Work Over Modulo_a

ECAPETROL AREA PRODUCCIN

MODULO 1 INTRODUCCIN A PRODUCCIN Elaborado por: Ervin Aranda Aranda

Neiva, 2009 1

INTRODUCCIN

a

PRODUCCIN



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INTRODUCCION

La produccin es una de las fases mas importantes de la industria petrolera por el tiempo

que dura la misma y de ella depende el desarrollo y sostenibilidad de la empresa. El

papel del tcnico de produccin tiene en esta rea la mayor cantidad de oportunidades de

desempeo, debido a que es la persona directa que instala, opera, mantiene y repara las

instalaciones de superficie y de subsuelo, las primeras con el equipo de cuadrilla y la

segunda con los equipos de reacondicionamiento de pozos.

En los diferentes puntos de un campo petrolero se encuentran los pozos, a los que por

estar en su etapa productiva hay que repararlos y acondicionarlos para que produzcan el

caudal estimado por la capacidad de aporte de los mismos, para lo cual se debe de contar

con la calificacin del personal de produccin, encargados de la operacin y de los

equipos correspondientes.

Este trabajo presenta la informacin necesaria para que el tcnico en produccin pueda

laborar en un campo petrolero y as poderle brindar una informacin til para el correcto

desempeo en su labor cotidiana.

Los aspectos que cubre el actual curso, son orientados para el personal que labora o

pueda laborar en un equipo de reacondicionamiento identifique las partes del mismo y el

servicio que prestan cada una de las partes.

Los reacondicionamientos y recompletacin se refieren a todos aquellos trabajos que se

realizan a los pozos activos o inactivos, cuyo objetivo principal es mejorar las condiciones

productivas de los mismos (produccin de hidrocarburos e inyeccin de fluidos). Estos

trabajos modifican las condiciones de:

a) Pozo: entre estas actividades se encuentran el caoneo, control de arena, gas y

agua, apertura o cierre de arenas, perforacin de ventanas horizontales

(Reentry) o verticales (Redrill), profundizacin, lavado de perforaciones,

cambios de mtodo de produccin, conversin de productor a inyector y

viceversa.



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b) Yacimiento: entre estas actividades se encuentran las estimulaciones con

inyeccin alternada de vapor, acidificacin de zonas, bombeo de qumicos,

fracturamiento y recaoneo.

Todas estas actividades antes mencionadas se pueden realizar con o sin equipo de WO.

Esto depende de si el trabajo necesita el manejo de la tubera o si solo se necesita hacer

uso de una guaya fina o cable, (Wire line o Slick line).

Los servicios se refieren a todos aquellos trabajos que se realizan a los pozos activos o

inactivos, cuyo objetivo principal es mejorar las condiciones productivas de los mismos

(produccin de hidrocarburos e inyeccin de fluidos), sin modificar las condiciones fsicas/

mecnicas del pozo y/o yacimiento. Entre estas actividades tenemos: sacar las varillas y

tuberas de produccin, reemplazar el equipo subterrneo, trabajo de limpieza de pozos,

trabajos de induccin a produccin, conexin del cabezal del pozo y los trabajos de

guaya.

El personal que trabaja en un equipo de workover generalmente est definido y se compone casi siempre de : Jefe de Equipo Supervisores Mecnico Medico Maquinista Encuellador Cuero Soldador Obreros de patio



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ALCANCE DEL PROGRAMA: JUSTIFICACIN.

ORIENTACIN.

OBJETIVOS.

METODOLOGA.

