DST Espanol (Well Testing)

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

Schlumberger 2002

Schlumberger225 Schlumberger DriveSugar Land, Texas 77478

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SMP-7086-2-S

A lo largo de todo el documento se emplea un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.

Aflas es una marca registrada de Asahi Glass Co., Ltd.Lee Jeva es una marca registrada de Lee Company.Viton es una marca registrada de DuPont Dow Elastmeros L.L.C.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo Contenidos iii

Contenido

Introduccin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1Centro de Terminaciones de Pozos de Schlumberger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1Historia de las herramientas de fondo de pozo de Flopetrol JohnstonSchlumberger . 3

Tecnologa de sello . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7Condiciones de fondo de pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7Compuestos de elastmeros recomendados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

Diseo tpico de la sarta de pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11Empacadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Sistema FlexPac . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14Empacador FlexPac . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14Mdulo FlexPac para retener las herramientas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

Empacador PosiTest . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18Empacador PosiTest de recorrido largo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20Empacador PosiTest de fijacin con peso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22Empacador Positrieve . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

Sistema de pruebas IRIS operado con pulsos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25Beneficios del sistema IRIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25Sistema de comandos flexibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26Herramienta IRIS de doble vlvula . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

Herramientas operadas a presin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31Vlvula PCT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32Mdulo para mantener abierta la vlvula de esfera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34Herramienta de referencia operada a presin PORT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36Mdulo protector de la formacin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38Herramienta de referencia hidrosttica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40Vlvula de circulacin inversa de sobrepresin hidrosttica de operacin nica . . . . . . 42Vlvula de circulacin inversa de sobrepresin hidrosttica de operacin nica (interna / externa) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44Vlvula de circulacin inversa de mltiples aperturas operada internamente . . . . . . . . . 46Vlvula de circulacin de varios ciclos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48Vlvula de circulacin de varios ciclos con seguro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50Vlvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52Vlvula de llenado y prueba de tubera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54Vlvula de prueba de tubera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56Vlvula de seguridad de una sola esfera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58Vlvula de prueba de tubera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60Vlvula de seguridad de bombeo directo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62Junta deslizante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Correlacin entre la junta deslizante y el can TCP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66Control de profundidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

Martillo hidrulico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69Junta de seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71Vlvula de doble accin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72Cmara anular de muestreo de pleno dimetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

Tipos de sarta DST . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77Sarta IRIS para 10.000 lpc con registrador DataLatch y TCP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77Sarta IRIS para 10.000 lpc para disparar y extraer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79Sarta IRIS de gran dimetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80Sarta PCT para 10.000 lpc con registrador DataLatch y TCP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82Sarta PCT para alta presin y alta temperatura15.000 lpccon TCP . . . . . . . . . . . . . . 84Sarta para condiciones extremas17.000 lpccon herramientas de operacin nica . 86Sarta para condiciones ultra extremas; 17.000 lpc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87Sarta PCT de dimetro reducido con TCP para 15.000 lpc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88Sarta con dimetros decrecientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88Sarta PERFPAC para 10.000 lpc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

iv

Introduccin

Este segundo libro en la serie de los Servicios de Pruebas de Schlumberger describe la granvariedad de herramientas de fondo y tcnicas para las pruebas de formacin y de produccin, ypara las operaciones de terminacin. Ha sido diseado para ayudar al usuario a escoger el equipocorrecto con base en los objetivos y las condiciones existentes. El desarrollo de herramientaspara pruebas de fondo de pozo est concentrado hoy en el Centro de Terminacin de Pozos deSchlumberger (SRC, por sus siglas en ingls), que se describe en la siguiente seccin.

Centro de Terminaciones de Pozos de SchlumbergerEl Centro de Terminacin de Pozos de Schlumberger (SRC) situado en Rosharon, Texas, EstadosUnidos, ofrece a la industria petrolera productos para operaciones de disparo, pruebas de fondode pozo y terminacin de pozos que satisfacen la creciente demanda por mejor productividad,ms eficiencia operativa y mayor seguridad de los pozos (Fig. 1). Situado a 48 km al sur deHouston, el SRC integra las actividades de ingeniera y manufactura para prcticamente todaslas herramientas de disparo y de fondo de pozo, y para los equipos submarinos de Schlumberger.La sede, que ocupa un terreno de 500 acres, cuenta con ms de 300 personas, dedicadas a desa-rrollar tecnologa de alta calidad y rentabilidad.

Schlumberger tiene una larga tradicin en invitar a sus clientes a participar de sus activida-des de investigacin e ingeniera. En el SRC el compromiso por el mejoramiento continuo estdemostrado por muchos proyectos de respuesta rpida que cuentan con el apoyo de equipos deingenieros experimentados y con conocimiento de su trabajo.

En cualquier momento dado, se pueden encontrar en la sede clientes de todas partes delmundo, participando de intercambios formales e informales con los cientficos e ingenieros delSRC. El SRC promueve visitas bilaterales al centro para apoyar las investigaciones conjuntas.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo Introduccin 1

Figura 1. Centro de Terminacin de Pozos de Schlumberger en Rosharon, Texas, Estados Unidos.

2

El grupo Sistemas de Pruebas de Fondo de Pozo del SRC tiene a su cargo el desarrollo desartas de pruebas de fondo de pozo operadas a presin, vlvulas de seguridad submarinas, vlvu-las de aislamiento de la formacin y herramientas para el sistema inteligente de implementacinremota (IRIS*, por sus siglas en ingls). El grupo ofrece la variedad ms flexible y amplia deherramientas de dimetro completo en la industria, con vlvulas cuyos dametros internos vandesde 118 hasta 738 pulgadas.

Las rigurosas condiciones encontradas por las herramientas de fondo de pozo incluyen altapresin y alta temperatura (HPHT, por sus siglas en ingls), sulfuro de hidrgeno (H2S), cido,fluidos fracturantes y materiales para control de prdida de circulacin. Para que la operacinen estos ambientes sea confiable, es preciso prestar cuidadosa atencin a la metalurgia, losrevestimientos, las superficies duras, los sellos, el diseo en general y las metodologas de manu-factura. El diseo de los componentes de las sartas de herramientas que cumplen conespecificaciones de seguridad internacionalmente aceptadas, permite la realizacin de pruebasen yacimientos que contienen sulfuro de hidrgeno y el bombeo de materiales de estimulacincon propiedades corrosivas.

Para aprobar los nuevos diseos de herramientas, se llevan a cabo pruebas de presin de hasta30.000 lpc y con temperaturas de 232C [450F] en recipientes para presin de 12 pulgadas dedimetro interno y con una longitud de trabajo de 11,12 m [36,5 pies]. Estas pruebas se hacen encinco zonas independientes de presin. Las herramientas se pueden probar en agua o lodo, cono sin arena, mientras que un sistema computarizado de adquisicin de datos muestra los datosen la pantalla en tiempo real y registra los datos necesarios para el anlisis completo.

Figura 2. Certificado de la ISO del Centro de Terminacin de Pozos de Schlumberger.


Las herramientas de fondo de pozo se ensamblan en el SRC y se someten a pruebas de fun-cionamiento con presin y temperatura de trabajo a fin de asegurar un desempeo confiable enel campo.

El SRC cumple con las normas de calidad 9001 y 9004 de la Organizacin Internacional deEstndares (ISO, por sus siglas en ingls) y ha sido certificado para el diseo y la manufacturade productos para el servicio de pozos de petrleo (Fig. 2).

Historia de las herramientas de fondo de pozo de FlopetrolJohnstonSchlumbergerLa historia de las pruebas de formacin (DST) se remonta a 1926, cuando E. C. y M. O. Johnstondesarrollaron las primeras herramientas comerciales para pruebas de fondo de pozo. Los dos her-manos estaban trabajando en los campos petroleros de Arkansas, Estados Unidos, donde lascondiciones locales exigan pruebas de formacin frecuentes y costosas en pozos revestidos. Laprimera herramienta desarrollada incorpor una vlvula de prueba y un elemento empacadorcnico (Fig. 3). Se us en pozo abierto, con lo cual se ahorr el costo de correr la tubera de reves-timiento para hacer las pruebas.

Figura 3. Folleto de Johnston en 1927.

Las pruebas de campo resultaron exitosas, y los hermanos siguieron trabajando en la mejorade las herramientas. De esta manera, la compaa Johnson Testers introdujo numerosas herra-mientas y tcnicas nuevas. En la dcada de 1930 se introdujo la utilizacin de un colchn de aguapara reducir la presin diferencial, un empacador para hueco recto eliminndose la necesidad deun ncleo central y registradores de presin que permitieron diferenciar entre pozos malos y pro-blemas con las herramientas. Durante la dcada de 1940 se inventaron los subs para circulacininversa para sacar el petrleo recuperado del pozo antes de sacar la sarta de ste. En la dcadade 1950, adems de numerosas mejoras logradas en las herramientas, se introdujo el disparo concaones transportados por la tubera.

Otros desarrollos dieron lugar a la herramienta de evaluacin de flujo mltiple (MFE*, por sussiglas en ingls) en 1961, la primer herramienta de prueba operada a presin, (PCT*, por sussiglas en ingls) en 1971, el sistema PCT de pleno dimetro interno en 1980 y las herramientasinteligentes IRIS en 1992. En 1994 un consorcio de 11 clientes aprob una gama completa deherramientas para condiciones hostiles de alta presin y temperatura (HPHT, por sus siglas eningls) con presiones anulares mximas de hasta 25.000 lpc y temperaturas por encima de los204C [400F]. Ms adelante, una seleccin de herramientas con un innovador sistema de sellofue aceptado para operar a temperaturas de hasta 260C [500F]. El proceso contina (Fig. 4);el equipo de diseo de Schlumberger establece alianzas con el personal de campo y los clientespara desarrollar nuevas herramientas de fondo de pozo, a fin de mejorar an ms las caracters-ticas de las sartas de pruebas, manteniendo de esta manera, la tradicin que comenz en 1926.

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Figura 4. Evolucin de la herramienta de DST.

