25 Curso de Completacion

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COMPLETACION DE POZOS

HERRAMIENTAS DE

COMPLETACION

ESCUELA POLITECNICA NACIONAL

Ing. Guillermo Ortega V. MSc.

Ing. Guillermo Ortega V. Msc



Completación de Pozos

Definición

El objetivo de la completación es permitir que los fluidos del reservorio, se transporten a superficie de una manera segura y eficiente.




Para diseñar una completación se requiere del conocimiento de :Yacimientos

Facilidades e Instalaciones de Superficie.

Casing y Tubing.

Perforaciones.

Herramientas de completación de fondo.

– Sistema de control de flujo.

– Sistema de empacaduras

– Control de arena

– Colgadores (Liner Hangers)

– Instrumentación

– Inyección de químicos.

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EL YACIMIENTO

Que es ???






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PRODUCCION DE LOS YACIMIENTOS

La extracción, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con las características propias de cada yacimiento.

– Empuje por gas soluble del reservorio.

– Empuje por capa de gas del reservorio.

– Empuje hidrostático del reservorio.




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EMPUJE POR GAS SOLUBLE DEL RESERVORIO




7/1/2013

EMPUJE POR CAPA DE GAS DEL RESERVORIO




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EMPUJE HIDROSTATICO DEL RESERVORIO




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Ciclo de vida de un yacimiento

Exploración

Descubrimiento

Delimitación

Desarrollo

Producción

Primaria

Producción

Secundaria

Explotación

avanzada

Taponamiento




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Ciclo de vida de los pozos

Ubicación y estudio

Acondicionamiento

de la localización

Perforación

Producción

Toma de

información

Mantenimiento

preventivo y

correctivo

Acondicionamiento

Taponamiento




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TUBERIAS




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¿ Que es una tubería ?

Una tubería es un elemento cilíndrico hueco

compuesto generalmente de acero, con una

geometría definida por el diámetro y el

espesor del cuerpo que lo conforma, es

decir por un diámetro nominal y un espesor

nominal constante en toda su longitud.




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Acero

El acero es un metal refinado, obtenido de

lingotes de hierro combinado con otros

elementos químicos.

Los aceros se dividen en:

• Aceros Ordinarios

• Aceros especiales




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Acero

Aceros Ordinarios: Contienen tres elementos principales (hierro, carbono y manganeso)

El carbono y el manganeso unidos no representan mas del 1,5 % del metal

Aceros Especiales: Se hacen como los ordinarios pero se les agrega otros elementos tales como: níquel, cromo, molibdeno, cobre, vanadio y tungsteno

Aceros inoxidables, aceros resistentes a la corrosión y a las altastemperaturas.




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CLASIFICACION DE LAS TUBERIAS

•TUBERIAS DE PERFORACION

• Son tuberías utilizadas durante las operaciones de perforación.

•LINEAS DE FLUJO (TUBERIAS DE TRANSPORTE)

• Son tuberías instaladas desde el cabezal del pozo hasta las estaciones de producción.

• Conducen los fluidos producidos del pozo hasta las estaciones de producción, separadores, compresores o tanques de almacenamiento

• Tubería recuperable y reemplazable.




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•TUBERIAS DE REVESTIMIENTO (CASING)

• Son tuberías que revisten el hueco perforado durante la etapa de perforación y terminación del pozo.

• Previene contaminación de zonas con agua fresca.• Provee el medio de control del pozo durante la perforación.• Soporta el diámetro del hueco y previene derrumbes.• Provee un diámetro uniforme de dimensiones conocidas.

•TUBERIAS DE PRODUCCION (TUBING)

• Son tuberías instaladas dentro del casing a través del cual se conducen hasta la superficie los fluidos producidos de un pozo.

• Provee control de pozo, de la producción, y de la estimulación.• Tubería recuperable y reemplazable.




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•TUBERIAS FLEXIBLES (CTU)

• Son tuberías de gran longitud y flexibilidad, que no requieren utilizar conexiones o juntas para conformar toda una sarta.

• Las unidades de tuberia flexible (CTU) constan de:

• Tubería enrollada.• Cabeza inyectora. Carrete.• Conexiones superficiales de control• Unidad de alta presión y cabina de control

• Las unidades de tuberia flexible (CTU) pueden realizar múltiples operaciones en el proceso de reparación de pozos.

• Perforación. Estimulaciones. Colocación de cemento. Pescas.• Moliendas.• Control de arena. Disparos. Registros.• Pueden utilizarse como aparejo de producción.




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•LUSTRABARRENAS (DRILL COLLARS)

• Son tuberías utilizadas para auxiliar a la tubería de perforación a dar peso a la broca durante las operaciones de perforación.

•TUBERIA PESADA (HEAVY WEIGTH)

• Son tuberías de grandes dimensiones (espesor), utilizadas como tubería auxiliar entre la broca y los lustrabarrenas

• Evitan la fatiga de los tubos durante la perforación.




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TIPOS DE CASING (SEGUN LA FUNCION)

Conductor: Es la primera tubería que puede ser hincada o cementada, se instala antes que se mueva el taladro de perforación.

Previene el derrumbe alrededor de la base del taladro.

Sella formaciones someras no consolidadas.

Superficial: Provee equipo de flotación, que permite realizar una buena cementación.

Aísla zonas de agua fresca.

Aísla zonas someras poco consolidadas.

Intermedio: Aísla zonas inestables del agujero.

Aislar zonas de pérdidas de circulación, o cavidades de alta presión de gas.

Previene el ensanchamiento del hoyo por lavado del fluido de

perforación.




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TIPOS DE CASING (SEGUN LA FUNCION)

Producción: Aísla formaciones de producción.

Soportan la máxima presión del reservorio productor.

Resisten presiones en el caso de fracturamiento.

Deben tener resistencia a la corrosión.

Protege al tubing

Protege a los elementos y equipos de levantamiento artificial.

Liner: Es una sarta de tubería que no se extiende a la cabeza del pozo. En cambio se sostiene por otra sarta.

Economía en tubería y rápida instalación.

Permite corregir desgate de la tubería de revestimiento




800'

1600'

4300'

6300'

10350'

9650'

30"

20"

13 3/8"

9 5/8"

7"

30"

16"

10 3/4"

7 5/8"

TVD in Ft. CASINGDIAMETRO

(pulg)

PROFUNDIDAD

(pies)

CONDUCTOR 16 - 30 40 - 400

SUPERFICIAL 7 - 20 HASTA 1500

INTERMEDIO 7 - 13 ¾ VARIOS

PRODUCCION VARIOS VARIOS

LINER VARIOS VARIOS




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Diámetro

Nominal

(pulg)

Peso

Nominal

(lbs/pie)

Clase Grado

Resistencia

a la

Tensión

*(lbf)

Resistencia

a la

Torsión

(ft-lbf)

Resistencia

al

Colapso

(psi)

2 3/8 4,85

I E 75 98000 4760 10500

II G 105 151000 5810 11763

PREMIUM X 95 136000 6090 12155

4 14,00

I X 95 361000 27740 15592

II S 135 404000 25420 13866

PREMIUM G 105 314000 36900 12546

5 1/2 24,70

I S 135 895000 101830 17626

II G 105 548000 52370 11096

PREMIUM E 75 391000 44320 9051

6 5/8 25,20 I E 75 489000 70580 6542

Características geométricas y mecánicas de la tubería de perforación

Grado.- Estandarizado por API, esta designado por una letra y un número. El numero representa el esfuerzo de fluencia

mínimo en psi, que se define como un 80 % del valor promedio de los datos de ensayo.