CONTENIDO. 1. JUSTIFICACIN: El curso de Produccin, est estructurado para suministrar a los asistentes la competencia necesaria para realizar con xito el manejo de los equipos que prestan servicio de reacondicionamiento en los pozos ubicados en un campo en particular. 2. ORIENTACIN: El programa est dirigido a operadores que se desempean en las reas de produccin, donde se realicen operaciones de manejo de equipos de reacondicionamiento. 3. OBJETIVOS: Motivar a los asistentes a revisar, evaluar y optimizar sus sistemas de conocimiento y operacin buscando el cumplimiento de normas nacionales e internacionales, en cuanto a seguridad y a la parte tcnica. Analizar y evaluar el impacto sobre la seguridad personal, ambiental y operacional 4. METODOLOGA: El Curso de capacitacin en manejo de equipos de reacondicionamiento, integra los aspectos acadmicos con el trabajo aplicativo, desarrollando talleres, donde los participantes ponen en prctica los conceptos adquiridos sobre un caso real de su organizacin, retroalimentando su experiencia con los compaeros del programa y el instructor del mismo; de tal manera que al culminar el programa el participante tendr una propuesta productiva que presentar a su organizacin y la competencia necesaria en la aplicacin de las tcnicas para mejorar los sistemas de manejo de equipos de reacondicionamiento con calidad, en la empresa para la cual labora.



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GENERALIDADES DEFINICION:

Workover o reacondicionamiento son trabajos que se efectan en los pozos, en tiempos

posteriores al completamiento inicial, que se realiza con el fin de mantener, restaurar y/o

aumentar la produccin del pozo. Los trabajos ms comunes son:

Completamiento de Pozos.

Mantenimiento y Reacondicionamiento de Pozos.

Caoneo y Recaoneo.

Estimulaciones

Aislamiento con empaques.

Aislamiento con cemento.

Trabajos de pesca.

Fracturamiento.

Recompletamiento.

Cambio de sistema de produccin.

Completamiento de Pozos.

Se refiere a todas las operaciones necesarias para dejar un pozo de petrleo, gas o agua

en condiciones operativas. El completamiento se inicia una vez que la empresa de

servicio de perforacin entregan el pozo con revestimiento de produccin debidamente

cementado. Estas actividades incluyen: toma de registros en hueco revestido, caoneo

con sus respectivas pruebas, trabajos remediales, estimulaciones y la instalacin del

mtodo de produccin seleccionado.

Mantenimiento y Reacondicionamiento de Pozos

Estos servicios se refieren a las intervenciones realizadas a los pozos con posterioridad

al completamiento de los mismos.

Las operaciones de mantenimiento de pozos se realizan para resolver problemas

mecnicos del pozo como reparacin al sistema de bombeo instalado, limpieza de arenas,

aislamiento de zonas de agua o gas.

Una operacin de reacondicionamiento por lo general involucra el cambio del estado

mecnico del pozo buscando incrementar la rata de produccin y la apertura de nuevas

zonas productoras.



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OPERACIONES DE WORKOVERS

Caoneo y Recaoneo

Este proceso consiste en hacer agujeros en el casing y/o en la formacin para permitir el

acceso del fluido de la formacin hacia el pozo, tambin se usa para aumentar el flujo del

rea expuesta.

Estimulaciones

Incluye estimulaciones acidas, orgnicas y mecnicas (achicamiento o suaveo).

La acidificacin puede realizarse al nivel de las cercanas del pozo o puede extenderse al

nivel del yacimiento. La estimulacin mecnica es una operacin muy comn en el campo

y que generalmente tiene como propsito limpiar o destapar perforaciones y estimular el

pozo. El trabajo consiste o tiene como objeto inyectar fluido acido que diluye el material

que obstruye o tapona y tambin a la formacin. La operacin se realiza en los pozos

usando el equipo y tanques de almacenamiento, tubera de produccin, un liquido acido y

un empaque recuperable.

Aislamiento con empaques.

Se refiere al asentamiento de empaques permanentes o recuperables en el revestimiento

con el propsito de aislar zonas para realizar trabajos posteriores en ellas, producir

selectivamente o abandonar zonas productoras depletadas.

Aislamiento con cemento

Comprende las operaciones de forzamiento de cemento y/o balanceo de tapones de

cemento para abandonar zonas productoras de agua o gas, corregir fugas en tubera, y

cementaciones remediales.

Trabajos de pesca.

Durante la realizacin de los servicios y las operaciones de workover puede suceder que,

debido a pegas de la bomba o la tubera por fallas en el apretado de los equipos o fatigas

de los materiales (entre otras causas), se queden elementos de la sarta o parte de ella

como pescados dentro del pozo. Lo mismo sucede con las lneas de cable (wireline), que

pueden sobrepasar la resistencia a la tensin que son capaces de soportar y puede

reventarse ocasionando operaciones de pesca con el correspondiente peligro de

accidentes al personal involucrado.