196519611970

19751980

19851988 1990

Limitaciones Dimetro interno restringido Vlvulas de circulacin inversa operadas mecnicamente

PCT-A434 112 pulg, 15k, H2S

Dimetro interno restringido

Limitacin Dimetro de 178 pulg Mejoras Sello de alta temperatura Capacidad para colocar N2 Nuevo mecanismo de

vlvula de esfera (descarga ms alta)

PCT-D5 178 pulg, 15k, H2S

Mejoras Herramientas completamente operadas a presin Herramientas de pleno dimetro interno

PCT-C5 214 pulg, 10k, H2S, 300F

Pleno dimetro interno

Mejoras Capacidad de hacer pruebas bajo presin Sello de esfera de alta temperatura Capacidad de colocar N2 Mecanismo mejorado de vlvula de esfera (presin de descarga ms alta)

PCT-E5 214 pulg, 10k, H2S, 375F

MFEHerramientas mecnicas


19911992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

PCT-F214 pulg, 15k, H2S, 220C

Mejoras Inmunes al lodo Mejores rangos de temperatura y presin

IRDV-A5 214 pulg, 10k, H2S, 165C

Mejoras Operacin a baja presin Simplicidad mecnica Operacin secuencial, independiente y programable de la vlvula No se requiere la referencia de N2 No se requiere el mecanismo

indexado

MFE con pleno dimetro interno

5 214 pulg, 15k, H2S, 150C

IRDV-H7 312 pulg, 9k, H2S,

PCT-G318 118 pulg, 15k, H2S, 220C

Mejora Herramientas de pleno

dimetro interno para pruebas de pozos de dimetro reducido

PCT-FF5 214 pulg, 17,5k, H2S, 220CMejora Primera herramienta

diseada para soportar 17.500 lpc de presin

diferencial

Herramientas J5 214 pulg, 17,5k, H2S,

260CMejora

Primera herramienta DST diseada para

operar a 260C

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo Tecnologa de sello 7

Tecnologa de sello

Las condiciones operativas de las herramientas de fondo de pozo suelen verse limitadas por latecnologa del sello. Un buen diseo de sello es el elemento clave para tener herramientas con-fiables de fondo de pozo. Esto supone un verdadero reto a causa de los mltiples ciclos de presiny de la exposicin a varios fluidos diferentes. Las siguientes normas ayudan a explicar las limi-taciones del equipo y a cmo seleccionar un buen sello para las diferentes condiciones.

El sello es un dispositivo mecnico usado para impedir la fuga de lquidos, slidos o gasesentre cmaras que se encuentran sometidas a diferentes presiones. Los sellos son esencialespara lograr el aislamiento entre las presiones del espacio anular y la tubera y para crear fuerzashidrulicas en el interior de las herramientas para hacerlas operar.

Los sellos de tipo O-ring estn hechos de varios compuestos de elastmeros (nitrilo, Viton, yotros) y tienen varias especificaciones de dureza (durmetro) para diferentes aplicaciones. En lasherramientas se usan diversos tipos de sellos, en diferentes lugares, dependiendo de para qu senecesitan. Por ejemplo, las conexiones entre herramientas normalmente son uniones con sellosde metal. Los sellos internos en las herramientas se hacen con elastmeros y pueden dividirse endos tipos: estticos y dinmicos. Los sellos estticos suelen usar anillos de tipo O-ring para redun-dancia, en tanto que la mayora de los sellos dinmicos son O-rings con anillos de respaldo. Lossellos dinmicos diseados para liberar presin usan empaques en V o sellos hbridos especiales.

Condiciones de fondo de pozoLas condiciones de fondo de pozo, en las cuales se realizan las pruebas, son dainas para los elas-tmeros a causa de la variedad de los fluidos y gases presentes, adems de los efectos queresultan de la duracin de la prueba, los ciclos de presin y la temperatura. Muchos de estos fac-tores tienden a envejecer o a daar en exceso el O-ring, especialmente cuando el tipo deelastmero del cual est hecho no es apropiado para las condiciones de fondo del pozo. La selec-cin del elastmero depende de varios factores.

La resistencia a la extrusin es la capacidad que tiene un O-ring para soportar que lo saquena la fuerza a travs de una abertura (abertura de extrusin) entre dos partes. La resistenciaa la extrusin se ve afectada por el incremento de la presin, los ciclos de presin y el tamaode la abertura de extrusin. La mayora de las herramientas hoy en da usan anillos de res-paldo para minimizar la abertura de extrusin e impedir la extrusin.

Las consideraciones de tiempo y temperatura son importantes ya que la temperatura tiendea curar en exceso los elastmeros con el tiempo. Diferentes compuestos de elastmeros reac-cionan de manera diferente, pero el exceso de curado hace que el elastmero pierdaelasticidad, lo cual eventualmente lleva a la falla. No debe excederse la mxima temperaturaoperativa definida en las especificaciones de la herramienta. Para una secuencia operativa deun DST tpico de 120 horas, cada tipo de herramienta est diseada para operar a una tem-peratura mxima y con una presin mxima.

El ataque qumico y la prdida resultante de las propiedades mecnicas son factores impor-tantes porque casi todas las sustancias qumicas de los yacimientos de petrleo como lassalmueras, los cidos y los inhibidores afectan las propiedades mecnicas de los O-rings. Loscomponentes de los O-rings se ven afectados de manera diferente, por lo cual se llevan a cabo

8

pruebas para determinar cul es el compuesto ms apropiado. Por ejemplo, algunos nuevossistemas de lodo contienen ciertas combinaciones qumicas requeridas para cumplir normasambientales, que han resultado ser agresivas contra algunos compuestos de los O-ring. A finde evaluar la compatibilidad de los sellos con los nuevos qumicos, el grupo de Sistemas dePruebas de Fondo de Pozo de Rosharon, Texas, realiza pruebas a escala real con diferentestemperaturas y presiones.

La descompresin explosiva tiene lugar cuando el gas se filtra a travs de un O-ring y la pre-sin se reduce sbitamente. En ese momento el gas intenta expandirse y sale a travs delO-ring, lo que generalmente ocasiona hinchazn y cortes. La resistencia a la descompresinexplosiva vara de acuerdo con los compuestos de los O-rings.

Compuestos de elastmeros recomendadosEl grupo Sistemas de Pruebas de Fondo de Pozo de Schlumberger continuamente est estu-diando elastmeros a fin de mejorar y desarrollar nuevos sellos para herramientas de fondo depozo. Parte de este proceso es calificar y seleccionar compuestos de elastmeros que asegurenque slo se utilizan sellos de la ms alta calidad en las localidades operativas. Para seleccionary determinar las limitaciones de un compuesto, se usa una mquina singular para realizar laspruebas de los sellos (Fig. 5). El sistema de sello completo entonces se evala en la herramientamediante pruebas a escala real en la cmara de pruebas de DST. La mquina para pruebas desellos de SRC pone a prueba los sellos a condiciones de hasta 260C [500F] y 30.000 lpc condiversos fluidos y gases.

Figura 5. Mquina de prueba de sellos de SRC.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo Tecnologa de sello 9

Las siguientes recomendaciones se basan en estudios de laboratorio y en experiencia de campo(Tabla 1). Se puede usar nitrilo C-67 (durmetro 90) cuando se presentan las siguientes condiciones:

La temperatura en el fondo de pozo es menor a 150C [300F]. No hay presencia de H2S. No se utilizan bromuro de cinc (ZnBr) ni bromuro de calcio (CaBr).

El Viton V-25 (durmetro 95) se debe usar cuando se presente cualquiera de las siguientes condiciones: La temperatura a fondo de pozo es menor a 190C [375F]. Se sospecha o se detecta la presencia de H2S. Se usan ZnBr o CaBr. Los fluidos producidos contienen algunos niveles de aromticos livianos como benceno,

tolueno o xileno.

Los elastmeros Viton se pueden usar en lugar de los elastmeros de nitrilo.

El Viton HT-3 (durmetro 95) se debe usar cuando se presente cualquiera de las siguientescondiciones: La temperatura en el fondo de pozo es mayor a 190C pero menor a 218C [425F ]. Se sospecha o se detecta la presencia de H2S. Se usan ZnBr o CaBr. Los fluidos producidos contienen algunos niveles de aromticos livianos como benceno,

tolueno o xileno.

Tabla 1. Comparacin entre compuestos de elastmeros

Compuesto Nitrilo Viton HT-3 Aflas

Resistencia a la extrusin 5 5 5 2

Descompresin explosiva 5 4 4 3

Exposicin a qumicos o ambiente

Agua de mar 5 5 5 5

Fluidos de terminacin con CaBr/ZnBr 2 5 5 5

Vapor 1 1 2 3

Diesel 5 5 5 4

cidos de estimulacin (HCl y HF) 2 3 3 4

Petrleo crudo 4 5 5 3

H2S 1 4 4 5

CO2 5 3 3 4

Lodo de perforacin a base de agua 5 4 4 5

Hidrocarburos aromticos livianos 4 4 4 2

Lodo de perforacin a base de petrleo 5 5 5 4

Inhibidores a base de aminas 3 2 2 4

Nota: Sistema de calificacin: 5 excelente, 1 no se recomienda.La mayora de los cidos utilizados en los yacimientos de petrleo usan sistemas inhibidores a base de aminas.Los compuestos Aflas no se deben usar si los aromticos livianos como benceno, tolueno y xileno sobrepasan el 10%.

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El Aflas (durmetro 90-95) slo debe usarse cuando se presentan condiciones especiales.Comunquese con el departamento de Ingeniera SRC para obtener mayor informacin.

Se han desarrollado sellos especiales para nuevas herramientas que operan a ultra HPHT, lascuales estn diseadas para operar a temperaturas superiores a los 218C.

Adems de la seleccin de un compuesto apropiado para el O-ring, para obtener un sello per-fecto es necesario considerar los siguientes factores: el diseo de la herramienta, incluida laseleccin del material y sus tolerancias, el diseo de la ranura para el O-ring y la presin sobreel sello.

Los ingenieros de Schlumberger tienen muchos aos de experiencia en el diseo de sellospara herramientas de fondo de pozo en diferentes aplicaciones. Esto, combinado con las singu-lares instalaciones de pruebas para los nuevos desarrollos, pone a Schlumberger a la vanguardiaen el desarrollo de la tecnologa del sello.

