SERGIO D. SORIA BALDERRAMA TERMINACION DE POZOS 14 DE SEPTIEMBRE DE 2011

Nos referimos a la completacion de pozos como como el diseo, seleccin e instalacin de tuberas, packers y dems herramientas dentro del pozo. Con el propsito de producir el pozo de manera controlada, bombear el crudo fuera del mismo e inyectar fluido dentro de la formacin. Esta etapa es el resultado de diferentes estudios realizados al pozo, comenzando por la exploracin hasta la evaluacin del pozo en produccin algn tiempo despus de haber sido perforado.

Componentes Primarios => Cabezal, rbol de Navidad, Tubing, Packers y Vlvulas de Seguridad

Componentes Auxiliares => Dispositivos de circulacin, niples, acoples, dispositivos de expansin, etc.

Ensamblaje e instalacin de la completacion

Fluidos de Completacion => Fluido de completacion, fluido de empaque, fluido de perforacin, fluido de empuje.

Tubera de Produccin:

Es el principal conducto para llevar el petrleo de manera controlada desde el yacimiento hasta superficie.

Herramientas Subsuperficiales:

Estos componentes son utilizados es casi todas las completaciones incluidas en el cuerpo de la sarta con diferentes propsitos tales como:

Establecer una comunicacin entre espacio anular y tubing Servir de asiento para los tapones Proveer de estabilidad al diseo para desconectar la tubera por algn punto dbil Permitir la circulacin de fluidos, etc.

PackersEs una de las herramientas de fondo mas utilizadas Instalados para aislar el espacio anular del tubing Permite establecer un control de la produccin, adems de ser necesario en procesos de inyeccin y estimulacin. Un packer tpico contiene elementos que lo fijan a las paredes del casing dndole estabilidad en fondo a la sarta, estos elementos se llaman cuas y presentan configuraciones distintas dependiendo de los esfuerzos que vaya a sufrir el packer Todos los packers poseen elementos sellantes capaces de separar secciones del casing con la tubera

Son equipos que se adicionan al diseo de la sarta para hacer mas verstil el modelo de completacion.Generalmente se utilizan para: Facilitar la produccin Bloquear o facilitar la entrada de flujo (anular-tubing o tubing-anular) Asentar otra herramienta Asentar los packers Facilitar los trabajos de Slick Line Separar la tubera Absorber los movimientos de la tubera

A veces es conveniente circular por el espacio anular entre la tubera y el casing sin sacar el packer o el niple sello o slingerUna camisa deslizante es una puerta que se puede abrir y cerrar por medio de una lnea de cable u otros medios Se puede usar para circular y controlar un pozo sin quitar el rbol de navidad Las camisas deslizantes en ocasiones pueden fallar y quedar atascadas en posicin abierta o cerrada en pozos que tienen fluidos cargados de arenas o que son altamente corrosivos

Tambin se usan las camisas para tratar o acidificar una zona o para tratamiento de tuberaSe pueden colocar cualquier cantidad de camisas en una sola sarta de tubera y se pueden abrir o cerrar todas en una sola maniobra o abrirlas y cerrarlas a eleccin

Niple Asiento

Es una pequea unin substituta que se coloca en la sarta de la tubera que tiene un DI un poco menor que la tubera. Este DI mas pequeo asentara herramientas como una bomba de subsuelo

Niple Sello Se colocan en el extremo inferior de la sarta de tubera y se insertan en los packers Estos sellan y evitan que el fluido y la presin se trasladen entre la tubera y el packer al casing o al espacio anular Adems un niple de sello de agarre se traba en el obturador del packer para poder tirar la tubera con tensin de ser as necesario Normalmente se pueden reacondicionar los elementos del sello en el mismo lugar de trabajo

El tapn retenedor o puente se utiliza para evitar que el fluido o la presin se traslade hacia arriba o abajo desde ese punto especifico del casing Este tipo de tapn puede ser permanente o recuperable A menudo se coloca para mayor seguridad al instalar o retirar el rbol de navidad Se puede colocar junto con la sarta de trabajo o una lnea de cable y se colocan de la misma manera que los packers

El termino mandril tiene muchos significadosPuede referirse al cuerpo principal de una herramienta o un eje Tambin se refiere a un miembro que tiene presin o un tubo de operaciones en una herramienta (es decir obturadores de empaque, herramientas para desvi, herramientas DSR,etc) En el sentido amplio se usa para definir el miembro de una herramienta para ubicar, como por ejemplo un mandril para bombeo neumtico En lneas de cable el termino mandril se refiere a las herramientas que se traban a la tubera por medio de cuas o se traban en los niples de tope