Fracturamiento.



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Es el proceso de bombeo de un material de apuntalamiento en una grieta creada por

presin hidrulica en la formacin para mejorar el rendimiento del pozo. Estas fracturas

son verticales y horizontales que se extienden hacia fuera, alejndose del hueco del pozo.

Recompletamiento.

Son las operaciones realizadas despus del completamiento inicial con el propsito de

cambiar las condiciones del pozo. Se pueden incluir las operaciones que no se pueden

clasificar dentro de los otros trabajos de workover; por ejemplo, operaciones de

empaquetamiento con grava o para la corrida y cementacin de revestimientos auxiliares,

profundizacin y desviacin del pozo, etc.

Cambio de sistema de produccin.

Consiste en cambiar el sistema de produccin del pozo, ya se trate de reemplazar el flujo

natural por un sistema de levantamiento artificial (bombeo mecnico, bombeo

electrosumergible, gas lift, etc.) o de hacer un cambio de un sistema de levantamiento a

otro.

RAZONES PARA REALIZAR UN WORKOVER

Reparar daos mecnicos.

Estimular completamientos existentes.

Realizar un comportamiento en un reservorio nuevo.

Completamiento de reservorios mltiples.

Reducir/eliminar la produccin de agua/gas.

Reducir/eliminar la conificacin de agua.

Reparar trabajos de cementacin defectuosos.



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Equipo de reacondicionamiento o Workover Para realizar trabajos de reacondicionamiento se requiere de un equipo apropiado y los

componentes de un equipo de workover mas genricos se denominan segn su funcin a

saber:

Torre: Es una estructura metlica en la que se concentra prcticamente todo el

trabajo de reacondicionamiento.

Tubera o "sarta" de produccin: Son los tubos de acero que se van uniendo a

medida que avanza en profundidad.

Malacate: Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se

baja y se levanta la "sarta" de produccin y soporta el peso de la misma.

Sistema de fluidos de completamiento: Es el que prepara, almacena, bombea,

inyecta y circula permanentemente un fluido de completamiento que cumple varios

objetivos: enfra el sistema y saca a la superficie el material slido que se va



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encontrando o removiendo dentro del pozo, a la vez que suministra una presin

hidrosttica para control de presin de fondo.

Motores - Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que requiere

todo el proceso de reacondicionamiento.

El tiempo de trabajo de reacondicionamiento de un pozo depender de la profundidad

programada y las condiciones del revestimiento. En promedio se estima entre dos a

treinta das.

Durante el reacondicionamiento es fundamental la circulacin permanente de un "fluido de

reacondicionamiento", el cual suministra presin hidrosttica al pozo, enfra el sistema y

saca a la superficie el material encontrado. Ese fluido se inyecta por entre la tubera y

asciende por el espacio anular que hay entre la tubera y revestimiento.

Desde que comienza la produccin se instala en la cabeza del pozo un conjunto de tubos

y vlvulas que se denominan arbolitos de navidad o cabeza de pozo, para controlar el

flujo de petrleo.

Si el yacimiento tiene energa propia, generada por la presin subterrnea y por los

elementos que acompaan al petrleo (por ejemplo gas y agua), este saldr por s solo. Si

no existe esa presin, se emplean otros mtodos de extraccin, llamados sistemas de

levantamiento artificial. El ms comn ha sido el "balancn" o "machn", el cual, mediante

un permanente balanceo, acciona una bomba en el fondo del pozo que extrae el petrleo

hacia la superficie, le siguen el bombeo neumtico o gas lift, el electrosumergible, el de

cavidades progresivas, el hidrulico y los ltimos en uso, son los sistemas combinados o

hbridos.



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EQUIPO UTILIZADO

Los componentes del equipo de reacondicionamiento a mostrar son: la estructura, la

subestructura, la torre, el sistema de potencia, sistema rotacin, sistema circulatorio y

sistema de preventoras, se muestra una torre en general, lel conjunto de bombas, las

casetas administrativas y campamento (casino, dormitorio, etc.)