Las sartas para pruebas de fondo de pozo y las herramientas que las componen se pueden usarpara varios tipos de pruebas. El diseo de la sarta se deriva del tipo de pozo y del equipo exis-tente, as como de la secuencia y de los objetivos de las pruebas.

Prueba de formacin. Las herramientas de fondo de pozo se corren en el pozo con tubera deperforacin o de produccin para una prueba de corta duracin.

Prueba de produccin. Se corre un empacador permanente o una sarta de tubera de produc-cin, usualmente con otra herramienta especializada, para llevar a cabo una prueba de flujoo de gas de duracin relativamente prolongada.El uso de herramientas de fondo de pozo para cumplir con funciones especficas, requeridas

en una prueba de produccin, extiende el rango y la flexibilidad de las pruebas. En la Tabla 2 sedescriben las funciones de los componentes que constituyen una sarta tpica de herramientas deDST o una de herramientas de disparo con caones transportados por la tubera (TCP, por sussiglas en ingls) como se muestra en la Fig. 6.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo Diseo tpico de la sarta de pruebas de pozos 11

Diseo tpico de la sarta de pruebas de pozos

Tabla 2. Componentes y funciones tpicas de las sartas de DST o TCP

Herramienta Funcin

Tubera de produccin o de perforacin Proporciona un ducto para el flujo hasta la superficie

Junta deslizante Compensa la expansin o contraccin de la sarta

Collar de perforacin Provee peso para las herramientas de fondo de pozo

Vlvula de circulacin Ofrece un mtodo independiente para circulacin directa y circulacin inversa secundaria; hace circular el contenido de la sarta al final de la prueba

Sub radioactivo Correlaciona la profundidad durante operaciones deTCP

Lectura en superficie Monitorea la presin y temperatura de fondo de pozo

Vlvula de fondo de pozo Controla el flujo de la formacin; asla el colchn y realiza otras funciones

Herramienta de referencia Minimiza los efectos de sobrepresin o pistoneo y atrapa la presin hidrosttica de referencia en la vlvula PCT

Registrador Registra la presin y temperatura en funcin del tiempo durante la prueba

Martillo Permite aplicar tensin para liberar herramientas atascadas

Junta de seguridad Permite desenroscar en caso que la sarta se atasque

Empacador Provee aislamientro entre el espacio anular y la formacin

Tubera perforada Provee una va para que fluyan los fluidos de la formacin

Sub para desechos Evita la acumulacin de desechos en el tope de la cabeza de disparo

Tubera Permite espaciar las herramientas

Cabeza de disparo Inicia la secuencia de disparo

Espaciador Separa los caones de la cabeza de disparo (dispositivo de seguridad)

Can de disparo Contiene las cargas de disparo

12

Figura 6. Sarta tpica de herramientas de DST o TCP.

Tubera de produccin o de perforacin

Juntas deslizantes (2 o ms)

Collar de perforacin



Lectura en superficie

Vlvula de circulacin redundante

Vlvula primaria de circulacin

Vlvula de fondo

Herramienta de referencia hidrosttica

Registradores de presin (2 o ms)

Martillo hidrulico

Junta de seguridad

Empacador

Tubo ranurado de cola

Tubera

Cabeza de disparo

Espaciador de seguridad

Can de disparo

Sub para desechos

Marcador radioactivo

Los empacadores estn diseados para aislar el intervalo con perforaciones de la columna delodo. El peso aplicado sobre el empacador comprime sus elementos de caucho contra el revesti-miento y crea un sello entre el espacio anular y la tubera. El empacador tiene tres seccionesprincipales: el bloque de arrastre y conjunto de cuas, los elementos del empacador y el bypass.El bloque de arrastre y conjunto de cuas tiene almohadillas de friccin con resortes que entranen contacto con la pared del revestimiento mientras se corren en el pozo y el bypass que desvalos fluidos hacia abajo de estos elementos. Para fijar y liberar el empacador se utiliza una hen-didura en forma de J localizada en el bloque de arrastre.

Al correr la sarta en el pozo, el empacador est en la posicin de seguridad. Siempre que elperno J permanezca en esa posicin el empacador no se puede fijar. Para fijar el empacador, serequieren los siguientes movimientos:1. Levantar la sarta; esto hace que el perno J se desplace hacia la parte baja de la ranura J

(vase la Fig. 9, pgina 19). 2. Hacer girar la sarta un cuarto de vuelta hacia la derecha a nivel de la herramienta; esto hace

que el perno se desplace hacia la parte baja del lado de fijacin de la ranura J. En la superfi-cie se requieren ms giros; la norma es 1 vuelta por cada 3.000 pies de un pozo recto.

3. Aplicarle peso al empacador. El requerimiento de peso es de aproximadamente 1 tonelada porpulgada del tamao nominal del empacador (por ejemplo, para un empacador de 7 pulgadasse requiere un mnimo de 7 toneladas). El perno J est en el lado de fijacin de la ranura J yel mandril se desplaza ms abajo con relacin al bloque de arrastre.

En este punto algunas partes de las herramientas han cambiado de posicin:1. El bypass se cierra. 2. El cuerpo de la herramienta desciende y empuja las cuas contra la pared del revestimiento;

las cuas son ahora las que soportan el peso de la sarta. 3. La aplicacin continua de peso presiona los elementos contra la pared del revestimiento y

mantiene la vlvula del bypass cerrada durante todo el DST.

Al final de la prueba, simplemente al levantar la sarta se abre el bypass, se igualan las pre-siones y se libera el empacador. Existe un mecanismo disponible para volver a ponerautomticamente el perno J otra vez en la posicin de seguridad una vez que el empacador hasido liberado.

Los empacadores vienen en diferentes tamaos para diferentes revestimientos. Dentro decualquier tamao dado, el empacador puede ser acondicionado para diferentes pesos del reves-timiento. El empacador FlexPac tiene un rango ms reducido para cada anillo de calibracin afin de optimizar el desempeo a alta presin y alta temperatura. Los elementos de caucho delempacador vienen en diferentes niveles de dureza (especificacin del durmetro) para soportarlas temperatura esperadas en el fondo del pozo. El empacador FlexPac ofrece un elemento espe-cial para condiciones de HPHT por encima de 190C [375F].

Antes de fijar el empacador para pozos revestidos se debe correr un anillo de calibracin yuna canasta de recoleccin de basura.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo Empacadores 13

Empacadores

14

Sistema FlexPacEl empacador recuperable FlexPac consta de un mdulo empacador y un mdulo hidrulico inde-pendiente para retener la herramienta en el fondo que impide que el empacador sea empujadohacia arriba cuando la presin de la tubera sea mayor que la del espacio anular (por ejemplo,cuando se usan cabezas de disparo TCP operadas a presin o durante trabajos de estimulacin).El diseo modular permite que el mdulo empacador pueda ser ubicado en cualquier lugar de lasarta. El diseo para condiciones severas del empacador FlexPac hace que sea apropiado paralas altas presiones que se presentan durante operaciones de disparo con condiciones extremasde sobrebalance (EOP, por sus siglas en ingls) y en operaciones con HPHT. Un control msestricto de la abertura de extrusin en cualquiera de los dos lados de los elementos del empaca-dor hace que el sistema FlexPac pueda ser operado hasta con una presin diferencial de 12.000lpc. Un mecanismo mejorado de fijacin asegura la liberacin ms fcil del empacador al finaldel trabajo.

Empacador FlexPacEl empacador recuperable FlexPac (FLXP, por sus siglas en ingls) (Fig. 7 y Tabla 3) est dise-ado para operaciones de pruebas y de TCP y reemplaza al empacador recuperable decompresin PosiTest*. Al aplicar peso al empacador, los elementos de sellamiento aslan los flui-dos del espacio anular del intervalo con disparos.

A fin de impedir que el empacador y la sarta sean empujados fuera del pozo, durante las ope-raciones de estimulacin o similares, se debe correr por encima del empacador, una herramientaFlexPac hidrulica para mantener la herramienta en el fondo. El empacador FlexPac tiene undiseo sencillo y fuerte y es fcil acondicionarlo entre operaciones o convertirlo para usarlo conotros pesos de revestimiento.

Caractersticas El empacador FLXP tiene un sistema de empaque confiable de tres elementos con anillos

antiextrusin. Los anillos de calibracin tienen una abertura de extrusin ms estrecha para mejorar el

sellamiento. El bypass integrado minimiza los efectos de sobrepresin y pistoneo en todos los tamaos. Las insertos de las cuas de carburo de tungsteno se agarran incluso a los revestimientos

ms duros. Requiere slo un cuarto de vuelta para fijarlo; y la aplicacin de tensin para liberarlo.

Tabla 3. Especificaciones del empacador FlexPac

Herramienta OD ID Presin Temperatura Servicio Tamao del (pulg) (pulg) de Trabajo de Trabajo Revestimiento

(lpc) (F) (pulgada, lb/pie)

FLXP-G 412 a 512 1,13 15.000 375 H2S 412, 13.5 a 512, 20

FLXP-F 658 a 758 2,25 15.000 375 H2S 658, 24 a 758, 20

FLXP-E 958 2,25 15.000 300 H2S 858, 49 a 958, 29,3

El dimetro externo (OD) depende de los tamaos de los anillos de calibracin.Presin mxima: 12.000 lpc a travs de los elementos del empacador (15.000 lpc a travs de la pared).


El sello de cara comprobado controla el bypass. Las ranuras J externas dobles mejoran las caractersticas de presin, la resistencia a la ten-

sin y la liberacin del empacador. El mdulo FLXP tiene un diseo de cuas reforzadas. El diseo permite probar a presin el mandril del empacador. El mandril de asentamiento opcional con orificio de presin permite conectar una cabeza de

disparo activada por presin diferencial.

Figura 7. Empacador FlexPac.

Sello

Anillo de calibracin

Elemento de empaque

Cuas

Almohadilla de friccin

Perno JRanura J automtica

Perno J enposicin de seguridad

Perno J enel lado de fijacin

16

Mdulo FlexPac para retener las herramientas El mdulo FlexPac hidrulico (FLXH, por sus siglas en ingls) para retener las herramientas(Fig. 8 y Tabla 4) complementa al empacador recuperable FlexPac. Impide que la sarta se salgadel pozo como resultado de la accin de fuerzas hidrulicas por debajo del empacador duranteuna operacin de estimulacin o la activacin de una cabeza de disparo. El diseo de las cuases similar a la seccin, ya comprobada, de retencin en el fondo del empacador recuperablePositrieve*.

