin (incluyendo los baches de limpieza necesarios) 2. Efectu prueba de presin a la TR de produccin 3. Coloque el anillo en calibre / canasta para asentar el empacador a la profundidad 4. Coloque la tubera de produccin, incluyendo el empaca