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Diámetro

Nominal

(pulg)

Peso

Nominal

(lbs/pie)

Grado

Diámetro

Drift

(pulg)

Diámetro

Interior

(pulg)

Resistencia

al

Colapso

(psi)

Resistencia

a la

Tensión

(psi)

7

17,00 H-40 6,413 6,538 1420 196000

23,00 L-80 6,241 6,366 3830 532000

35,00 P-110 5,879 6,004 13020 1119000

9 5/8

32,30 H-40 8,845 9,001 1320 365000

36,00 K-55 8,765 8,921 2020 564000

53,50 P-110 8,379 8,535 7950 1710000

10 3/4

32,50 H-40 10,036 10,192 840 367000

51,00 C-90 9,694 9,850 3400 1310000

65,70 P-110 9,404 9,560 7500 2088000

20

94,00 H-40 18,936 19,124 520 1077000

94,00 J-55 18,936 19,124 520 1480000

133,00 K-55 18,542 18,730 1490 2125000

Características geométricas y mecánicas de la tubería de revestimiento




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Diámetro

Nominal

(pulg)

Peso

Nominal

(lbs/pie)

Grado

Diámetro

Drift

(pulg)

Diámetro

Interior

(pulg)

Resistencia

al

Colapso

(psi)

Capacidad

(bls/pie)

2 3/8

4.6 J-55 1.901 1.995 8100 0.00404

6.6 T-95 1.691 1.785 20670 0.00309

7.45 C-90 1.609 1.703 21860 0.00281

2 7/8

6.4 N-80 2.347 2.441 11170 0.00578

7.8 P-110 2.229 2.323 19090 0.00524

10.5 C-90 1.997 2.091 21200 0.00424

3 ½

9.3 N-80 2.867 2.992 10540 0.00869

7.7 H-40 2.943 3.068 4630 0.00914

15.5 L-80 2.423 2.548 18800 0.00630

4

9.6 H-40 3.423 3.548 4050 0.00331

11 J-55 3.351 3.476 6590 0.00380

18.9 T-95 2.875 3.000 20780 0.00874

Características geométricas y mecánicas de la tubería de producción




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CEMENTACIONES




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OPERACION DE CEMENTACION

La operación de cementación consiste en bombear por la tubería de revestimiento lo siguiente:

– Un bache lavador.

– Un espaciador.

– Una lechada de cemento diseñada.

– Espaciador.

– Volumen de lodo calculado para alcanzar la presión final requerida (presión de cierre).

La lechada se coloca en el espacio anular entre el hueco perforado y la tubería de revestimiento




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CLASIFICACION DE LAS CEMENTACIONES

Las cementaciones se clasifican de acuerdo

a los objetivos que se persiguen:

– Cementación primaria

– Cementación forzada

– Tapones de cemento




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CEMENTACION PRIMARIA

La cementación primaria

asegura un sello completo y

permanente.

Se la realiza por etapas:

– Primera etapa (Zonas de

interés)

– Segunda etapa (Hasta

superficie)




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CEMENTACION PRIMARIA

Los objetivos de la cementación primaria son:

– Aislar las diferentes formaciones que contienen gas,

petróleo y agua

– Soportar el peso de la tubería de revestimiento

– Proteger el casing de fluidos corrosivos del pozo y con

los fluidos inyectados de estimulación

– Evitar derrumbes de la pared de formaciones no

consolidadas




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CEMENTACION FORZADA

Es el proceso que consiste

en inyectar cemento a

presión a través de

disparos o ranuras en la

tubería de revestimiento al

espacio anular.




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CEMENTACION FORZADA

Los objetivos de las cementaciones forzadas son:

– Mejorar el sello hidráulico entre formaciones.

– Corregir la cementación primaria (Luego de tomar registro).

– Eliminar la intrusión de agua.

– Reducir la relación gas-aceite.

– Sellar un intervalo explotado.

– Sellar un intervalo que se selecciono incorrectamente.

– Corregir una anomalía (desgaste) en la tubería de revestimiento.




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TAPONES DE CEMENTO

Los tapones

comprenden un cierto

volumen de lechada de

cemento, colocado en

el hueco o en el interior

de la tubería




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TAPONES DE CEMENTO

Los objetivos de los

tapones de cemento son:

– Desviar la trayectoria del

pozo arriba de un pescado

o para iniciar la perforación

direccional.

– Taponar una zona del

pozo o taponar el pozo.

– Resolver un problema de

perdida de circulación en

la etapa de perforación.




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CLASES DE CEMENTO

El cemento es una mezcla de caliza y arcilla con adición de óxidos de sodio, potasio y magnesio.

– Clase “A”: (6000 ft, 170 ºF), donde no se requiere propiedades especiales

– Clase “B”: ( 6000 ft, 170 ºF), donde se requiere moderada resistencia a los sulfatos.

– Clase “C”: (6000 ft, 170º F), donde se requiere alta resistencia a la compresión temprana.

– Clase “D”: (de 6000 ft hasta 10000 ft, 230 ºF), donde se tenga presiones moderadas.

– Clase “E”: (de 6000 ft hasta 14000 ft, 290 º F), donde se tenga presiones altas.

– Clase “F”: (de 10000 ft hasta 16000 ft, 320 ºF), donde se tenga presiones altas.

– Clase “G” y “H”:(8000 ft, 170 º F), usados donde se tenga un amplio rango de presiones y temperaturas. Conocidos como cementos petroleros.




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HERRAMIENTAS DE FLOTACION

Al introducir la tubería de

revestimiento dentro del hueco, es

necesario equiparlo con los

accesorios convenientes para

obtener mejores resultados de los

objetivos básicos.

– Zapatas.

– Collares.

– Tapones de cementación.

– Centralizadores.




CABEZA DE CEMENTACION

Se colocan en la parte superior

del último casing instalado en

el pozo, y su función es alojar

los tapones de goma que se

enviaran durante el bombeo y

desplazamiento de la lechada,

por medio de un manifold de

válvulas. Se fabrican de

diferentes configuraciones

para uno o dos tapones y

distintos sistemas de roscado

o acople rápido (quick latch).

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DISPOSITIVO POR ETAPAS

Se utilizan para realizar

cementaciones en etapas cuando

las presiones hidrostáticas que

quedaran en el anular superan los

valores de presión de fractura de

la formación o para resolver algún

problema al utilizar dos lechadas

diferentes en el anular y también

para separar capas productoras

indeseables. Pueden ser

dispositivos de una etapa, dos,

tres y con diferentes tapones.

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COLGADORES

Son dispositivos que se

emplean para colgar tuberías

cortas (liners) dentro de otras

(casing intermedio), hay

disponibles diferentes tipos de

colgadores entre los cuales

tenemos.

Colgador mecánico

Colgador hidráulico

Colgador expandible

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ZAPATA GUIA

La zapata protege y guía en la introducción a la tubería de revestimiento, evitando la deformación y desgaste de la misma, pueden ser del tipo: Guía, Regular, Aluminio, Cemento o con orificios laterales.




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COLLAR FLOTADOR

Proporcionan la superficie de sello y el punto de asentamiento para los tapones de cementación, se colocan usualmente de 1 a 3 tramos arriba de la zapata: Pueden ser del tipo flotador, diferencial, retención y cementación múltiple.




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TAPONES DE CEMENTACION

Son los tapones que

se utilizan para

realizar una buena

limpieza y

posteriormente el

desplazamiento de la

lechada de cemento

para evitar su

contaminación.




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CENTRALIZADORES

En las cementaciones

primarias de tuberías

de revestimiento es

muy conveniente que

en las zonas de mayor

interés quede

centrada la tubería

con la finalidad de

distribuir la lechada de

cemento

uniformemente.




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CEMENTACIONES A PRESION

Existen dos técnicas de cementación:

– Tapones de cemento a presión.

– Cementaciónes Forzadas.