Cuando la presin interna (en la tubera) se torna mayor que la del espacio anular, un pistnse desplaza hacia abajo, activando las cuas de retencin. Los insertos de carburo de tungstenode las cuas soportan de manera eficaz la fuerza hidrulica ascendente que resulta de la presindiferencial mxima a travs del empacador. Cuando la presin del espacio anular supera la de latubera, el pistn se desplaza hacia arriba, y se retraen las cuas. La aplicacin de tensin retraelas cuas mecnicamente. El mdulo FlexPac hidrulico para retener la herramienta en el fondoposee un diseo simple que se acondiciona con facilidad entre operaciones o se convierte parasu uso con revestidores de distintos peso por unidad de longitud.

Caractersticas El diseo modular permite bajar, en cualquier posicin en la sarta, uno o ms mdulos hidru-

licos para retener las herramientas. Las cuas se pueden retraer mecnicamente. Los anillos de calibracin centralizan la seccin de las cuas para un mejor agarre. El diseo rugoso de las cuas impide el movimiento ascendente que se pueda ocasionar por

una fuerza hidrulica mxima. Los insertos de carburo de tungsteno de las cuas se agarran incluso a los revestimientos ms

duros. El diseo comprobado del mdulo para retener las herramientas en el fondo es similar al del

empacador Positrieve. Los retenes slo se pueden activar si el mdulo para retener las herramientas en el fondo se

encuentra en compresin.

Tabla 4. Especificaciones del mdulo hidrulico FlexPac para retener las herramientas



FLXH-G 412 a 512 1,13 15.000 375 H2S 412, 13,5 a 512, 20

FLXH-F 658 a 758 2,25 15.000 375 H2S 658, 24 a 758, 20

FLXH-E 958 2,25 15.000 375 H2S 858, 49 a 958, 29,3

El dimetro externo (OD) depende de los tamaos del anillo de calibracin.Presin mxima: 12.000 lpc a travs de los elementos del empacador (15.000 lpc a travs de la pared).


Figura 8. Mdulo FlexPac para retener las herramientas.

Orificio de presin de la tubera


Ranura

Cuas


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Empacador PosiTest El empacador de pozo entubado PosiTest (PSPK, por sus siglas en ingls) (Fig. 9 y Tabla 5) creaun sello entre el espacio anular y la formacin y soporta el peso de la sarta. Tambin puede incluirun bypass integral. El empacador tiene tres secciones principales: el bloque de arrastre y mon-taje de las cuas, los elementos del empacador y el bypass. La herramienta posee un cuerpoexterno y un mandril interno, con un perno J que los conecta. El conjunto del bloque de arrastretiene unas almohadillas de friccin con resortes que entran en contacto con la pared del reves-timiento mientras que es bajado en el pozo y un bypass, que desva el fluido hacia el espacioanular por debajo de los elementos de empaque. El procedimiento para fijacin y los requeri-mientos de peso son los mismos que se describieron en la pgina 13.

Caractersticas Por su diseo para trabajo pesado resiste altas presiones diferenciales y altas temperaturas

durante periodos prolongados. El gran rea del bypass minimiza los efectos de sobrepresin y pistoneo y reduce la posibili-

dad de que se acumule basura dentro de la herramienta. Son tres los elementos del empacador con anillos espaciadores y anillos de calibracin espe-

cialmente adaptados para una mayor eficacia antiextrusin y un mejor sello. El bypass integral tiene un sello fijo. Los insertos de carburo de tungsteno en las cuas permiten un agarre eficaz incluso en

revestimientos de gran dureza (por encima de P-110). El bypass integrado reduce las manipulaciones de la sarta. La posicin de seguridad automtica (disponible en todos los empacadores), permite usar el

empacador para probar el revestimiento a presin. El empacador se modifica fcilmente para los revestimientos de diferentes pesos.

Tabla 5. Especificaciones del empacador PosiTest

Herramienta OD ID Presin Temperatura Servicio Tamao del Revestimiento(pulg) (pulg) de Trabajo de Trabajo (pulg, lb/pie)

(lpc) (F)

PSPK-D-A 412 a 512 1,25 9.600 300 Estndar 412, 13,5 a 512, 20

PSPK-D-B 512 a 658 1,5 10.000 300 Estndar 512, 23 a 658, 20

PSPK-R 658 a 758 2,25 10.000 300 H2S 658, 24 a 758, 20

PSPK-G-D 858 a 958 2,25 10.000 300 H2S 858, 49 a 958, 29,3

PSPK-E-F 1034 a 1338 3,00 10.000 300 Estndar 1034, 65 a 1338, 48

El dimetro externo (OD) depende de los tamaos del anillo de calibracin.


Figura 9. Empacador PosiTest.

Perno J

Bloque de arrastre con resortes

Cuas

Elementos


Sello de bypass

Perno J enposicin de

seguridad

Ranura J automtica

Perno J en la posicin de asentamiento

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Empacador PosiTest de recorrido largoEl empacador PosiTest de recorrido largo (Fig. 10 y Tabla 6) es distinto del empacador PosiTestestndar ya que se fija mediante accin reciprocante de la sarta en lugar de rotando la misma.Cuando la herramienta se encuentra en posicin de entrada al pozo, la tubera debe levantarse yse debe bajar dos ciclos completos para fijar el empacador. El empacador permanece en estaposicin a menos que sea levantado ms de 32 pulgadas. El empacador puede regresarse a laranura levantndolo 15 pulgadas y luego bajndolo.

Las principales aplicaciones de este empacador son las pruebas en pozos horizontales o alta-mente desviados y se usa como empacador de sumidero en el sistema TCP combinado conempaque de grava en un solo viaje. En estos trabajos, resulta ventajoso evitar hacer girar la sarta.El uso del empacador PosiTest de recorrido largo no se recomienda para operaciones en equiposde perforacin flotantes porque se fija cuando el movimiento vertical excede los 0,76 m [2,5 pies].

Tabla 6. Especificaciones del empacador PosiTest de recorrido largo



PIPK-M 658 a 758 2,25 10.000 300 Estndar 658, 24 a 758, 20

PIPK-LS 858 a 958 3,00 9.000 300 Estndar 858, 49 a 958, 29,3



Figura 10. Empacador PosiTest de recorrido largo.

15 pulg

32 pulg

Posicin de bajadaen el pozo (RIH)

Posicin de asentamiento

22

Empacador PosiTest de fijacin con pesoEl empacador PosiTest de fijacin a compresin (PSPC, por sus siglas en ingls) (Fig. 11) es unempacador PosiTest modificado sin cuas. Est diseado para sellar contra la pared del revesti-miento cuando se aplica peso al empacador (no se necesita rotacin). Este empacador esespecialmente apropiado para usarlo como empacador superior en pruebas en las cuales se usandos empacadores en pozos con revestimiento, usando el empacador PosiTest o el Positrieve comoempacador inferior.

Las especificaciones del empacador PosiTest de fijacin con peso son las mismas que los delempacador PosiTest (Tabla 5).

Figura 11. Empacador PosiTest de fijacin con peso.

Elemento de caucho

Mandril de fijacin

Bypass


Espaciadores


Empacador PositrieveAdems de realizar todas las funciones de un empacador convencional, el empacador Positrieve(PIPK, por sus siglas en ingls) (Fig. 12 y Tabla 7) cuenta con una seccin adicional que impideque sea empujado fuera del pozo. El procedimiento de fijacin y los requerimientos de peso sonlos mismos que se describieron en la pgina 13.

La seccin hidrulica para retener la herramienta se encuentra situada en el extremo supe-rior de la misma y est diseada para activarse automticamente cuando la presin de la tuberasobrepase la presin del espacio anular. Cuando esto sucede, la presin diferencial impulsa haciaabajo una camisa y las cuas superiores son impulsadas hacia fuera contra la pared del revesti-miento. Esto impide que la herramienta sea empujada fuera del pozo. La misma presindiferencial hace que el bypass se cierre hidrulicamente.

Siempre que se libera la presin aplicada a la tubera, la presin diferencial se revierte (delespacio anular a la tubera) y las cuas superiores se retraen. El bypass se mantiene en posicincerrada por el peso de los collares de la sarta de perforacin. Si las cuas superiores no se desac-tivan con la liberacin de la presin, existe un mecanismo adicional. Al final de la prueba, cuandola sarta se levanta, un borde integrado retrae mecnicamente las cuas superiores y permite queel empacador se libere despus de abrir el bypass.

Adems de las aplicaciones estndar, el empacador Positrieve se usa para pruebas de presin,operaciones de estimulacin, cementaciones forzadas y deteccin de fugas.


Tabla 7. Especificaciones del empacador Positrieve



PIPK-F 412 a 512 1,81 9.500 300 Estndar 412, 13,5 a 512, 20

PIPK-B 512 a 658 2,00 8.000 300 Estndar 512, 23 a 658, 20

PIPK-C 658 a 758 2,43 10.000 300 Estndar 658, 24 a 758, 20

PIPK-D 858 a 958 3,00 9.000 300 Estndar 858, 49 a 958,29,3

PIPK-D 1034 a 1338 3,00 11.000 300 Estndar 1034, 65 a 1338, 48


24

Figura 12. Empacador Positrieve.

Pistn flotante


Cuas superiores (extendidas)

Sello de bypass (cerrado)

Elementos de caucho

Mandril de fijacin

Anillosespaciadores

Activador de la cua superior

Presin en la tubera

Cua superior

Presin en elespacio anular

Presin en la tubera

Activador de lacua superior

Mandril de fijacin

Ranura J automtica

Perno J en posicin de fijacin

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo Sistema de pruebas IRIS operado con pulsos 25

Sistema de pruebas IRIS operado con pulsos

El Sistema Inteligente de Implementacin Remota (IRIS, por sus siglas en ingls) es un nuevoconcepto para la operacin de las herramientas de fondo de pozo. Hacia abajo del espacio anularse envan pulsos de comando de baja intensidad que son detectados por el controlador inteli-gente alojado en la herramienta. Los pulsos, reconocidos como comandos IRIS, se implementanusando la presin hidrosttica disponible en el fondo del pozo para operar las vlvulas de laherramienta.