El equipo y sus componentes bsicos:

La Estructura

Los mstiles o torres de produccin se clasifican de acuerdo a la capacidad para soportar

cargos verticales y la velocidad del viento que pueda soportar de lado; las capacidades de

carga puede variar desde 100.000 hasta mas de 1.000.000 de libras.

La altura de la torre o mstil no influye en la capacidad de carga pero si en la altura de la

secciones de tubo que pueden sacarse del pozo sin tener que desconectarlas, en los

sistema actuales se utilizan paradas de dos tubos.

Las diferentes torres de reacondicionamiento son diseadas de acuerdo a ciertos

parmetros y especificaciones entre los cuales se destacan: la profundidad del pozo, la

altura de la misma, la potencia, la masa que debe soportar, la estructura entre otros.

Cada empresa que tiene a su cargo el diseo y la elaboracin de los implementos de

trabajo poseen un catalogo que incluye las herramientas, accesorios y servicios de los

cuales las empresas operadoras pueden disponer para llegar a cabo el proceso de

reacondicionamiento y reparacin del pozo.

Subestructura. La subestructura es una armazn de metal que se ubica en tierra sobre

el stano. Es la encargada de soportar el peso del mstil, la tubera con su BHA, el

malacate, la corona, etc. Es diseada en acero estructural de tal manera que permita un

acceso plegable fcil y rpido. Es montada sobre el nivel de la tierra mediante la

colocacin de placas de concreto hormign que le da suficiente soporte y estabilidad.

Su altura depende de cuantas BOP sea necesario instalar debajo de la mesa de trabajo y

del tamao de los asientos para cada pie de soporte. Esta altura permite el espacio libre



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deseado para trabajar con holgura en la instalacin de las tuberas, vlvulas y otros

aditamentos de control que se ponen en la boca del pozo.

La Torre y sistema de elevacin

El equipo de elevacin es la unidad que eleva, baja y suspende la sarta de produccin en

el hueco. Este equipo esta localizado en reas especificas de la estructura de soporte y

consta de malacate, el bloque o polea viajera, el gancho, elevadores, y la lnea o cable.

Malacate (Drawworks).

Es una pieza de maquinaria grande y pesada y consiste de un cilindro alrededor del cual

se enrolla el cable deproduccin. Posee un freno principal, cuya funcin es parar el

carretel y sostenerlo. Estos hacen parte del equipo de levantamiento para reparar pozos

donde se emplean sartas de tubos que pueden alcanzar un peso total de 100.000 libras.

Para tales series de tubos, se requieren de cierta potencia para levantar y frenar en

proporcin a su masa y peso, por eso se hace necesaria la existencia de un tambor

rotante. El malacate est constituido de un tambor rotante, alrededor del cual se

envuelve el cable. Tiene una serie de cadenas y engranajes reductores en una caja de

cambio, que controla la velocidad y la marcha atrs; en sus extremidades estn instalados

los carreteles auxiliares. Su pieza ms importante es el freno principal, cuya potencia

debe alcanzar el bloqueo y el soporte del peso enorme de la tubera en movimiento

durante las corridas y las operaciones de reacondicionamiento. Cuando se van bajando

cargas muy pesadas, el freno principal recibe ayuda del freno de emergencia, elctrico o

hidrulico, que absorbe el peso del bloque viajero, del gancho y de la sarta de tubera que

van bajando dentro del pozo.



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Esquema del sistema

En las extremidades del malacate sobresalen los ejes, a los cuales van unidos los

carreteles auxiliares. El primero de ellos es un cilindro capaz de enrollar las cuerdas de

Manila muy resistentes, que son usadas para levantar y maniobrar diferentes cargas o

para ayudar a enroscar y desenroscar uniones y tubos. Variando el nmero de vueltas de

la cuerda enroscada sobre el cilindro se guarda el esfuerzo de friccin en proporcin a la

traccin requerida. El segundo, el tipo mecnico, se usa exclusivamente para enroscar y

desenroscar secciones de sarta durante carreras y conexiones. Est constituido de un

tambor con embrague de friccin, de mando manual o neumtico, sobre el cual se

envuelve el cable de las llaves de potencia o la cadena de desenrosque, segn el caso.