El aislamiento de determinadas zonas mediante la utilización de tapones, consiste en la colocación de cemento sobre el intervalo disparado, mas la aplicación de una presión necesaria para formar un tapón de cemento deshidratado dentro de las perforaciones y la formación.

La cementación a alta presión comprende el fracturamiento de la formación y el bombeo de la lechada de cemento dentro de la formación, hasta alcanzar y mantener una presión superficial determinada (Presión de cierre).




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PROCEDIMIENTO OPERATIVO

1. Bajar la tubería de trabajo a la profundidad deseada.

2. Bombear el primer bache de separación

3. Bombear la lechada de cemento, verificando que la densidad del cemento sea el requerido (diseñada previamente).

4. Bombear el segundo bache separador.

5. Desplazar el cemento con el volumen de fluido calculado.

6. Levantar la tubería de trabaja a la profundidad donde se pretende dejar el tope de cemento.

7. Circular el volumen del pozo en forma inversa a través del cabezal de producción, desalojando el exceso de lechada de cemento.

8. Sacar la tubería de trabajo a la superficie

Colocación de un tapón por circulación para aislar un intervalo




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1. Armar y bajar la herramienta cementadota (Retenedor de Cemento), hasta la profundidad deseada.

2. Anclar el retenedor en presencia del operador de la compañía de servicio, según sea el caso, de acuerdo con los procedimientos especificados para la misma.

3. Probar la hermeticidad del espacio anular.

4. Desenchufar el soltador del retenedor (se recomienda levantar la tubería 15 pies, para verificar su libre movimiento.

5. Efectuar una prueba de admisión para garantizar la circulación de fluidos a través de la válvula del retenedor y formación

6. Bombear el bache lavador.

Cementación a presión (Cementación Forzada)




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7. Bombear la lechada de cemento, verificando que la densidad del cemento sea el requerido (diseñada previamente).

8. Bombear el segundo bache separador.

9. Desplazar el cemento con el volumen de fluido calculado para el desplazamiento.

10. Bajar y enchufar el soltador en el retenedor, y cargar el peso necesario para evitar la comunicación en el espacio anular.

11. Cerrar el preventor y bombear el volumen de inyección, el cual depende de las presiones en superficie alcanzadas. Presurizar gradualmente el espacio anular mientras se realiza la inyección, de acuerdo con el comportamiento de la presión de inyección.





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12. Abrir el preventor y levantar la sarta de trabajo hasta 15 pies para desenchufar el soltador y cerrar la camisa de circulación del retenedor.

13. Circular en inverso para desalojar el exceso de cemento y limpiar la tubería de trabajo.

14. Sacar la tubería de trabajo a superficie.

En ciertos casos se requieren de operaciones adicionales como:

a) Moler la herramienta cementadota utilizada y rebajar el cemento.

b) Limpiar el intervalo productor cementado y probar su sello con un 60 % de la presión máxima de la tubería de revestimiento.

c) Redisparar el intervalo deseado, según sea el caso.





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DISPAROS




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POR QUE DISPARAMOS..?

Existen varios fines para el punzonamiento:

– Perforación primaria: Producción de zonas de interés

o pozos reinyectores

– Perforación secundaria: Para pozos viejos

productores

– Reparación de trabajos de cementación (squeeze)

– Inducción de fracturas.

– Recuperación de tuberías.




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Cañoneo




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PARTES DE UN CAÑON

Contenedor– Tubo metálico que posesiona las cargas y el cordón

detonador para un correcto dispara. Protege y aísla.

Cordón detonante– Explosivo secundario que genera una gran onda de

presión que inicia la detonación de cada una de las

cargas

Detonador– Dispositivo que almacena explosivo primario necesario

para activar el cordón detonante. Iniciado

eléctricamente desde superficie.

Cargas Jet– Dispositivos pre-formados que contienen el explosivo y

material necesario para generar un jet que atraviesa el

revestimiento y la formación.




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CARGAS JET PREFORMADAS

Carcasa o Contenedor– Parte metálica que sirve como

contenedor de los componentes de la carga

Explosivo Iniciador– Explosivo alto secundario que

inicia la ignicion principal

Explosivo Principal– Explosivo alto secundario que

genera la presion para crear el jet que perfora

Cono metal comprimido– Metal en polvo altamente

comprimido contra el explosivo principal.




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Factores en el sistema de disparos (Geométricos)

Densidad de

cargas (dpp)

Penetración.

Fase

Diámetro




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TIPOS DE CAÑONEO




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CAÑONEO (TCP)

BAJO BALANCE

No ocurre invasión del fluido de completación a la formación

Se limpian 100 % las perforaciones, quedando con una alta eficiencia de flujo.

Longitud y diámetro de las perforaciones menores.

Resultado: Pozos de alta productividad

SOBREBALANCE

Invasión del fluido de completación a la formación

Tan solo el 30 % de las perforaciones se limpian parcialmente, quedando con una eficiencia de flujo reducida.

Resultado pozos de baja productividad




7/1/2013

VENTAJAS Y DESVENTAJAS

TCP

Se cañonea cualquier longitud y numero de intervalos en una sola corrida.

Se puede cañonear con desbalance o sobre balance extremo aportando ventaja en cuanto a limpieza de perforaciones.

Mayor seguridad y control continuo del pozo al momento de cañonear

Mas económico para intervalos grandes

No posee limitaciones en desviación

Es posible la orientación de los cañones en caso de ser necesario

La operación es relativamente mas lenta, especialmente en intervalos cortos

WL

Mas rapido para intervalos cortos y de poca profundidad.

Necesita múltiples corridas para intervalos largos

Cañoneo en sobre balance con cañones de grandes diámetros

El desbalance se lo debe realizar con cañones a través de tubería

Limitado para pozos desviados




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PRUEBAS DE POZOS (TCP)

La completación de evaluación es bajada conjuntamente con los cañones.

Se asientan las empacaduras y se procede a disparar los cañones.

Si el pozo fluye, se evalúa a flujo natural.

Si el pozo no fluye, se evalúa con bomba jet (de camisa)




Figura Nº 3.12 Diseño del TCP con disco, evaluar arena “T”




7/1/2013

HERRAMIENTAS

DE

COMPLETACION




Herramientas de Fondo. Funciones y Tipos.

Tipos

– Sistema de control de Flujo.

– Sistema de Empacaduras.

– Control de arena (Sand Control).

– Colgadores (Liner Hangers).

– Instrumentación.

– Inyección de químicos.

Consideraciones.

– Temperatura, Presión y Material

– Cargas de Tubing.

– Instalación de la completación.• Métodos de asentamiento y recuperación.

– Flexibilidad para el asentamiento.• Tensión, Compresión o Neutral.




7/1/2013

HERRAMIENTAS DE COMPLETACION

SISTEMAS

DE

CONTROL DE FLUJO




Sistemas de Control De FlujoFunciones y Tipos.

Funciones.

Taponar la Tubería

Aíslan Zonas.

Controlar el flujo en Cualquier dirección.

Comunicarse selectivamente entre el tubing y el anular

Tipos:Instalados en Tubería.

Instalados por medio de Slickline, Wire-Line, Coiled Tubing.

Dispositivos que controlan el flujo de fluidos en el fondo del pozo.




7/1/2013

SISTEMAS DE CONTROL DE FLUJONIPLES DE ASENTAMIENTO & TAPONES

Lock Recess No-Go Shoulder Polished Bore

Tubing Mounted Nipple Allows for theInstallation, Locking, and Sealing of DownholeFlow Control Devices Within the Tubing String

Equalizing Mandrel Lock Mandrel Packing Sub Equalizing Plug Bottom




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Landing Nipples CAMX

Las Series de Landing Nipples CAMX son nipples completamente selectivos usados para asentar, tapar y sellar tapones con extensiones de dispositivos de control de flujo en la tubería de producción. El perfil interno de las Series de Landing Nipples CAMX incluye perfile selectivo, un receso de tapón y zona pulida.