La herramienta IRIS combina dos vlvulas de ciclo mltiple de pleno dimetro interno: unavlvula de prueba y una vlvula de circulacin. Ambas vlvulas pueden operarse independiente-mente o en secuencia mediante pulsos de comando separados. El sistema IRIS viene como unaherramienta estndar de 5 pulgadas de dimetro externo OD y 2,25 pulgadas de dimetro interno(ID) y en una versin de apertura grande de 7 pulgadas de OD por 3,5 pulgadas de ID. La herra-mienta estndar ofrece una amplia capacidad de flujo para DST tpicos; la herramienta dedimetro grande se prefiere para las pruebas con altas velocidades de flujo y duracin prolongaday para operaciones efectuadas a travs de la tubera de produccin.

Beneficios del sistema IRISEl controlador inteligente proporciona un alto nivel de flexibilidad sin aadir la complejidad deun mecanismo tipo perno u otras partes mecnicas complicadas. La seccin mecnica de laherramienta IRIS es sencilla, y casi todos los sellos y las partes mviles estn baados en aceitea presin hidrosttica. Combinado con grandes fuerzas operativas para la operacin de las vl-vulas, este bao asegura una operacin confiable de la herramienta en condiciones de pozo condesechos o con lodos pesados.

El sistema de comandos flexibles incluye secuencias automticas que optimizan la operacinen boca de pozo. El control del pozo en el fondo se logra de manera ms eficiente con la herra-mienta IRIS. Por ejemplo, si se prev la produccin de arena, la secuencia automtica cierra lavlvula de prueba y abre la de circulacin 30 segundos ms tarde para impedir que se depositearena en la parte superior de la vlvula de esfera antes de la circulacin inversa.

El mtodo de control de arena PERFPAC* es otro ejemplo en el cual la flexibilidad de la herra-mienta IRIS contribuye a una operacin confiable y eficiente. En el servicio PERFPAC de disparoy empaque de grava en un solo viaje, la herramienta IRIS desempea un papel importante al per-mitir localizar el colchn y controlar el pozo durante las fases de disparo y limpieza. Tambinproporciona un bypass, que previene los aumentos de presin y la fijacin prematura del empa-cador de grava cuando el empacador de disparos se libera y se mueve por debajo de lasperforaciones.

Por sus ocho puertos de circulacin de 12 pulgadas y su insensibilidad a las fluctuaciones depresin en el espacio anular es posible circular a tasas muy altas y completar las operaciones conmenor tiempo de equipo del que sera requerido con herramienta estndar. La herramienta IRIStambin es insensible a las fluctuaciones de presin relacionadas con la operacin de otras herra-mientas o de las fracturas hidrulicas. Los comandos de baja presin facilitan la comunicacincon la herramienta y eliminan los problemas asociados con los niveles elevados de presin en elespacio anular. La hidrulica de la herramienta se referencia automticamente con la presinhidrosttica, y puede operarse mientras entra o sale del pozo a cualquier profundidad.

26

Sistema de comandos flexiblesLa herramienta IRIS responde nicamente a comandos especficos que su controlador inteli-gente reconoce. Es insensible a otras variaciones de presin durante el trabajo como lasocasionadas por la operacin de otros equipos de fondo de pozo, cambios en la presin hidrost-tica u aumentos de presin durante operaciones de bombeo.

Al aplicar en el espacio anular presiones de bombeo tan bajas como de 250 lpc, se establececomunicacin con la herramienta, sin que se proporcionen fuerzas operativas. Se usa una bombade lodo para enviar los pulsos de comando hacia abajo por la columna de fluido del espacio anular.

Hay cuatro tipos de comandos disponibles para las operaciones con vlvulas: comandos directos comandos secuenciales comandos aplicados a travs de la columna de nitrgeno comandos preestablecidos.

Los comandos directos, tambin conocidos como comandos independientes, no requieren laimplementacin de una secuencia especial. Son comandos autnomos, ya sea para abrir o cerrarla vlvula de prueba o la de circulacin (Fig. 13). El controlador inteligente no permite queambas vlvulas se abran al mismo tiempo. Si una vlvula est abierta, se ignora el comando deapertura de la otra.

Figura 13. Sarta de prueba con la herramienta IRIS de vlvula doble.

Zona de pruebas Zona de pruebas

Implementacin del comando

Pulsos codificados de baja intensidad

Vlvula de circulacin operada independientemente

Vlvula probadora

SensorMicroprocesador

P

t

Los comandos secuenciales slo se usan para la vlvula de prueba, proveyndola con un modode operacin a presin en el cual el pozo se puede cerrar rpidamente al liberar la presin apli-cada en el espacio anular.

Los comandos aplicados a travs de la columna de nitrgeno son slo para la vlvula de cir-culacin. Estos comandos especiales abren y cierran la vlvula de circulacin con un mediocompresible dentro de la tubera (Fig. 14). La herramienta IRIS permite un ms adecuado empla-zamiento de nitrgeno en la sarta que las herramientas convencionales.


Figura 14. Los comandos aplicados a travs de la columna de nitrgeno permiten unemplazamiento preciso de la columna de N2.

Desplazamiento del contenidode la sarta con N2

Enva el comando de cierre de nitrgeno

Se cierra la vlvula decirculacin despus de 90 s

28

Los comandos opcionales preestablecidos se seleccionan en la superficie con el uso de unacomputadora, antes del trabajo. Algunos ejemplos de comandos preestablecidos son el cierreautomtico en condiciones de desbalance (Fig. 15) y una secuencia que cierra la vlvula deprueba y abre la vlvula de circulacin 30 segundos ms tarde. El comando PERFPAC es otroejemplo de comando preestablecido.

Adems de las opciones de comando que se usan para operar una vlvula a travs del contro-lador inteligente, existe una opcin adicional que coloca las vlvulas en posicionespredeterminadas.

Figura 15. Cierre automtico en condiciones de desbalance. La vlvula de esfera o la vlvula de circulacin se cierranautomticamente a una presin preestablecida mientras que las herramientas son bajadas en el pozo.

Colchn en su lugarVlvula de circulacin abierta

Vlvula de circulacin cerrada

Vlvula de circulacin

Vlvula de prueba

Sensor de presin

Seccin electrnica

Herramienta IRIS de doble vlvulaLa herramienta IRIS de vlvula doble (IRDV) (Fig. 16 y Tabla 8) es una herramienta compactapara pruebas con pleno dimetro interno que tiene una vlvula de prueba de ciclos mltiples yuna vlvula de circulacin. La vlvula IRDV se controla electrnicamente con un microprocesa-dor y emplea presin hidrosttica como fuente de energa para operar las herramientas de fondode pozo.

Usando bombas estndar del equipo de perforacin, se envan comandos en forma de pulsosde presin de bajo nivel por el espacio anular. Estos pulsos son detectados por un sensor de pre-sin y decodificados con un microprocesador de fondo de pozo, el cual implementa los comandosa travs de la electrnica y la hidrulica de la herramienta. Para operar la herramienta, se usaun fluido hidrulico limpio, impulsado por la presin hidrosttica del pozo. Este modo de opera-cin impide que los slidos de la columna de lodo o los desechos del efluente del yacimientocontaminen las partes de trabajo. El control hidrulico y la alta fuerza de operacin de cada vl-vula se alcanzan alternando la presin de operacin de la herramienta entre la hidrosttica y laatmosfrica.

Caractersticas El diseo hidrulico simplificado es inmune a los slidos del lodo y a la arena. La operacin slo requiere pulsos de baja presin en el espacio anular. Las grandes fuerzas operativas de las vlvulas mejoran la confiabilidad de la herramienta en

presencia de desechos. La herramienta es independiente de la temperatura y de la presin del yacimiento, lo que

ayuda a asegurar la operacin de la herramienta incluso durante estimulaciones. La herramienta es compatible con todas las dems herramientas operadas a presin. Las secuencias automticas de las vlvulas optimizan la flexibilidad y la eficiencia de la ope-

racin. El gran rea de flujo y la insensibilidad a las fluctuaciones de presin permiten altas veloci-

dades de circulacin. Las operaciones de la herramienta pueden memorizarse para hacer verificaciones despus del

trabajo.


Tabla 8. Especificaciones de la herramienta IRIS de vlvula doble

Herramienta OD ID Presin de Temperatura Servicio Conexin(pulg) (pulg) Trabajo de Trabajo

(lpc) (F)

IRDV-AB 5,00 2,25 10.000 320 H2S/cido 312 IF

IRDV-HA 7,00 3,50 9.000 300 H2S/cido 412 PH6

30

Figura 16. Herramienta IRIS de vlvula doble.

+-+-+-

Vlvula de circulacin (cerrada)

Vlvula de prueba (abierta)

Cmara atmosfrica

Cmara hidrosttica

Sensor de presin

Electrnica

Batera

Las herramientas de pruebas operadas a presin (PCT, por sus siglas en ingls) de pleno di-metro interno de Schlumberger son modulares, por lo que proveen gran flexibilidad para eldiseo de las sartas. Esto permite que se adapten a cualquier condicin de fondo de pozo (Tabla9). La sarta PCT es un sistema sencillo, confiable que ofrece ptimas operaciones orientadas ala seguridad. Despus de que el empacador est fijado, el preventor de reventones (BOP, por sussiglas en ingls) se puede cerrar y el sistema PCT permite realizar la prueba completa sin mani-pulacin alguna de la sarta.

Caractersticas La vlvula de cierre de fondo de pozo minimiza los efectos de almacenamiento del pozo. El diseo de la sarta PCT permite probar la sarta a presin mediante la vlvula de esfera o la

vlvula de pruebas de la tubera especial. La sarta acta como una barrera adicional de presin en fondo de pozo. La sarta PCT permite cambiar el colchn o colocar colchones parciales. Los fluidos de estimulacin pueden emplazarse frente a los disparos. El diseo del sistema es compatible con la lectura en superficie y los sistemas TCP. La sarta PCT simplifica la operacin de matar el pozo. La sarta puede emplearse a travs de la tubera de produccin. La sarta acta como un probador y atrapa una muestra en condiciones de fondo de pozo.