Bloque o Polea Viajera. Es el conjunto de poleas a travs de las cuales baja la lnea de

trabajo, permitindole al bloque viajar hacia arriba o hacia abajo mientras esta

suspendido, por debajo del bloque de la corona y por encima del piso del taladro.

Gancho (Hook). Es un implemento grande parecido a un anzuelo, localizado debajo del

bloque viajero, del cual se suspenden la unin giratoria (swivel) y la sarta de tubera.



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Elevadores. Son un juego de abrazaderas extra fuertes y sper resistentes que cuelgan

de los brazos o eslabones del elevador. Son utilizados para agarrar las secciones de

tubera para meterlos o sacarlos del pozo.

Lnea o Cable de trabajo. Es un cable de alambres, hechos de acero especial extra-

fuerte, con el cual se interconectan todos los componentes del sistema de elevacin. El

cable principal es de acero, de dimetro ente 7/8 y 1 1/8 de pulgada; su extremidad

llamada lnea viva o rpida va enrollada al tambor del malacate, y la extremidad opuesta

llamada lnea muerta va conectada un tambor de reserva, colocado a cierta distancia de la

torres y del rea del deposito de los tubos.

El cable mide usualmente unos 2.200 pies de largo total entre sus extremidades,

incluyendo la parte en reserva. Cuando el cable ha movido 1 tonelada de carga sobre la

distancia de 1 milla, se dice que ha rendido 1 tonelada milla de servicio. Es

indispensable mantener una estadstica exacta de la tonelada milla de servicio para

calcular un programa de empleo que prolongue la vida y el rendimiento del mismo cable.

Indicador de peso

Como su nombre lo indica, el indicador de peso nos muestra valores del peso de la sarta

suspendida por los elevadores y los valores mximos a los que se puede tensionar sin

ocasionar daos a los equipos.

Frenos. Con el propsito esencial de reducir substancialmente un regln de los gastos

de operacin del equipo, muchos malacates incluyen alguna forma de freno auxiliar, lo



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que permite bajar de manera segura las cargas pesadas del gancho a velocidad

demorada, sin incurrir en un mantenimiento excesivo del freno. Existen actualmente dos

tipos generales de frenos auxiliares comnmente utilizados, a saber: a) Hidrodinmicos y

b) corriente parsita. En ambos tipos, el trabajo es convertido en calor que a su vez se

disipa en sistemas de enfriamiento lquido. Las capacidades del freno auxiliar pueden ser

determinadas durante los viajes, observando las lecturas del indicador de peso y

cronometrando la bajada de la junta central de pareja mientras la carga es soportada

exclusivamente por el freno auxiliar.

Bloque de la corona El bloque de la corona debe tener caractersticas de construccin

pesadas en todas partes para mayor confiabilidad y mxima vida de servicio.

Caractersticas:

Aleacin de acero forjado al calor (centro del pin) es de largo dimetro y en general de

corta longitud para mxima rigidez y resistencia.

Presin de lubricacin. Para cada cojinete individual es necesario engrasar las partes

en el centro del pin. Un engrase conveniente es localizado al final del centro del pin.

Soportes de acero en el centro del pin: da un soporte de rigidez y una adecuada

distribucin de carga ms pesadas.

Base estructural de acero. Utiliza dos tipos de caja profundas como vigas principales y

dos secciones profundas para mayor fuerza y rigidez de la basa.

Bloque viajero Su estructura debe ser fabricada en acero resistente ya que debe

sostener cargas muy pesadas. Tanto el bloque de la corona, como el bloque viajero

deben sostener la sarta de tubera, por tanto para soportar este peso, estas deben ser

unas estructuras muy resistentes, sus caractersticas de diseo deben tambin

condicionarse al tamao de la torre.

El bloque viajero compone el juego de poleas a travs de las cuales baja la lnea de

trabajo, permitindole al bloque viajar hacia arriba o hacia abajo mientras est

suspendido, por debajo del bloque de la corona y por encima del piso del equipo.