La erosin puede ser un problema tanto por encima o por debajo del niple asiento. Esto se debe a los torbellinos o turbulencias que se forman por los cambios en el DI, por lo tanto se colocan acoplamientos de flujo hechos acero duro o una aleacin especial Generalmente tiene de 3 a 10 ft. de largo en el rea de flujo turbulento para prevenir una falla en la tubera En pocas palabras son unas secciones de tubera mas gruesa con un DI completo y con las conexiones a rosca adecuadas para la tubera

Una junta de seguridad es una unin a rosca de perfil grande Permite que los equipos pozo abajo se puedan liberar fcil y rpidamente de la sarta de la tubera por medio de rotacin o corte de la sarta a la inversa Las juntas de seguridad se colocan encima de las herramientas que fcilmente podran quedarse atascadas en el pozo Esto permite desenroscarlo rpidamente de la sarta para que se puedan colocar las herramientas de pesca equipadas con martillos (tijeras) y retirar (pescar) las piezas perdidas

Las juntas de desgaste o Blast Joint se usan en pozos de mltiples terminaciones para proteger el rea de la tubera que debe quedarse en frente a los baleos superiores donde esta expuesto a fluidos abrasivos, corrosivos y cargados de arena Un Blast Joint es una seccin que esta revestida externamente con goma, carburo de tungsteno, cermica o es en si misma alguna aleacin especial El propsito de estos revestimientos es el de reducir la abrasin causada por el flujo de fluido producido

Forma parte de la tubera y su finalidad es de absorber los movimientos de expansin y/o contraccin de tubera causados por los efectos de presiones y temperaturas Son fabricados con materiales metlicos y elastmeros premium de acuerdo a las necesidades del pozo Vienen con longitud de expansin de 10 ft., 15 ft., 20 ft. o de acuerdo a los requerimientos del cliente.

Compone la parte baja de la tubera de produccin Se utiliza para el reingreso seguro de las herramientas de slick line del casing hacia el interior de la tubera de produccinEsta diseado con una gua biselada y de DI amplio

Un packer es un dispositivo que se utiliza para sellar el rea entre el casing y el tubing Asla el casing de las presiones de produccin o estimulacin elevadas y de los fluidos corrosivos. Por este motivo generalmente se coloca un poco por encima de la formacin que va a entrar en produccin Se utilizan packers mltiples para mltiples terminaciones esto para que pueda producir sin que se mezclen El mecanismo para activar un packer se llama obturador En caso de que el obturador de empaque falle o se vaya a reparar el pozo, se retira el empaquetador jalando (recuperable) o se fresa (permanente) La mayora de los packers recuperables se pueden reacondicionar con sellos y cuas en el lugar del trabajo

Los packers se clasifican segn su mtodo de asentamiento y su posibilidad de recuperacin en superficie.Packers

Los packers ayudan a asegurar que el pozo trabaje de forma controladaLos packers ofrecen una combinacin de cualquiera de las caractersticas mencionadas a continuacin: Proteccin al Casing Controlar el Pozo Levantamiento Artificial Testeo del pozo Reparacin en el Casing Insolacin en una zona determinada

De acuerdo al sistema de anclaje los packers se pueden clasificar de la siguiente manera: Packers Recuperables

Packers Permanentes

Son aquellos que se bajan con la tubera de produccin o tubera de perforacin y se pueden asentar: Mecnica o hidrulicamente. Despus de asentados, los packers pueden ser desasentados y recuperados con la misma tubera.Los packers recuperables son parte integral de la sarta de produccin, por lo tanto, al sacar la tubera es necesario sacar el packer. Los packers recuperables se pueden clasificar como: Packers Mecnicos y Packers Hidrulicos.

Estos packers son bajados con la tubera de produccin y su asentamiento se logra girando al tubera en el sentido de las agujas del reloj. El numero de vueltas esta determinado por la profundidad y el diseo de cada fabricante. De acuerdo a la caracterstica de la operacin superficial para anclarlas se clasifican en:

Compresin o peso Tensin Compresin/Tensin/Rotacin

Son sencillos debido a que poseen solo un sistema de anclaje al casing, no tienen vlvula interna de circulacin, el elemento sellante puede trabajar hasta 250F.Se anclan cuando se llega a la profundidad de asentamiento rotando la tubera en direccin de la agujas del reloj para que salga la J del perfil interno del mandril, de esta manera salen las cuas y se coloca peso sobre el obturador para anclarlo al casing. Para desasentarlos basta con tensionar la tubera.