Hay sartas de herramientas con diferentes especificaciones disponibles para cualesquiera con-diciones de fondo de pozo. Todas tienen los mismos principios confiables de diseo, que hacenfcil operar y mantener las herramientas, con independencia de su tamao y rango de operacin.Todos los sistemas cumplen con la norma NACE MR-01-75, la cual exige resistencia al H2S a todaslas temperaturas.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo Herramientas operadas a presin 31

Herramientas operadas a presin

Tabla 9. Especificaciones de las herramientas del sistema PCT

Sistema de Herramienta OD ID Presin de Temperatura(pulg) (pulg) Trabajo (lpc) de Trabajo (F)

Herramienta PCT dedimetro reducido 318 118 15.000 425

HerramientaPCT estndar 5 214 10.000 375

HPHT hostiles 5 214 15.000 425

HPHT hostiles 5 214 17.500 425

Ultra HPHT 5 214 17.500 500

Gran dimetro 7 312 9.000 300

Disponible a solicitud.

32

Vlvula PCTLa vlvula PCT (PCTV) (Fig. 17 y Tabla 10), operada por la presin del espacio anular, es la prin-cipal vlvula de fondo de pozo utilizada para controlar el flujo de la formacin y los cierres depozo. La herramienta normalmente se opera en conjunto con una herramienta de referencia ope-rada a presin (PORT*, por sus siglas en ingls) o una herramienta de referencia hidrosttica(SHRT, por sus siglas en ingls), las dos herramientas son capaces de atrapar una presin hidros-ttica de referencia en la herramienta PCT. Esta caracterstica evita la precarga elevada denitrgeno en la superficie.

El mdulo para mantener la vlvula abierta (HOOP) mejora la versatilidad de la vlvula PCT.Con este mdulo, la vlvula de esfera puede mantenerse abierta cuando se libera la presin delespacio anular. Esto permite que se corra el cable a travs de la esfera con la presin del espacioanular liberada o con circulacin a travs de la vlvula de esfera cuando el empacador no estfijado.

Las presiones de operacin para la vlvula PCT varan de acuerdo con la profundidad, perosuelen ser de alrededor de 1500 lpc de presin aplicada al espacio anular.

Tabla 10. Especificaciones de la vlvula PCT


(lpc) (F)

PCTV-E 5,00 2,25 10.000 375 H2S/cido 312 IF o PH6

PCTV-F 5,00 2,25 15.000 425 H2S/cido 312 IF o PH6

PCTV-FF 5,00 2,25 17.500 425 H2S/cido 312 IF o PH6

PCTV-G 3,13 1,13 15.000 425 H2S/cido 238 Reg. o PH6


Figura 17. Vlvula PCT.

A la herramienta de referencia

Cerrada para cierre de la formacin

Abierta al flujo desdeo hacia la formacin

Vlvula de esfera

Presin anular

Mandril de control

Mdulo opcionalpara retener lavlvula abierta

Resorte

Cmara de nitrgeno

Pistn de compensacin

Cmara de referencia hidrosttica

34

Mdulo para mantener abierta la vlvula de esferaEl mdulo para mantener abierta la vlvula de esfera (HOOP, por sus siglas en ingls) (Fig. 18 yTabla 11) es una parte opcional de la vlvula PCT que permite mantener abierta la vlvula deesfera cuando se libera la presin del espacio anular.

Luego de que el empacador est fijado, la secuencia operativa normal de la sarta PCT consisteen aplicar presin al espacio anular para abrir la vlvula y liberar la presin del espacio anularpara cerrar la vlvula. El mdulo HOOP permite realizar esta secuencia operativa, y en ciertosciclos mantiene abierta la vlvula de esfera despus de haber liberado la presin del espacioanular. El mdulo HOOP resulta til en los siguientes procedimientos: circulacin para acondicionar el lodo y limpiar el pozo mientras se baja la herramienta en el pozo para probar en tuberas colgadas de 5 pulgadas cuando las herramientas de prueba estn en

un revestimiento ms grande y se usa un tubo de cola largo (los fluidos por debajo de la vl-vula de esfera pueden circularse hacia fuera despus de una prueba)

ubicar los colchones de nitrgeno y fluidos dentro de los disparos liberar la presin del espacio anular durante periodos de flujo prolongados correr cable elctrico a travs de la vlvula de esfera con la presin del espacio anular libe-

rada eliminar la necesidad de un bypass si la sarta se baja al pozo o se extrae del mismo con la vl-

vula de esfera abierta

La adicin del mdulo para mantener abierta la vlvula de esfera no afecta la presin opera-tiva normal de la vlvula de esfera y su ciclo puede alterarse antes del trabajo para adaptarse alas secuencias de operacin.

Tabla 11. Especificaciones del mdulo para mantener abierta la vlvula de esfera


(lpc) (F)

PCTH-E 5,00 2,25 10.000 375 H2S/cido 312 IF o PH6

PCTH-F 5,00 2,25 15.000 425 H2S/cido 312 IF o PH6

PCTV-FF 5,00 2,25 17.500 425 H2S/cido 312 IF o PH6

PCTH-G 3,13 1,13 15.000 425 H2S/cido 238 Reg. o PH6


Figura 18. Mdulo para mantener abierta la vlvula de esfera.

Vlvula de esfera cerrada

Vlvula de esfera abierta

Vlvula de esfera retenida abierta

Mandril de candado

Perno de trinquete

Camisa de ventana

Camisa impulsora

Anillo de embrague

Llave de trinquete

Perno indicador

36

Herramienta de referencia operada a presin PORTLa herramienta de referencia operada a presin (PORT, por sus siglas en ingls) de operacinnica proporciona presin de referencia a la vlvula PCT y al bypass mientras se baja al pozo (Fig.19 y Tabla 12). Automticamente atrapa una presin de referencia en la vlvula PCT, con lo quese elimina la necesidad de una alta precarga de nitrgeno en la superficie. A fin de operar laherramienta, se aplica presin al espacio anular, lo cual entonces hace que se rompa el disco deruptura.

El exceso de presin aplicado al espacio anular para romper el disco de ruptura tambin seaplica a la cmara de referencia de la vlvula PCT. Cuando la presin de bombeo del espacioanular se libera, la vlvula de alivio libera la presin de referencia hasta 350 a 450 lpc por encimade la presin hidrosttica. Esta presin de referencia atrapada asegura una alta fuerza de cierrede la vlvula PCT de esfera. Cuando sale del pozo, la presin de referencia de fondo de pozo selibera a travs de la vlvula de alivio.

Dado que la herramienta PORT es operada a presin, no se requiere peso para su fijacin. Lasarta se puede correr en tensin, lo cual simplifica en gran medida el diseo de la sarta cuandose hacen pruebas con un empacador permanente. Pueden eliminarse los collares de perforacin(peso) y las juntas deslizantes (compensacin de longitud). El conjunto de sello en un empaca-dor permanente proporciona la compensacin de longitud.

Cuando se usa la herramienta PORT, se recomienda usar el mdulo HOOP en la vlvula PCTpara lograr un bypass adicional cuando se sacan las herramientas del pozo.

Cuando hay disparos abiertos, usualmente se corre un mdulo protector de la formacin(FPM, por sus siglas en ingls) en combinacin con la herramienta PORT (vase pgina 38).

Tabla 12. Especificaciones de la herramienta PORT


(lpc) (F)

PORT-F 5,00 2,25 15.000 425 H2S/cido 312 IF o PH6

PORT-FF 5,00 2,25 17.500 425 H2S/cido 312 IF o PH6

PORT-G 3,13 1,13 15.000 425 H2S/cido 238 Reg. o PH6


Figura 19. Herramienta de referencia operada a presin PORT.

Cmara de referencia PCT

Vlvula de alivio

Orificio de referencia

Mandril de sello

Cmara atmosfrica

Disco de ruptura

Bypass

Vlvula de drenaje

Antes del atrapamiento de la presin de referencia

Despus del atrapamiento de la presin de referencia

38

Mdulo protector de la formacinEl mdulo protector de la formacin (FPM, por sus siglas en ingls) (Fig. 20 y Tabla 13) normal-mente se corre con la herramienta PORT cuando hay disparos abiertos. Este mdulo impide quela presin excesiva aplicada en el espacio anular para cerrar la herramienta PORT se comuniquecon la ratonera. De esta forma se protegen los disparos abiertos por debajo de la herramientamientras que el alivio de la compresin contina siendo proporcionado cuando se inserta dentroy fuera del empacador permanente.

Cuando se inserta dentro del empacador permanente, el mdulo extrae fluido del dimetrointerno hacia el espacio anular cuando la presin de compresin se aproxima a 300 lpc.

Cuando se extrae del empacador, el mdulo desva el fluido del espacio anular hacia el di-metro interno cuando la presin del dimetro interno es 1800 lpc menos que la presin delespacio anular. La formacin se protege de la presin de bombeo del espacio anular de 1000lpc aplicada para activar la herramienta PORT porque los 1000 lpc no logran superar la pre-sin de 1800 lpc.

Una vez que la herramienta PORT est activada y los orificios del bypass estn cerrados, elFPM ya no es afectado por la presin diferencial.

Tabla 13. Especificaciones del mdulo FPM


(lpc) (F)

FPM-F 5,00 2,25 15.000 425 H2S/cido 312 IF o PH6

FPM-G 3,13 1,13 15.000 425 H2S/cido 238 Reg. o PH6


Figura 20. Mdulo protector de la formacin.

Mdulo FPM abierto

Vlvula de descarga

Vlvula de alivio

Disco de ruptura

Mandril de sello

Cmara atmosfrica

Mdulo FPM cerrado

40

Herramienta de referencia hidrosttica La herramienta de referencia hidrosttica (SHRT, por sus siglas en ingls) (Fig. 21 y Tabla 14)proporciona presin de referencia a la vlvula PCTV y un bypass cuando se baja o extrae la sartadel pozo. La herramienta SHRT automticamente atrapa una presin de referencia en la vlvulaPCTV, con lo que se evita la elevada precarga de nitrgeno en la superficie. Cuando se baja oextrae la sarta del pozo, la herramienta SHRT se mantiene abierta por el peso que hay por debajode la herramienta y la fuerza de un poderoso resorte. Una vez que se encuentra a la profundidadde fijacin, la herramienta SHRT se cierra cuando se aplica peso sobre el empacador. Al final dela prueba, al levantarse la sarta se reabre la herramienta SHRT y ayuda a igualar la presin atravs del empacador.