Las principales características de Las Series de Landing Nipples CAMX incluye:

Completo perfil selección

Cerrada tolerancia en la zona de sello.

Alta variedad de dispositivos de control de flujo




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TAPONES RECUPERABLES (STANDING VALVE)

Son empleados para taponar la tubería de producción y tener la posibilidad de realizar así trabajos de mantenimiento y reparación de equipos de subsuelo.

Existen tres tipos básicos de tapones recuperables, los cuales son asentados en niples.

Estos tres tipos se clasifican según la dirección en que son capaces de soportar presión.

– Los que son capaces de soportar presión por encima o en sentido descendente.

– Los que soportan presión en sentido ascendente o por debajo.

– Los que soportan presión en ambas direcciones, bajo condiciones de operación.




7/1/2013

TAPONES (STANDING VALVE)Los tapones son piezas indispensables al

momento de reparar y completar un pozo, debido a

su aplicabilidad durante la prueba de tubería y las

operaciones con equipos de superficie.

El tapón que soporta presión por debajo consiste

en un ensamblaje con un tapón de cabezal

cargado con un resorte, el cual sella sobre un

asiento metálico dispuesto en el sustituto

igualador, pudiéndose realizar este sello también

con un asiento de goma en adición con el metal.




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TAPONES (STANDING VALVE)El tapón de circulación soporta presión solamente

por encima y puede ser circulado a través de él. Su

diseño varía de acuerdo a los requerimientos,

teniendo así dispositivos de cierre con bola y

asiento, válvula de sello o tipo válvula check de

goma.

Para finalizar se tiene el tapón de cierre en ambas

direcciones el cual es comúnmente empleado para

separación de zonas de completaciones del tipo

selectivas.




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TAPONES (STANDING VALVE)

OperacionesDe Presión por

Arriba

De Presión por

Debajo

De Presión por

Ambos

Sentidos

Reparar equipos de superficie ------- Aplicable Aplicable

Probar tubería eductora por

presurización hacia arribaAplicable ------- -------

Desairear tubería eductora a la

entrada o salida del pozo------- Aplicable -------

Asentamiento de la

empacadura hidráulicaAplicable ------- -------

Circular por encima fluidos Aplicable ------- Aplicable

Separación de zonas en

completaciones selectivas------- ------- Aplicable

Fracturamiento en

completaciones Aplicable ------- Aplicable

Matar pozos ------- Aplicable -------

Mover un montaje dentro o

fuera de localización------- Aplicable Aplicable

Para uso como válvula de pie Aplicable ------- -------

Para probar empacaduras ------- ------- Aplicable

Acidif icación en

completaciones selectivasAplicable ------- Aplicable

Taponamiento de cabezal en

completaciones ------- Aplicable Aplicable

Taponamiento de cabezal para

trabajos de reparación------- Aplicable Aplicable

Tipos de Tapón

En la tabla se muestra de forma esquemática las aplicaciones recomendadas para taponar la tubería de producción (eductor).

Se presenta en forma funcional las aplicaciones de los tipos de tapones, las direcciones de las presiones que deben soportar cuando se realiza determinada operación en el pozo y finalmente cual de ellos es aplicable para la operación presentada




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SISTEMAS DE CONTROL DE FLUJOCAMISA DESLIZANTE

Nipple Profile Inclded forInstalation of Flow ControlDevices

Inner Sleeve is Positioned Upor Down by Wireline to Preventor Allow Communication FromTubing to Annulus (Sleeve isShown Closed)

Inner Sleeveor Insert

Flow Slots Equalizing Slots Housing withFlow Ports

Son equipos de comunicación o separación, los cuales son instalados en la tubería de producción. Pueden ser abiertos o cerrados mediante unidades de cable de acero (wire line)




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Entre las funciones que cumplen

estos dispositivos tenemos:

– Traer pozos a producción.

– Matar pozos.

– Lavar arena.

– Producción de pozos en múltiples

zonas.




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Existe una gran variedad de estos equipos

con diferentes aplicaciones, pero con un

mismo principio de funcionamiento. Entre

ellos tenemos:

– Tubería de producción con orificios.

– Con receptáculos de asiento y ancla para

mandril.

– Con una sección de sello.

– Con camisa recuperable con wire line.

– Con válvula recuperable con wire line




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CAMISA HIDRAULICA ON/OFF




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CAMISA HIDRAULICA CHOKE AJUSTABLE




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CAMISA ENCAPSULADA




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SISTEMAS

DE

EMPACADURAS




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EMPACADURA DE PRODUCCIÓN

Es una herramienta de fondo que

se usa para proporcionar un sello

entre la tubería de producción y el

revestimiento, a fin de evitar el

movimiento vertical de los fluidos,

desde la empacadura por el

espacio anular, hacia arriba.




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EMPACADURA DE PRODUCCIÓN

Son utilizadas bajo las siguientes

condiciones:

– Para proteger el casing de colapsos,

altas presiones de inyección y de

algunos fluidos corrosivos.

– Para aislar perforaciones en

completaciones múltiples.




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COMPONENTE BASICO

A.Elementos sellantes

B.Cuñas.

C.Elementos de asentamiento y

desasentamiento

D.Dispositivos de fricción

E.Anclas hidráulicas




7/1/2013

COMPONENTE BASICO

A. Elementos sellantes: Son de goma de nitrilo. Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime y forma un sello contra la pared de la tubería de revestimiento. Existen cuatro tipos, que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano, duro y especiales. (I, II, III y IV, respectivamente).

TiposElementos

Sellantes

Presión de

Trabajo

(lb/pulg2)

Temperatura

de trabajo

(ºF)

I Un solo elemento 5000 250

II Dos o mas 6800-7500 275

III Dos o mas 10000 325

IVEspeciales para CO2

y H2S15000 450




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COMPONENTE BASICO

B. Cuñas: Mantienen la empacadura en posición, bajo los diferenciales de presión previstos a través de esta. Las cuñas deben ser reemplazadas si ya se han utilizado una vez en el pozo.

C. Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo más simple de asentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en “J” y pasador de cizallamiento que requiere solamente una ligera rotación de la tubería de producción al nivel de la empacadura para el asentamiento y puede, generalmente, ser desasentada por un simple levantamiento sobre la empacadura. Este procedimiento es aplicable a las empacaduras recuperables.

D. Dispositivos de fricción: Son una parte esencial para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas.

E. Anclas hidráulicas: Proporcionan un método confiable para prevenir el movimiento que tiende a producirse al presentarse una fuerza en la dirección opuesta de las cuñas principales.




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MECANISMO BASICO

Para que una empacadura realice el

trabajo para el cual ha sido diseñada, dos

cosas deben suceder:

– Primero un cono debe ser empujado hacia las

cuñas a fin de que ellas se peguen a la pared

del revestidor.

– Segundo el elemento de empaque (gomas)

debe ser comprimido y efectuar un sello contra

la pared del revestidor.




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TIPOS DE EMPACADURAS

Se pueden subdividir de acuerdo a métodos de asentamientos:

– Recuperables

– Permanentes

– Permanentes – Recuperables.

En la industria petrolera nacional las más utilizadas son de las marcas, Baker, Otis, Camco, en diámetros de 4 ½, 5½, 7 y 9 5/8 pulgadas.




7/1/2013

EMPACADURAS RECUPERABLES

Son aquellas que se bajan con la tubería de

producción o tubería de perforación y se pueden

asentar: por compresión, mecánicamente e

hidráulicamente.