Son equipos recuperables, son dobles debido a que tienen doble sistema de anclaje. El agarre mecnico igual al de los packers de compresin y adicional un sistema de candados hidrulicos los cuales son accionados mediante presin hidrulica y los mismo son localizados por debajo de la vlvula de circulacin

Son equipos recuperables y muy similares a los packers de compresin sencillas, la diferencia es que presentan las cuas y cono invertidos, por esta razn el sistema de anclaje es tensionando la tubera.Su mayor aplicacin se encuentra en los pozos inyectores de agua y en pozos productores someros y con tubera de completacin de dimetros pequeos donde el peso de esta es insuficiente para asentar los obturadores de compresin o peso.

Al igual que todos los anteriores son equipos recuperables, presenta la versatilidad que se pueden asentar aplicndole esfuerzos de compresin, tensin y rotacin.Son utilizados para produccin, inyeccin, fracturas, zonas aisladas y aplicaciones de cementacin remedial.

Posee capacidad de resistir altas presiones diferenciales de estimulaciones despus de haber completado el pozo.

Posee un solo juego de cuasVentajas:

Econmicas Relativamente fciles de asentar No requieren presin hidrosttica para su asentamiento Es posible asentar y desasentar en varias ocasiones en una misma corrida

Desventajas

Solo para pozos poco profundos y bajas presiones diferenciales Requieren de peso o tensin de tubera para mantener su sello No son recomendables en pozos donde se espera movimiento de tubera por efectos de temperatura No Aplican en pozos desviados > 35 Grados.

Posee 2 juegos de cuasVentajas

Econmicas Fciles de Asentar y desasentar No requieren presin hidrosttica para su asentamiento Buenos en pozos de profundidades moderadas Buenos para presiones diferenciales de hasta 10000 psi

Desventajas

Las de tipo Hold Down necesitan de peso de tubera para mantener el sello Requiere de manipulacin de la tubera para su asentamiento

Son packers cuyo mecanismo de asentamiento se activa mediante la aplicacin de presin diferencial sobre la tubera de produccin. Por consiguiente no necesitan manipulacin de la tubera para su asentamiento pero si requieren de algn bloqueo en la tubera que permita el incremento de la presin promedio ocasionando el movimiento de sus pistones.

Ventajas:

Fciles de asentar y desasentar No requieren manipulacin de la tubera para su asentamiento Aplicables para pozos de profundidad moderada Se manejan hasta presiones diferenciales de hasta 7500 psi Buenas para temperaturas hasta 300 C Aplicables a pozos con alto grado de inclinacin Existen modelos duales para completaciones mltiples

Desventajas:

Su limitante mayor son los movimientos de tubera debido a temperaturas y presiones Su asentamiento y desasentamiento depende de pines de ruptura Requiere de algn mecanismo para taponear la tubera Requieren mnimo 2500 psi aplicados en la tubera para su asentamiento

Compone la parte baja de la tubera de produccin Se utiliza para taponar la tubera y permitir el asentamiento de los packers hidrulicos Una vez asentado el packer se expulsa el sello fracturando los pines que mantienen esttico al plug Pueden ser diseados con una gua biselada y de amplio DI o simplemente con un extremo interior liso

Estas se pueden colocar con la tubera de produccin o se pueden colocar con equipos de wireline. En este ltimo caso, se toman como referencia los cuellos registrados en el perfil de cementacin para obtener un asentamiento preciso. En caso de formaciones con temperatura de fondo alta (400F450F), el mtodo ms seguro de asentamiento consiste en utilizar un asentador hidrulico bajado junto con la tubera de produccin. Una vez asentada la packer, se desasienta el asentador hidrulico y se saca la tubera junto con la tubera de produccin. Los packers permanentes se pueden considerar como una parte integrante de la tubera de revestimiento, ya que la tubera de produccin se puede sacar y dejar el packer permanente asentada en el casing. Usualmente para destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se denomina packer perforable.

Son packers cuyo mecanismo de asentamiento una vez activado no se retraePor consiguiente no se pueden recuperar con mtodos convencionales como las mecnicas e hidrulicas Si se requiere recuperacin se hace necesario destruirla con una fresa

Con este tipo de packers la completacion se baja en dos viajes, un primer viaje con tubera (setting tool hidrulico) o con wireline y el segundo con unidades sellantes y localizador

Son equipos que se adicionan al packer para hacer mas verstil su aplicacin y/o alargar la vida til de la completacion

Se utilizan para:

Completar el sello entre el tubing de produccin y el espacio anular (sellos de packer) Facilitar la entrada de los sellos dentro del packer Facilitar el fresado de los packers permanentes Extender la longitud de la pista de sellos y absorber los movimientos de la tubera Para asentar otra herramienta Para asentar al packer Para facilitar los trabajos de slick line

Localizador

Se utiliza para hacer tope sobre el packer permanente con seal bore

SellosSe utilizan para completar el sello hermtico entre el packer y el espacio anular Pueden ser del tipo estndar o molded los cuales son excelentes como sello esttico y se fabrican de Nitrilo o Vitn. Estas son gomas vulcanizadas en un soporte metlico o tambin de tipo V-Packing los cuales generalmente son combinaciones de Packings de material premium VTR, ATR, KTR.