Si se planea realizar inyeccin, es necesario colocar collares de perforacin para proveer elpeso que garantice que la herramienta permanecer cerrada cuando la presin de la tuberaexceda la presin del espacio anular.

Tabla 14. Especificaciones de la SHRT


(lpc) (F)

SHRT-C 5,00 2,25 10.000 350 H2S/cido 312 IF o PH6

SHRT-G 3,13 1,13 15.000 425 H2S/cido 238 Reg. o PH6


Figura 21. Herramienta de referencia hidrosttica.

Herramienta SHRT con orificios abiertos

Herramienta SHRT con orificios cerrados

Orificios del bypass

La presin anular se comunica con la vlvula PCTV a travs de los orificios

A la vlvula PCTV

Resorte

Ranura

Sello del bypass

42

Vlvula de circulacin inversa de sobrepresin hidrosttica de operacin nicaLa vlvula de circulacin inversa de sobrepresin hidrosttica de operacin nica (SHRV, por sussiglas en ingls), tambin conocida como herramienta inversa de sobrepresin hidrosttica deoperacin nica (SHORT, por sus siglas en ingls), es una vlvula para circulacin inversa ope-rada por la presin del espacio anular (Fig. 22 y Tabla 15). Es una vlvula de operacin nica, loque significa que una vez que se opera no se puede volver a activar. Se abre al final de la pruebapara expulsar los fluidos producidos durante la prueba.

La vlvula para circulacin inversa SHRV acta en respuesta a un incremento en la presindel espacio anular. El disco de ruptura en la camisa exterior impide que la presin del espacioanular acte sobre el mandril de operacin. Una cantidad predeterminada de presin de bombeoen el espacio anular rompe el disco de ruptura y la presin del espacio anular desplaza el man-dril de operacin hacia arriba para descubrir los orificios para efectuar la circulacin inversa. Unseguro mantiene la herramienta en posicin cerrada hasta que el disco se rompe. Una vez que lapresin del espacio anular impulsa el mandril hacia arriba, el mismo seguro traba el mandril paramantener abierta la herramienta.

Dado que el disco de ruptura se abre hacia una cmara atmosfrica, tiene que soportar la pre-sin hidrosttica adems de la presin operativa de la vlvula PCTV. Mientras ms alta sea lapresin hidrosttica, ms fuerte ha de ser el disco de ruptura. Hay disponible 83 tipos de discosde ruptura para presiones hidrostticas de 900 a 24.000 lpc.

Tabla 15. Especificaciones de la vlvula de circulacin inversa de sobrepresin hidrosttica de operacin nica


(lpc) (F)

SHRV-F 5,00 2,25 15.000 425 H2S/cido 312 IF o PH6

SHRV-FF 5,00 2,25 17.500 425 H2S/cido 312 IF o PH6

SHRV-G 3,13 1,13 15.000 425 H2S/cido 238 Reg. o PH6

SHRV-H 7,00 3,50 10.000 300 H2S/cido 412 PH6

SHRV-J 5,00 2,25 17.500 500 H2S/cido 312 PH6


Figura 22. Vlvula de circulacin inversa de sobrepresin hidrosttica de operacin nica.

Cerrada Abierta

Collar

Mandril del pistn

Disco de ruptura

Orificios para circulacin inversa

44

Vlvula de circulacin inversa de sobrepresin hidrosttica de operacin nica (interna / externa) La vlvula de circulacin inversa de sobrepresin hidrosttica de operacin nica (interna / ex-terna) (SHRV-T o SORTIE) puede abrirse aplicando la presin en el espacio anular o en la tubera(Fig. 23 y Tabla 16). Un disco de ruptura adicional en el sub de fondo comunica desde la tuberahasta la cmara atmosfrica ubicada por detrs del disco de ruptura superior. La presin internade diseo del disco de ruptura debe ser ms alta que la mxima presin esperada de la tubera(absoluta) en la herramienta.

La herramienta SHRV-T puede ser corrida en las siguientes configuraciones: Para ser operada con presin del espacio anular: el disco de ruptura est colocado en el orifi-

cio externo, y se coloca un tapn slido en el orificio del disco de ruptura interno. El montajees similar al de la herramienta SHRV.

Para ser operada con presin interna: El disco de ruptura se coloca en el orificio interno, y secoloca un tapn slido en el orificio del disco de ruptura externo. Se recomienda poner untapn slido en el orificio del disco de ruptura interno cuando se usa la herramienta SORTIEpara operaciones TCP.

Para ser operada con presin interna o anular: se pone un disco de ruptura en el orificioexterno y un segundo disco de ruptura en el orificio interno.

Tabla 16. Especificaciones de la vlvula de circulacin inversa de sobrepresin hidrosttica de operacin nica (interna / externa)


(lpc) (F)

SHRV-T 5,00 2,25 15.000 425 H2S/cido 312 IF o PH6


Figura 23. Vlvula de circulacin inversa de sobrepresin hidrosttica de operacin nica (interna / externa).


Cerrada Abierta

Collar

Mandril del pistn

Disco de ruptura

Disco de ruptura

46

Vlvula de circulacin inversa de mltiples aperturas operada internamenteLa vlvula de circulacin inversa de mltiples aperturas operada internamente (MIRV, por sussiglas en ingls) es una vlvula de circulacin inversa operada con la presin de la tubera de pro-duccin, que se puede volver a cerrar y que tiene un sistema de ciclos mltiples que permiteprobar la sarta a presin mientras que se corre en el pozo (Fig. 24 y Tabla 17). Una vez que laherramienta se abre, se puede usar para circulacin inversa; no obstante, la herramienta sepuede volver a cerrar, lo que la convierte en ideal para emplazar fluidos de estimulacin o cam-biar los colchones. La vlvula MIRV suele usarse para emplazar fluidos de estimulacin o deinyeccin dentro de la sarta sin bombear dentro de la formacin. En una formacin de baja per-meabilidad cuyos fluidos no fluyen hacia la superficie, el bombeo del colchn (que se producirasi los fluidos de estimulacin se bombeasen directamente dentro de la sarta) podra causar daosserios a la formacin.

La herramienta se abre aplicando presin en la superficie (presurizando la vlvula de prueba)y se cierra al bombear a travs de la herramienta a una cierta tasa. La herramienta puede confi-gurarse para que se cierre con una tasa de bombeo de entre 2 a 8 bbl/min.

La herramienta tambin se puede correr en hueco abierto, lo que permite que la sarta se llenede lodo. Una vez que el empacador est fijo, el colchn se puede bombear dentro de la sarta y laherramienta MIRV se puede cerrar y comenzar la prueba.

Tabla 17. Especificaciones de la vlvula de circulacin inversa de mltiples aperturas operada internamente


(lpc) (F)

MIRV-C 5,00 2,25 10.000 300 H2S/cido 312 IF o PH6


Figura 24. Vlvula de circulacin inversa de mltiples aperturas operada internamente.

Seccin de indexado

Resorte

Mandril del pistn


Cerrada Ciclando Abierta

48

Vlvula de circulacin de varios ciclos La vlvula de circulacin de varios ciclos (MCCV, por sus siglas en ingls) es una vlvula que sepuede volver a cerrar y que es operada por la presin de la tubera. Se usa para emplazar fluidosy nitrgeno (Fig. 25 y Tabla 18). Es similar a la vlvula MIRV pero no es sensible a la tasa debombeo para cerrarse. La MCCV responde a los cambios en la direccin del flujo ms que a loscambios de tasa de bombeo.

La vlvula MCCV tiene un mandril con un conjunto de orificios que pueden alinearse ya seacon los orificios para circulacin inversa o directa. La herramienta puede configurarse para 6 o12 ciclos, dependiendo de las pruebas de presin esperadas en la sarta. Cuando la presin internaexcede la presin del espacio anular en 500 lpc, el sistema de indexacin comienza el ciclo.

Luego de un nmero preestablecido de ciclos, la herramienta se abre y el contenido de la sartapuede expulsarse por circulacin inversa a travs de seis orificios de 12 pulgada de dimetro.Cuando la circulacin directa arranca, los restrictores de los orificios para circulacin inversalimitan el flujo, causando una diferencia de presin que desplaza el mandril hacia la nueva posi-cin para emplazar el nitrgeno o los fluidos de estimulacin. La vlvula MCCV se vuelve a cerrarliberando la presin de la tubera o aumentando la presin del espacio anular, lo que causa unapresin diferencial de 500 lpc. La vlvula MCCV no se ve afectada por la operacin de las herra-mientas operadas por la presin anular y su operacin no se ve restringida por la potencia de labomba de superficie.

Tabla 18. Especificaciones de la vlvula de circulacin de varios ciclos

Herramienta OD ID Presin de Temperatura Servicio Conexin(pulg) (pulg) Trabajo de trabajo

(lpc) (F)

MCCV-E 5,00 2,25 10.000 350 H2S/cido 312 IF o PH6


Figura 25. Vlvula de circulacin de varios ciclos.

Flujo defluido

Restrictores de flujo

Sistema deindexado

Mandril de operacin

Flujo defluido

Cerrada para hacerpruebas o tratamientos

de la formacin

En circulacin para emplazar el colchn de nitrgeno o para

tratar el tapn de fluido

Abierta para circulacin inversa o para permitir que la sarta se

llene mientras se corre en el pozo

50

Vlvula de circulacin de varios ciclos con seguroLa vlvula de circulacin de varios ciclos con seguro (MCVL, por sus siglas en ingls) (Fig. 26 yTabla 19) proporciona un mdulo para trabar el mandril en posicin abierta o cerrada. Cuandoel seguro est activado, la herramienta es insensible a los aumentos de presin en la tubera o elespacio anular.

La presin aplicada en el espacio anular, despus de romper el disco de ruptura, desactiva elseguro. Con el seguro desactivado, la vlvula MCVL opera exactamente igual que la vlvula MCCV.