Después de asentadas pueden ser desasentadas

y recuperadas con la misma tubería. Las

empacaduras recuperables son parte integral de

la sarta de producción, por lo tanto, al sacar la

tubería es necesario sacar la empacadura.




7/1/2013


Empacaduras de recuperables compresión:

Se asientan aplicando el peso de la tubería de

producción sobre la empacadura y se recupera

tensionando.

Empacaduras recuperables de tensión: Se

asientan rotando la tubería de producción ¼ de

vuelta a la izquierda y luego tensionando. Para

recuperarla, se deja caer peso de la tubería para

compensar la tensión y luego se rota la tubería a

la derecha ¼ de vuelta, de manera que las cuñas

vuelvan a su posición original.




7/1/2013


Empacaduras recuperables de compresión –tensión: Se asientan por rotación de la tubería más peso o con rotación solamente. No se desasientan por presiones aplicadas en cualquier dirección, por lo tanto pueden soportar un diferencial de presión desde arriba o desde abajo. Para recuperarlas, solamente se requiere rotación de la tubería de producción hacia la derecha.

Empacaduras recuperables sencillas y duales de asentamiento hidráulico: El asentamiento de las empacaduras sencillas se realiza cuando existe un diferencial de presión entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento.




7/1/2013

EMPACADURAS PERMANENTES

Estas se pueden asentar con la tubería

de producción o se pueden colocar con

equipos de cable eléctrico.

Se pueden considerar como una parte

integrante de la tubería de revestimiento.

Usualmente para destruirla es necesario

molerla, por lo que frecuentemente se

denomina empacadura perforable.




7/1/2013

SELECCIÓN DE EMPACADURAS

Para hacer una selección preliminar es necesario recabar la siguiente información y verificar que la empacadura seleccionada cumpla con cada uno de los siguientes aspectos:

– Tipo de empacadura (Recuperable, Permanentes, Permanentes –Recuperables).

– Tipo de completación.

– Dirección de la presión.

– Procedimiento de asentamiento de la empacadura.

– Procedimiento de desasentamiento de la empacadura.




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BOMBEO

ELECTRICO

SUMERGIBLE




HERRAMIENTAS DE COMPLETACION (BES)

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HERRAMIENTAS DE

SUPERFICIE

HERRAMIENTAS DE

FONDO





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HERRAMIENTAS DE

SUPERFICIE

– CABEZAL DE PRODUCCION

– TRANSFORMADOR

– SWITCHBOARD

– VARIADOR DE FRECUENCIA

– CAJA DE UNION (VENTEO)





7/1/2013

HERRAMIENTAS DE

SUPERFICIE

– CABEZAL DE PRODUCCION

1. Proporciona el medio para

instalar el cable de potencia

con un sello adecuado.

2. Permite obtener un sello

hermético y controlable para

los fluidos del pozo





7/1/2013

HERRAMIENTAS DE

SUPERFICIE

– TRANSFORMADOR

• Se usa para reducir el voltaje de

la fuente primaria al voltaje que

puede ser manejado por el

Switchboard o el Variador de

frecuencia





7/1/2013

HERRAMIENTAS DE

SUPERFICIE

– SWITCHBOARD

• Contiene todo el equipo

electrónico instalado para

protección y diagnóstico del

equipo de fondo





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HERRAMIENTAS DE

SUPERFICIE

– VARIADOR DE FRECUENCIA

– diseñado e instalado para cambiar la

frecuencia de la corriente suministrada al

motor para un comportamiento óptimo del

sistema BEC.





7/1/2013

HERRAMIENTAS DE

SUPERFICIE

– CAJA DE UNION (VENTEO)

• Protege el acoplamiento entre el

cable de potencia procedente del

pozo y el cable de potencia que llega

del switchboard o VSD.

• También llamada Caja de Venteo ya

que proporciona un medio de venteo

del gas que podría venir del pozo,

migrando a través del cable de

potencia.





7/1/2013

HERRAMIENTAS DE

SUPERFICIE

HERRAMIENTAS DE

FONDO





7/1/2013

HERRAMIENTAS DE

FONDO

– SENSOR DE FONDO

– MOTOR

– PROTECTOR

– SEPARADOR DE GAS

– CABLE DE POTENCIA

– BOMBA





7/1/2013

HERRAMIENTAS DE

FONDO

– SENSOR DE FONDO• El sensor de fondo permite

un mejor control de la

operación del equipo BEC

por medio del monitoreo

continuo de parámetros

como presión y temperatura

y los dispositivos de

protección





7/1/2013

HERRAMIENTAS DE

FONDO

– MOTOR

– Proporciona la energía a la bomba

para girar y acelerar los fluidos que

están siendo bombeados.

– El enfriamiento del motor es

proporcionado por el flujo de fluidos

alrededor de él.





7/1/2013

HERRAMIENTAS DE

FONDO– PROTECTOR

1. Previene la entrada de fluidos del

pozo al motor.

2. Permite la igualación de presión

entre los fluidos del pozo y el

motor.

3. Provee espacio para compensar la

expansión y contracción del aceite

del motor.

4. Sirve como conexión entre el eje

del motor y el eje de la bomba.





7/1/2013

HERRAMIENTAS DE

FONDO

– SEPARADOR DE GAS

• Separa el gas libre con el fin

de evitar bloqueo por gas





7/1/2013

HERRAMIENTAS DE

FONDO– CABLE ELECTRICO

Plano

• El cable de potencia consiste de tres

conductores de cobre que se

extienden desde el tope del cable

plano del motor hasta el cabezal del

pozo.

• El cable de potencia es usado para

transmitir al motor la energía

eléctrica desde la superficie





7/1/2013

HERRAMIENTAS DE


Plano con Capilar





pozo.








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HERRAMIENTAS DE


Redondo





pozo.



eléctrica desde la superficie.





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HERRAMIENTAS DE


Redondo con Capilar





pozo.








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HERRAMIENTAS DE

FONDO– BOMBA

– Una bomba centrífuga mueve fluidos rotándolos

con un impulsor rotativo dentro de un difusor que

tiene una entrada central y una salida tangencial.

– La trayectoria del fluido es una espiral que se

incrementa desde la entrada en el centro a la

salida tangente al difusor.

– El impulsor transmite energía cinética al fluido.

– En el difusor, parte de la energía cinética es

transformada en energía potencial (altura) por

medio de un incremento del área de flujo.




DIAMETRO DE LAS BOMBAS

SERIE DIAMETRO

EXTERNO

CASING

400 4,00 “ 5 ½ “

538 5,38 “ 7 “

738 7,25 “ 9 5/8 “

862 8,63 “ 10 ¾ “

1125 11,25 “ 13 ·/8 “

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HERRAMIENTAS

ESPECIALES PARA

BOMBEO ELECTRICO




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Las principales características de la Y Tool incluyen:

- Automático acceso debajo de la

ESP, cuando la ESP está

apagada.

- Ahorro de tiempo de WL y/o

Coiled

- Tubing

- El modelo mostrado es de la Cía.

Phoenix Petroleum Services Ltd

- Cierra automaticamente con el

fluido del pozo cuando la bomba

es puesta en operación

Y TOOL




7/1/2013

Y TOOL




7/1/2013

Y TOOL

Esto permite el acceso a

la formación sin sacar la

completación. Cuando la

ESP se apaga el flapper

cerrara la tubería donde

está instalada la bomba.

Permitiendo accesar al

reservorio con herramientas

convencionales.