Conectores para packers permanentes con seal bore

Se utilizan para conectar las diferentes extensiones de los packers con seal borePueden ser de Packer a Seal Bore, de Seal Bore a Seal Bore, de Seal Bore a Tubing o simplemente como un gua de reentrada al final del packer y/o el seal bore

Se conecta en la parte inferior del packer permanente con un dimetro mayor que la parte pulida interna del packer que sirve de alojamiento para la herramienta Packer Picker Su longitud comnmente es de 6 ft.

Se utiliza por debajo del Mill OutTiene un rea interna pulida del mismo dimetro interno del packer al cual se conecta Su funcin es extender la pista de sellos para adsorber los movimientos de la tubera debido a efectos de temperatura y/o presiones diferenciales

TEXPROIL S.R.L. Es una compaa joven, que nace a partir de la unin de personas con amplia experiencia en la manufactura de productos para la industria del petrleo y gas que tiene su base en Argentina.Su lnea de productos abarca las reas de Recuperacin Secundaria, Gas Lift y Completacin y Produccin. Sus alianzas estratgicas nos permiten cubrir otros servicios como Wireline, y Mediciones Fsicas

Texproil ha desarrollado recientemente una herramienta con stas caractersticas denominada PW-1 la cual ya se ha bajado exitosamente

OPERACION DE LIBRADO Llevar el peso del tubing sobre la herramienta al punto neutro a la profundidad del tapn. Bajar campana de conector de jota automtica para el acople con el packer, aplicar peso hasta verificar el aumento del mismo. Levantar hasta notar el aumento de tensin entre 1000 y 1500 lbs y girar a la derecha 1/4. Levantar suavemente hasta evidenciar que no existe tensin

OPERACION DE FIJADO

Evaluar previamente las condiciones del pozo y determinar el sistema de fijacin, profundizar la herramienta hasta la zona indicada, aplicar la presin necesaria para el corte de pines de seguridad y posterior empaquetamiento de la herramienta. Para obtener un perfecto empaquetamiento del Packer Recuperable Modelo HR se debe lograr una presin que se encuentre entre las 2600psi a 3000psi. Tener en cuenta el diferencial hidrosttico que posiblemente exista al momento de aplicar la presin antes mencionada, esta se vera disminuida por la diferencia de niveles de fluido entre el interior y el exterior del tubing. La herramienta puede quedar en posicin neutra, con peso o con tensin segn se desee. OPERACION DE LIBRADO Para el librado de la herramienta llevar el peso del tubing sobre la herramienta a punto neutro a la profundidad del packer, tensionar entre 1500 y 2500 lb y girar a la derecha 7 vueltas aproximadamente, esperar ecualizacin de presiones y luego levantar suavemente.

OPERACION DE FIJADO

Considerar previamente las condiciones del pozo y determinar el sistema de fijacin, profundizar la herramienta hasta la zona indicada, aplicar la presin necesaria para el corte de pines de seguridad y posterior empaquetamiento de la herramienta. Para obtener un perfecto empaquetamiento del Packer Recuperable Modelo PCS-5 se debe lograr una presin que se encuentre entre las 400psi a 3300psi depende de la cantidad de pines que se hayan seleccionado para la operacin de fijacin. Tener en cuenta el diferencial hidrosttico que posiblemente exista al momento de aplicar la presin antes mencionada, esta se ver disminuida por la diferencia de niveles de fluido entre el interior y el exterior del tubing. La herramienta puede quedar en posicin neutra, con peso o con tensin segn se desee.

OPERACION DE LIBRADO

Para el librado de la herramienta llevar el peso del tubing sobre la herramienta a punto neutro a la profundidad del packer, aplicar peso, entre 1000 y 1500 lb, girar a la derecha 1/4 de vuelta a nivel del empaquetador, esperar ecualizacin de presiones y luego levantar suavemente.

Como conclusin podemos decir que existen una infinidad de pequeas herramientas que tienen una amplia gama de tipos y materiales. Pero las cuales son extremadamente importantes y determinantes a la hora de evaluar el correcto o fallido desempeo de los packers y de la completacion en general.Por lo cual es muy provechoso su conocimiento mediante lo anteriormente expuesto.