La seccin de cable entre el bloque de la corona y el malacate se llama lnea viva, porque

es la parte del cable que se mueve cuando la polea viajera sube o baja en la torre. La

punta del cable que baja del bloque de la corona al tambor de reserva del cable se llama

lnea muerta, porque una vez instalado el cable, sta seccin no se mueve.



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Mesa rotaria La mesa va instalada en el centro del piso de la subestructura, descansa

sobre una base muy fuerte, construida por vigas de acero que conforman el armazn del

piso, que se reforja con puntuales adicionales.

La mesa rotaria tiene dos funciones principales, impartir el movimiento rotario a la sarta de

produccin y sostener el peso de la sarta mientras se enrosca otro tubo, para seguir

bajando al pozo, sostener el peso de la sarta cuando sea necesario para desenroscar

toda la sarta en parejas o triples para sacarla del pozo.

Adems la mesa rotaria tiene que aguantar cargas muy pesadas, que varan segn la

profundidad del pozo, desde 30 hasta mas de 100 toneladas. Las dimensiones

principales de la mesa, y la que representa su clasificacin es la apertura circular que

tiene en el centro, para permitir el paso de las herramientas y de la sarta de produccin.

Esta puerta nica y mxima que tiene cada mesa permite que se le designe diferentes

dimetros, y las velocidades de rotacin en RPM mxima y mnima con que puede

trabajar, otros aspectos de importancia como el peso y geometra casi no son tomados en

cuenta a la hora del diseo de un equipo.

A la mesa rotaria se le puede impartir potencia de manera exclusiva acoplndole un

sistema motriz independiente, pero generalmente su fuerza motriz se la imparte la planta

motriz del equipo por un arreglo de cadenas. Existen diversas formas y diseos de mesas

rotarias

Vista general isomtrica del corte de una mesa rotaria

Cuadrante (KELLY) Tubo pesado de acero que suspende la unin giratoria y transmite el

torque desde la mesa rotatoria a la sarta perforada a travs del buje del cuadrante.



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Sistema de Preventoras de Reventones (BOP`s)

Las preventoras son usadas para proporcionar un control adicional al pozo y en

situaciones de emergencia solamente.

El tipo de preventoras usadas incorporan cuatro funciones independientes:

preventora ciega, preventora de corte, preventora de cuas y preventora de

tubera.

Estn disponibles en varios tamaos para diferentes dimetros de tubera y la

presin de trabajo para todo el conjunto es de 10.000 psi.

Fig. Sistema de Preventoras de Reventones



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Fig. Sistema de Acumuladores

1. Preventora Ciega: El ariete ciego sella completamente el pozo y debe ser

accionada cuando no hay tubera a travs de ella. 2. Preventora de Corte: El ariete ciego corta la tubera solamente, no provee

sello entre el pozo y la unidad Coiled Tubing. 3. Preventora de Cuas: Cuando se accionan las cuas, estas solo sostienen la

sarta de Coiled Tubing suspendido en el pozo pero no proveen sello. 4. Preventora de Tubera: El ariete de tubera provee sello en el anular Coiled

Tubing - Preventora, se diferencia con el Stripper porque el sello es tan fuerte que no permite mover la tubera.

Existen tres formas de accionar estas preventoras: Aplicando presin hidrulica al sistema de preventoras desde el sistema

central. Aplicando presin hidrulica por medio de una bomba de mano. Accionando manualmente los volantes de las preventoras.

EL SISTEMA CIRCULATORIO

Compuesto bsicamente por las piscinas de fluidos, por las bombas, un tubo fijo, una

manguera, de una lnea de retorno y unos accesorios que ayudan a mantener limpio el

fluido de trabajo, por ltimo de una piscina de desechos.

Otra unidad del sistema de circulacin en el equipo



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Bombas de lodo

Las bombas centrifugas son un equipo muy importante dentro del sistema de circulacin

de fluidos, ya que son las encargadas de mantener una presin positiva en las lneas de

succin, permitiendo que las bombas (duplex o triplex) tengan las condiciones adecuadas

de presin y volumen de fluidos para un buen desempeo.