Seating Nipple

“Y” BlockElectrical Submersible

Pump (ESP)

Sliding Sleeve

Permanent Packer with

Locator Seal Assembly

Seating Nipple




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ON-OFF SEAL CONNECTOR

On-Off Seal Connector

Mechanical Set, Double Grip

Retrievable Packer

Pup Joint

Wireline Entry Guide

El on-off seal connector es la herramienta que permite bajar completaciones de producción (BHA de fondo) para aislar una o varias zonas, permitiendo recuperar el tubing sin desasentar el o las empacaduras




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ON-OFF SEAL CONNECTOR

Rote 1/2 Vuelta a la derecha o la izquierda para liberar.

Soporta 10000 psi de diferencial.

Rango de Tensión Comparable con el Tubing N-80

No tiene componentes soldados

Niple profile acepta Accesorios de Control de Flujo




Figura Nº 3.21 Diseño de la Completación para Producción por Bombeo Electrosumergible

sin empacadura para una zona (arena “T”)




Figura Nº 3.22 Diseño de la Completación para Producción por Bombeo Electrosumergible

sin empacadura, y completaciòn de fondo para dos o más zonas




Figura Nº 3.23 Diseño de la Completación para Producción por Bombeo Electrosumergiblecon empacadura, y completaciòn de fondo para dos o más zonas




7/1/2013


SISTEMAS

DE

MANDRILES




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MANDRILES CON BOLSILLO LATERAL

Son diseñados

para instalarse en

los controles de

flujo, como

válvulas para

levantamiento

artificial con gas,

en la tubería de

producción.

Gas Lift Mandrels with

Dummy Gas Lift Mandrels

Sliding Sleeve

Locator Seal Assembly

Packer

Seating Nipple




7/1/2013

MANDRILES CON BOLSILLO LATERAL

Existen dos tipos básicos de estos mandriles.

– El primer tipo, consiste en un mandril estándar, con perforaciones en el lado exterior de la camisa hacia el revestidor y el fondo de la misma está comunicado con la tubería de producción.

– En el segundo tipo, las perforaciones están en el interior hacia la tubería de producción y el fondo de la misma está en contacto con el espacio anular.




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VALULAS INSTALADAS EN LOS MANDRILES

Las válvulas que se instalan en estos mandriles se clasifican en dos grupos:

– Recuperables con unidad de cable de acero.

– No recuperables con unidad de cable de acero.

Las no recuperables con unidad de cable de acero son poco usadas debido a que el reemplazo de alguna de ellas ameritaría sacar la tubería de producción, sustituirla y luego introducirla de nuevo en el pozo.




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CAMCO MMM SIDE POCKET MANDREL

El Camco* MMM Series mandrels está diseñado como parte integral de la tubería cuando es preparado un pozo con producción de gas lift, inyección química, u otras aplicaciones especiales.

Los side pocket mandrel son diseñados con una sección transversal oval y están normalmente disponibles solo en caja por pin configuración para tipos de roscas EUE y cajas por pin para roscas premium.




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CAMCO MMM SIDE POCKET MANDREL

- Las principales características del camco MMM side pocket mandrelincluye:

- Unico oval pocket mandrel de 1-1/2”- Pocket tubular y herramienta

discriminadora- Sistema de posicionamiento de

orientación de manga (Patentada) - Hombros Internos y externos




BOMBEO MECANICO

Equipo de

SuperficieMotor

Balancín

Cabezote y Contrapeso

Manivela

Cabezal

Vástago

Herramientas de

fondoCasing de revestimiento de

superficie

Casing de revestimiento de fondo

Tubería de Producción

Varillas o Cabillas

Bomba de Subsuelo

Ancla para la tubería

Ancla de gas o separador de gas

Neplo de asiento

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COMPLETACION




FUNCION DE LAS HERRAMIENTAS

VARILLASLa varilla es la que

transmite el movimiento

vertical desde el cabezal

hasta la bomba de

subsuelo.

BOMBALa bomba de subsuelo es la

encargada de sacar el

fluido de la formación a

superficie, se encuentra

localizada en el fondo del

pozo y se comunica por

medio de la varilla a

superficie

7/1/2013





ANCLAEsta herramienta se coloca

en el fondo del pozo y sirve

para tensionar la tubería de

producción y de esta

manera impedir

ondulaciones de la misma

debido a la altas

temperaturas del pozo y así

permitir que las varillas se

deslicen sin rozamiento

hasta la bomba de subsuelo

7/1/2013





SEPARADOR DE GASEs un tubo ranurado cuyas medidas son las mismas que las

de la tubería de producción. Se coloca en el fondo del pozo

y sirve para separar el gas del fluido de perforación , por

esta herramienta pasa el fluido de formación a la bomba

para ser llevado a superficie.

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NEPLOS DE ASIENTO

Son usados para asentar, tapar y sellar tapones con extensiones

de dispositivos de control de flujo en la tubería de producción. El

perfil interno incluye perfil selectivo, un receso de tapón y zona

pulida.

Las principales características incluye:

Completo perfil selección

Cerrada tolerancia en la zona de sello.

Alta variedad de dispositivos de control de flujo

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•Camisa

•Packerpermanente

•Separador de gas

•Neplo de asiento

•Bomba de pistón

•Varillas o cabillas

•Cañoneo

•Anclas hidráulicas




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7/1/2013

PESCA

Que es..?????




7/1/2013

OPERACIONES DE PESCA.

Un problema de pesca se define como el conjunto de operaciones o procedimientos realizados dentro del pozo, con el objetivo de remover o recuperar materiales, herramientas o tuberías que impiden o afectan el desarrollo secuencial durante la intervención del pozo.

La pesca para la recuperación de herramientas del pozo no es una ciencia, así es que existen varias alternativas para solucionar un mismo problema.

La disponibilidad de pescantes es menor en la medida que el diámetro del pescado es mas pequeño.




7/1/2013

HERRAMIENTAS DE PESCA

La mayoría de herramientas de pesca están diseñadas para introducirse con tubería.

Operan con rotación y movimientos recíprocos, o con una combinación de ambos.

Se clasifican dentro de los siguientes grupos:– Pescantes de agarre exterior.

– Pecantes de agarre interior.

– Pescantes para herramientas y materiales sueltos.

– Pescantes para línea y cable de acero.




7/1/2013

PESCANTE DE AGARRE EXTERIOR

Son herramientas diseñadas para agarrar el pescado exteriormente. Su afianzamiento se basa en el mecanismo de cuñas que tiene en el interior del pescante.

Se fabrican para ser operados en rotación derecha o izquierda.

Aplicados para pescados sueltos o fijos.




7/1/2013

PESCANTE DE AGARRE INTERIOR

Están compuestos por machuelos y

arpones, son herramientas que

penetran en el interior del pescado

y que cuentan con un mecanismo

de diseño y agarre interior.

Los arpones están diseñados para

operar en tensión. Tienen la

particularidad de que al correrse en

el interior del pescado, las cuñas

están en posición retraída.




7/1/2013

PESCANTE DE AGARRE INTERIOR

Los machuelos son herramientas que

en su exterior tienen una rosca cónico

de un rango de menor a mayor

diámetro, con un orificio en el

extremo inferior para la circulación de

fluidos.

Su operación requiere de rotación y

peso para afianzar el pescado.




7/1/2013

PESCANTES PARA AGARRAR HERRAMIENTAS SUELTAS.

Se utilizan para agarrar materiales sueltos en

el interior del pozo, tales como: cuñas de

tubería, dados de llaves rotos, pedazos de

cable, conos y baleros de brocas.

El diseño de la canasta de circulación

inversa aprovecha precisamente las

circulación inversa que produce el fluido de

control cuando sale de la canasta en forma

de jet hacia el fondo del pozo para dirigirse

hacia la parte interior de la canasta. Arrastra

con ello los objetos por recuperar.