Tabla 19. Especificaciones de la vlvula de circulacin de varios ciclos con seguro


(lpc) (F)

MCVL-E 5,00 2,25 10.000 350 H2S/cido 312 IF o PH6

MCVL-G 3,13 1,13 15.000 375 H2S/cido 238 Reg. o PH6


Figura 26. Vlvula de circulacin de varios ciclos con seguro.

Orificios de flujo

Seccin de indexado

Disco de ruptura

Mandril del seguro

Mandril trabado Mandril desasegurado Orificios cerrados

Flujo de fluido

52

Vlvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo La vlvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo (PFSV, por sus siglas en ingls) (Fig. 27y Tabla 20) es una vlvula de seguridad de apertura completa para fondo de pozo. Se baja abiertay se cierra permanentemente cuando se rompe el disco de ruptura. El mandril de operacin fun-ciona por presin interna y se traba en posicin abierta para impedir el cierre prematuro. Unavez se rompe el disco, se aplica presin hidrosttica al mandril de operacin. ste se desplazahacia arriba contra la cmara atmosfrica, dejando libre la charnela operada por resorte. Cuandose bombea fluido dentro de la tubera, la charnela deja su asiento y permite matar el pozo.Proporciona un medio confiable de cierre para el pozo y permite bombear hacia la formacin,cualquiera que sea la presin de la tubera o del espacio anular por encima de la vlvula.

Tabla 20. Especificaciones de la vlvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo

Herramienta OD ID Presin de Temperatura Servicio Conexin(in.) (in.) Trabajo de Trabajo

(lpc) (F)

PFSV-F 5,00 2,25 15.000 425 H2S/cido 312 IF o PH6

PFSV-FF 5,00 2,25 17.500 425 H2S/cido 312 IF o PH6

PFSV-G 3,13 1,13 15.000 425 H2S/cido 238 Reg. o PH6

PFSV-J 5,00 2,25 17.500 500 H2S/cido 312 PH6


Figura 27. Vlvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo.

Abierta Cerrada

Mandril de operacin

Disco de ruptura

Vlvula tipo charnela

54

Vlvula de llenado y prueba de tuberaLa vlvula para llenado y prueba de tubera (TFTV, por sus siglas en ingls) (Fig. 28 y Tabla 21)sirve para llenar y probar a presin la tubera mientras sta se corre en el pozo. Conforme la tube-ra se baja dentro del pozo, el fluido entra a travs de los orificios de bypass. El fluido crea unapresin diferencial que levanta la charnela y permite que la tubera se llene. La tubera se puedeprobar a cualquier profundidad con la vlvula tipo charnela cerrada y presurizando la sarta de latubera.

Cuando la sarta de prueba est a la profundidad requerida y una vez realizadas las pruebas dela tubera, el espacio anular se presiona para romper un disco de ruptura que abre permanente-mente la charnela. Una vez que la charnela est abierta, la herramienta queda con un dimetrointerno (ID) completo.

Tabla 21. Especificaciones para la vlvula de llenado y prueba de tubera


(lpc) (F)

TFTV-F 5,00 2,25 15.000 425 H2S/cido 312 IF o PH6

TFTV-G 3,13 1,13 15.000 425 H2S/cido 238 Reg. o PH6

TFTV-H 7,00 3,50 10.000 300 H2S/cido 412 PH6


Figura 28. Vlvula para llenado y prueba de tubera.

Posicin de bajada al pozo Posicin de prueba

Charnela

Cmara atmosfrica

Disco de ruptura

Flujo de fluido

56

Vlvula de prueba de tubera La vlvula de prueba de tubera (TTV, por sus siglas en ingls) (Fig. 29 y Tabla 22) proporcionauna manera de probar a presin la tubera mientras sta se corre en el pozo. Conforme la tube-ra se baja dentro del pozo, el fluido entra a travs del fondo de la sarta. El fluido crea una presindiferencial que levanta la charnela y permite que la tubera se llene. La tubera se puede probara cualquier profundidad con la vlvula tipo charnela cerrada presurizando la sarta de la tubera.

Cuando la sarta de prueba est a la profundidad requerida y una vez realizadas las pruebas dela tubera, el espacio anular se presiona para romper un disco que abre permanentemente lacharnela. Una vez que la charnela est abierta, la herramienta queda con un dimetro interno(ID) completo.

Tabla 22. Especificaciones de la vlvula de prueba de tubera

Herramienta OD ID Presin Temperatura Servicio Conexin(pulg) (pulg) de Trabajo de Trabajo

(lpc) (F)

TTV-J 5,00 2,25 17.500 500 H2S/cido 312 PH6


Figura 29. Vlvula de prueba de tubera.

Mandril de operacin

Disco de ruptura

Vlvula tipo charnela

AbiertaCerrada

58

Vlvula de seguridad de una sola esfera La vlvula de seguridad de una sola esfera (SBSV, por sus siglas en ingls) es una vlvula de segu-ridad de apertura completa para fondo de pozo (Fig. 30 y Tabla 23). Se baja al pozo en posicinabierta y se cierra permanentemente en respuesta a la sobrepresin del espacio anular. El man-dril de operacin est balanceado con relacin a la presin interna y se traba en posicin abiertaa fin de impedir el cierre prematuro.

Una vez que se rompe el disco de ruptura, se aplica presin hidrosttica al mandril de opera-cin. ste cierra la vlvula. El gran diferencial de presin (hidrosttica vs atmosfrica) y el readel mandril operador de la vlvula de 312 pulgadas2 generan una fuerza ms que suficiente paracortar un cable de 732 pulgadas, incluso en pozos poco profundos. El mandril operador de la vl-vula se asegura en la posicin cerrada e impide que la herramienta se vuelva a abrir hasta que sese recupera en la superficie. El seguro se puede prefijar sin desmontar la herramienta, lo que per-mite realizar pruebas funcionales antes de bajarla al pozo.

Se puede usar una vlvula de drenaje en el extremo inferior de la herramienta para liberar lapresin atrapada entre las vlvulas de esfera de las vlvulas PCTV y SBSV.

Se cuenta con juegos disponibles para convertir la vlvula SBSV en una vlvula de prueba detubera (PTV) o una vlvula de seguridad de bombeo directo (PTSV, por sus siglas en ingls).Estas herramientas se describen en las pginas 60 y 62, respectivamente.

Tabla 23. Especificaciones de la vlvula de seguridad de una sola esfera


(lpc) (F)

SBSV-E 5,00 2,25 10.000 375 H2S/cido 312 IF o PH6

SBSV-F 5,00 2,25 15.000 425 H2S/cido 312 IF o PH6

SBSV-G 3,13 1,13 15.000 425 H2S/cido 238 Reg. o PH6


Figura 30. Vlvula de seguridad de una sola esfera.

Vlvula de drenaje

Vlvula de esfera abierta Vlvula de esfera cerrada

Sello

Vlvula de esfera

Mandril operador de la vlvula de esfera

Disco de ruptura

Seguro

60

Vlvula de prueba de tubera La vlvula de prueba de tubera (PTV, por sus siglas en ingls) es similar a la SBSV pero normal-mente se corre en posicin cerrada y se abre permanentemente cuando se rompe el disco deruptura (Fig. 31 y Tabla 24). Esta herramienta es til para pruebas de produccin ya que permi-ten correr la tubera en el pozo sin fluido y probar a presin la sarta de tubos. Cuando esta vlvulase usa con la vlvula SBSV, se puede hacer una prueba de flujo y una prueba de cierre con unmnimo de herramientas.

Su uso tambin es comn en las pruebas en condiciones de alta presin y alta temperaturapara probar a presin el conjunto de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en ingls). Conectadainmediatamente por encima del conjunto de sello, permite probar a presin todas las conexionesde la sarta.

Tabla 24. Especificaciones de la vlvula de prueba de tubera


(lpc) (F)

PTV-E 5,00 2,25 10.000 375 H2S/cido 312 IF o PH6

PTV-F 5,00 2,25 15.000 425 H2S/cido 312 IF o PH6

PTV-FF 5,00 2,25 17.500 425 H2S/cido 312 IF o PH6

PTV-G 3,13 1,13 15.000 425 H2S/cido 238 Reg. PH6


Figura 31. Vlvula de prueba de tubera.

Vlvula de esfera cerrada Vlvula de esfera abierta

Seguro

Disco de ruptura

Mandril operador de la vlvula de esfera

Vlvula cerrada

Sello

Vlvula abierta

Vlvula de drenaje

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Vlvula de seguridad de bombeo directo La vlvula PTSV es una vlvula SBSV que ha sido modificada usando un mandril desbalanceadoy un anillo de detencin (en vez de un seguro como en la vlvula SBSV) (Fig. 32 y Tabla 25). Laherramienta se cierra en respuesta a la sobrepresin del espacio anular rompiendo un disco deruptura, pero puede abrirse de nuevo bombeando en la tubera.

Esta vlvula se corre en posicin invertida para que el mandril acte bajo la presin internaen la tubera y reabra la vlvula al tratar de bombear a travs de sta. Una vez que la presin dela tubera excede la presin hidrosttica entre 600 a 1000 lpc, la vlvula se abre y permite inyec-tar fluido dentro de la formacin o hacerlo circular hacia arriba por el espacio anular.

La vlvula se cierra automticamente cuando la presin de la tubera baja hasta 500 lpc pordebajo de la presin hidrosttica. Esta vlvula es til para pruebas de DST o de produccin enrevestimientos colgados de 5 pulgadas (en los cuales las herramientas estn en el revestimientode 7 pulgadas). Una vlvula PTSV se puede correr y el gas producido puede ser desplazado pordebajo de las herramientas antes de sacarlas del pozo (la vlvula PCTV tiene que mantenerse enposicin abierta). Vase tambin la vlvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo (PFSV)en la pgina 52.

Tabla 25. Especificaciones de la vlvula de seguridad de bombeo directo


(lpc) (F)

PTSV-E 5,00 2,25 10.000 375 H2S/cido 312 IF o PH6

PTSV-F 5,00 2,25 15.000 425 H2S/cido 312 IF o PH6

PTSV-G 3,13 1,13 15.000 425 H2S/cido 238 Reg. o PH6


Figura 32. Vlvula de seguridad de bombeo directo.

Vlvula abierta

Mandril o

DST Espanol (Well Testing)

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