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CONTROL

DE

ARENA






7/1/2013

PRESENCIA DE ARENA

– Problema

Pozos de alta

productividad

terminación Sencilla

– Solución

Empaque con grava

Resinas plástica

Cedazos

preempacados de fibra

de vidrio

Cedazos de mallas de

acero




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

Existe dos tipos de arena:

– Las que originalmente formaban parte de la estructura

de la formación.

– Las que están disueltas en los fluidos . Estas no son

problemas ya que son producidas

• Las referidas en primer termino son las que ocasionan

obstrucción en los canales de flujo




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

Factores que afectan la producción de arena:

– Debido a presiones suprayacentes.

– Fuerzas capilares y al material cementante de los granos.

– La viscosidad y/o producción aumentan las fuerzas de arrastre.

– Al aumentar la producción de agua disuelve el material cementante propiciando una disminución de la resistencia de la formación o una reducción en las fuerzas capilares debido al aumento de la saturación de agua.

– Debido al incremento de saturación se reduce la permeabilidad relativa al aceite incrementando las caídas de presión en el yacimiento.

– Las caídas de presión en el yacimiento incrementa las fuerzas de compactación y puede reflejarse en la cementación entre los granos.




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

Mecanismos de control de la arena

– Reducción de las fuerzas de arrastre es el método mas barato y más efectivo y se puede hacer durante la terminación del pozo, consiste en: Aumentar el área de flujo por:

• Aumento de la densidad de perforaciones.

• Aumentar la longitud de disparos.

• Fracturas empacadas.

• Disparos limpios.




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

Métodos mecánicos de

control de arena

– Cedazos con grava para

retener la arena de la

formación.

– Cedazos preempacados

de fibra de vidrio.

– Cedazos de mallas de

acero inoxidable.

– Cedazos sin grava.




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

Parámetros básicos de diseño

– Optimizar el tamaño de la grava en base al

tamaño de arena de la formación.

– Optimizar el ancho de las ranuras del cedazo

para retener la grava o arena en su caso.

– Se debe usar una técnica de colocación

efectiva.




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

CRITERIOS DE DISEÑO

– Obtener una muestra representativa; el tamaño de la

arena varia dentro de un cuerpo arenoso.

– Una muestra obtenida de la producción es buena

– Efectuar un análisis de mallas para obtener la

distribución de tamaño de los granos en % en peso.

– El procedimiento de análisis esta contenido en las

especificaciones ASTM.




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

CRITERIOS DE DISEÑO

– Una vez obtenida la muestra se efectúa el análisis y se construye la curva de distribución del tamaño del grano en valores porcentiles de porcentaje acumulativo en peso contra diámetro del grano. Las curvas varían de una región a otra.

– El método Schwartz se ha usado para obtener la uniformidad del tamaño en base a lo siguiente

• El coeficiente de uniformidad c=D10/D90

– Si c es < 3 , la arena es uniforme y es descrita por el tamaño D10

– si C> 5 La arena no es uniforme y es representada por el tamaño D40

– si C> 10 La arena no es uniforme y es representada por el tamaño D70




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

TAMAÑO DE LAS RANURAS

– Idealmente las ranuras deben ser tan largas como sea posible para no restringir el flujo de fluidos y finos

– El ancho de las ranuras no debe ser mayor del doble del ancho de los granos correspondiente 10 porcentiles a fin de que sean efectivas.

– En diámetros de tamaño uniforme o donde hay cambios de producción, el tamaño de las partículas debe ser igual al tamaño de 10 porcentiles.

– En empaques con grava el ancho de la ranura debe ser ligeramente mas pequeño que el grano de grava mas chico.




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

TAMAÑO DEL LA GRAVA DEL EMPAQUE

– De diferentes estudios y pruebas de laboratorio se determino que el tamaño de la grava debe ser lo suficiente para no permitir pasar arena de la formación en la cara exterior del empaque y la permeabilidad debe ser igual o mayor que el de la formación




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

Otro factor a controlar es la velocidad de flujo de la arena:

– El cual debe ser de menor de .05 pies/seg. para arena uniforme

– Y para arena no uniforme mayor que .05 pies/seg.

El calculo de la velocidad viene dado por:

– el cociente entre el gasto de producción en pie3/seg. entre el 50% del área abierta de las ranuras en pie2

De acuerdo a las pruebas aludidas se llego por consenso que, la relación de grava - arena debe estar entre 5 y 6 .




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

Debido a que a valores fuera de este rango se reduce la permeabilidad para valores mayores de 6 ocurre un puenteo dentro del empaque de grava y en menores el tamaño de la grava mas chica que la necesaria reduciendo la permeabilidad

Teóricamente el espesor del empaque debe ser de 4 a 5 veces el diámetro de la arena , pero en la practica se considera que el optimo es de 3 pulgadas de espesor, espesores mayores pueden permitir mayor producción y viceversa




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

Otro método es el de uso de resina plástica.

– Este es usado en zonas cortas donde por una u otra razón un empaque con grava no puede ser usado como son:

• En geometría reducidas.

• Terminaciones dobles.

• Pozos costa afuera.

• Pozos donde no se dispone de medios para sacar la Tubería.

• Pozos con presiones de formación anormales




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

Existen cedazos de mallas de acero inoxidable que son fabricados por compañías que usan el análisis granulométrico para efectuar el diseño

Los cedazos pre empacados con fibra de vidrio son usados exitosamente en pozos de producción media.

El diseño es realizado en base al análisis granulométrico de forma similar al descrito para cedazos pero con la ventajas de:

– No tiene problemas de corrosión.

– Puede ser molido fácilmente.

– Se usan en el extremo del aparejo frente al intervalo disparado.

– Fácil fabricación.

– Costo bajo.




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

CEDAZOS PREEMPACADOS

– La rejilla doble:

• Consiste en una rejilla estándar y una camisa adicional sobre la primera camisa.

• El espacio anular entre las dos camisas se rellena con grava revestida con resina.




7/1/2013

CONTROL DE ARENA


– La rejilla pre-empacada sencilla:

• Posee una rejilla estándar.

• En este caso, se instala un tubo perforado especial sobre la camisa. Este tubo está envuelto en un papel especial para sellar los orificios de salida, y la región anular entre la camisa y el tubo perforado se llena con grava revestida con resina.




7/1/2013

CONTROL DE ARENA


– La rejilla Slim-Pak:

• Es similar a la rejilla estándar, alrededor de la parte exterior de la base de tubería perforada se enrolla una rejilla de malla muy fina y se asegura antes de instalar la camisa.

• El espacio entre la camisa y la rejilla de malla fina se llena con arena de empaque revestida con resina.




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CONTROL DE ARENA

La arena no es deseable en la producción de los pozos ya que llega el momento en que interfiere en la producción del pozo obturando las tuberías y reduciendo la producción de petróleo, por lo que existen varios métodos para su control.

– Uno de ellos es colocar cedazos preempacados a través de la completación de producción usando el coiled tubing.

Otro método de control es mediante la consolidación química de la arena de la formación; puede ser con furan, material epoxico y resinas fenólicas. Este tratamiento es para intervalos no mayor de 10 pies.




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

Otro método de control es mediante la colocación de arena recubierta con resina fenólica y epóxica material empacado junto a la formación.

El método seleccionado dependerá de las condiciones del pozo y circunstancias.

Actualmente el empleo del coiled tubing resulta eficiente y es menos costoso comparado con otros, debido al mejoramiento en esta tecnología en los aspectos de equipo, servicios, herramientas y fluidos lo que la ha hecho más confiable.




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

El procedimiento para la colocación de cedazos es generalmente de dos formas;

– En la primera:

1. Baje el ensamble de fondo con el cedazo en su parte inferior y la sección de tubo hasta la cima del tapón de cemento con la herramienta soltadora.

2. Coloque un tapón recuperable sobre la cima del ensamble.

3. Coloque arena alrededor del espacio anular entre el casing y el cedazo hasta cubrir el ensamble.

4. Lave la cima del ensamble y recupere el tapón.

5. Coloque un empaque en la boca del ensamble contra el cvasing.




7/1/2013

CONTROL DE ARENA

– En la segunda:

1. Con la unidad de coiled tubing coloque el empaque de arena o bolas de

cerámica hasta cubrir el intervalo disparado.

2. Bajar el cedazo con la herramienta soltadora y con una zapata en su

extremo inferior y en el interior del coiled tubing como tubería lavadora.

3. Bajar hasta el fondo lavando el empacamiento en su parte central hasta

donde se encuentra el tapón de cemento.

4. Releve el coiled tubing y saque y repita el paso 4 del procedimiento

anterior.




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CONTROL DE ARENA

Tamaño del Revestidor.

Diámetro Externo (pulg).

Diámetro Máximo de

Rejilla. Diámetro Externo

de Tubería (pulg).

Diámetro Óptimo de Rejilla.

Diámetrro Externo de

Tubería (pulg).

4 1 1

4 ½ 1 ¼ 1 ¼

5 1 ½ 1 ½

5 ½ 2 3/8 2 3/8

6 5/8 3 ½ 2 7/8

7 3 ½ 2 7/8

7 5/8 4 2 7/8

8 5/8 5 2 7/8

9 5/8 5 ½ 2 7/8

Diámetros recomendados de Rejillas para el interior del casing




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CONTROL DE ARENA: ESQUEMA DE COMPLETACION

Hoyo Revestido con Empaque con Grava, Pre-empacada, Hoyo Revestido con Rejilla

Completación Sencilla. Completación Selectiva.




7/1/2013

CONTROL DE ARENA: ESQUEMA DE COMPLETACION

Hoyo Revestido con Empaque con Grava, Pre-empacada, Hoyo Revestido con Rejilla

Completación Sencilla en el Pozo Desviado. Completación

Selectiva en el Pozo Desviado.

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RECUPERACION

DE

TUBERIA






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TIPOS DE APRISIONAMIENTO




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Recuperación de Tubería

HERRAMIENTAS DE PUNTO LIBRE

– Anclaje Motorizado 1 3/8”

– Anclaje Magnético 1 7/16”

BACK-OFF Y CORTADORES

– Back-off.

– Cortadores químicos

– Cortadores jet.

REGISTROS DE DIAGNOSTICO

– Pipe recovery log.

– Temperature/Sonan (Ruido)




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Desenrosque y Corte




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Cortadores




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Cortadores Químicos




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FALLAS EN TUBERIA

La ocurrencia de fallas en tuberías y juntas durante las operaciones de perforación y reacondicionamiento son variadas.

Traen retrasos en los programas operativos.

Aumentan los costos asociados al pozo.

La amplia gama de conexiones roscadas que existen actualmente en la industria petrolera indica que no hay una junta perfecta.




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FALLAS EN LA ROSCA




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FALLAS EN TUBERIA (Rompimiento de piñón)




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FALLAS EN TUBERIA (Colapso)




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FALLAS EN TUBERIA (Corrosión)




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FALLAS EN TUBERIA (Degollamiento de la TR en la junta)

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PRUEBAS

DE

PRODUCCION






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PRUEBAS DE POZOS (EVALUACION)

La prueba de formación consiste en bajar una completación temporal, los formaciones productoras son aisladas utilizando empacaduras no permanentes.

Las perforaciones se realizan antes de bajar la completación de evaluación

La evaluación proporciona datos de:

– Presiones (Ps, Pwf, Pb)

– Temperatura.

– Tipo y características de los fluidos producidos.

– K, POR, S

CcVvCc V

v




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PRODUCCION ( LUEGO DE EVALUAR )

Cuando el pozo no produce a flujo natural, se instala un “sistema de levantamiento artificial”

– Levantamiento artificial con bombeo mecánico

– Levantamiento artificial con bombeo eléctrico

– Levantamiento artificial con bombeo hidráulico

– Levantamiento artificial con bombeo neumático “gas lift”

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UNIDADES

DE

APOYO






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UNIDADES DE APOYO DURANTE LA

PERFORACION O REACONDICIONAMIENTO

Las operaciones se realizan con equipos de reparación convencional o con equipos especiales, como:

– Unidades de tubería flexible.

– Unidades de registro o de cable eléctrico.

Las operaciones de reacondicionamiento sin taladro, implican una modificación de las condiciones de producción del pozo, estas operaciones se las realiza “sin matar el pozo”.

La operación de ciertas herramientas requieren la utilización de unidades especiales, como:

– Unidades de cable de acero.




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UNIDAD DE TUBERIA FLEXIBLE

UNIDAD DE COILED TUBING

La unidad de tubería flexible (CTU, es una unidad móvil, cuya tecnología va desde intervenciones en los pozos, hasta aplicaciones de perforación y terminación, consta de:

– Tubo conductor continuo, que se introduce dentro del pozo.

– Cabeza inyectora, para introducir y sacar la tubería flexible.

– Stripper, dispositivo que permite un sello dinámico alrededor de la sarta de tubería.

Se opera desde una cabina de control, para realizar diversas operaciones como;

– Limpieza de completaciones de producción o inyección.

– Limpiezas de fondo de pozo.

– Estimulaciones.




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UNIDAD DE TUBERIA FLEXIBLE

MONITOREO DE PARAMETROS

En la actualidad, los programas informáticos ha significado un enorme progreso en el monitoreo de los parámetros de trabajo.

La cabina de control esta equipada con el instrumental necesario para la operación y control de los componentes de la unidad, la cual cuenta con el equipo electrónico necesario para registrar en tiempo real y almacenar en memoria los siguientes parámetros:

a) Presión de circulación.

b) Presión de pozo.

c) Caudal de circulación.

d) Volumen acumulado de fluidos bombeados.

e) Indicadores de peso y de tensión de la tubería flexible.

f) Velocidad de ascenso y de descenso de la tubería flexible.

g) Profundidad alcanzada por la tubería flexible.




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UNIDADES DE CABLE DE ACERO

Los servicios que se realizan con la unidad de cable de acero se efectúan cuando el pozo esta en etapa de terminación, reparación y/o mantenimiento.

Permite operar en los pozos con presión.

Para poder bajar las diversas herramientas de trabajo hacia el interior del pozo, es necesario que se instale en el cabezal, un equipo de control de presión que consta de las siguientes partes:

– Unidad Móvil.

– Cabina de operación.

– Malacate principal




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EL LUBRICADOR

Permite el uso de servicio de herramientas de cabe de acero para mantenimiento de pozos, sin necesidad de matar los mismos.

1. Stufffing Box

2. Sección Superior

3. Uniones rápidas

4. Bloques de sogas

5. Mástil

6. Sección media

7. Sección inferior

8. Válvula de desfogue

9. Válvula de wireline

10. Polea

11. Conexión en la cabeza del pozo

12. Indicador de peso

13. Cadenas, cuerdas de ajustar y amarrar

14. Adaptador del pozo




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HERRAMIENTAS (Kickover Tool )

Posee dos barras flexibles o patas móviles que al bajar por el tubing no se abren, debido al menor diámetro, bajan unidas, pero al llegar al mandril estas se abren debido al mayor espaciamiento, dando de esta manera la ubicación del mandril y su posterior ubicación de la válvula de gas o tapón en el bolsillo del mandril.




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La línea de acero montada en el malacate de la unidad debe soportar medios corrosivos muy agresivos causados por una combinación de dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno y cloruros, acompañados de temperaturas y presiones elevadas. El malacate es capaz de trabajar bajo las condiciones mostradas en la tabla.




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