La industria petrolera ha exigido que las bombas para manejo de hidrocarburos tengan las

siguientes especificaciones:

Mxima capacidad de carga y carga con mnima NPSH.

Que la cavitacin no sea tan severa como con el agua, ya que las primeras fracciones

en hervir no son las ms livianas.

El volumen especfico de los vapores de los hidrocarburos es muy pequeo en

comparacin el vapor de agua.

Que la seleccin de la bomba este sujeta al diagrama para conversiones para

hidrocarburos (hidraulic institute Standard, ver figura); para entrar en ella se logra

mediante la temperatura de bombeo para hallar la reduccin en la carga neta positiva

de succin, para determinar su factor de correccin y poder seleccionarla

correctamente.

Reduccin en la carga neta positiva de succin, bombas hidrocarburos lquidos.

Las bombas estn sujetas a condiciones inadecuadas en la succin; para aumentar el

(NPSH) se puede:

Subir el nivel del liquido

Bajar la bomba

Reducir perdidas por friccin en los tubos de succin.

Utilizar una bomba reforzada

Subenfriar el lquido.

Para reducir el (NPSH) se puede emplear:

Velocidades ms bajas.

Impulsor de doble succin

Ojos del impulsor muy grande

Una bomba de mayor tamao

Varias bombas pequeas en paralelo.



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En las bombas centrifugas, la energa aplicada a cualquier volumen de liquido es la

misma independiente de su densidad, ya que se maneja un volumen definido, a excepcin

de que la viscosidad del liquido influya en esta energa ya que ella solo puede funcionar

dentro de un sistema en el que el impulsor que transforma la energa cintica y potencial

requeridas, le aplica al liquido una energa formada por los siguientes componentes:

Carga Esttica

Diferencia de presin en la superficie del liquido

Carga de friccin

Perdidas a la entrada y a la salida.

Distribucin del equipo de produccin en una locacin. Sistema Hidrulico 2 motores acoplados a una bomba de presin en un circuito cerrado a 1750rpm y

3000psi de presin operativa.



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Un motor montado en una bomba hidrulica, localizada en el catwalk rig trailer para izamiento de la torre (rig up)

Sistema de aire 2 compresores de aire montados en 2 depsitos de aire de 120us gal, conducidos

por un motor elctrico con accesorios completos. Depsitos de agua y combustible Combustible: tanque de cierta capacidad. Agua: un depsito y por lo menos dos bombas centrfugas Misin de 2x3 para

circulacin. Facilidades del equipo (wellsite accomodations) Trailer para el supervisor, otro para el Company y otro para el Toolpusher.

Tuberas Se proveen por la compaa segn requerimientos del cliente. Se vende por

separado.

Equipo: a) Autotransportable b) Erigido

Sarta de produccin.

El conjunto de sarta es el componente bsico del reacondicionamiento del pozo,



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La tubera de produccin existe en varios tamaos y pesos, los ms comunes incluyen los

siguientes:

2 3/8de 4.6 lbs/pie nominal

2 7/8de 6.4 lbs/pie nominal

3 de 10.2 lbs/pie nominal

El dimetro externo (OD) puede variar de 2 3/8 a 3 1/2 pulgadas, y las longitudes estndar

en las que se fabrica se dividen en los siguientes rangos:

Rango 1 18 a 22 pies, obsoleto

Rango 2 27 a 30 pies

Rango 3 38 a 45 pies

La longitud usada ms comnmente es la de 30 pies, la longitud no incluye la unin de

tubera. Esta tubera se fabrica de acuerdo a las especificaciones del API.

CLCULOS Y VOLMENES EN EL SISTEMA.

Se refiere a los clculos necesarios que se necesitan para el manejo de fluidos y de

operaciones en el pozo, estos clculos numricos se basan en el modulo de calculo

aplicado a produccin.

Clculos de Volmenes del fluido de completamiento

Volumen en tanques.

Volmenes unitarios en tanques

Volmenes lodo en el pozo

Volmenes en los anulares

Volmenes en el sistema circulatorio entre otros

Aplicaciones

Tiempo de viaje

Tiempo de retorno

Deteccin de fugas en tubera

Clculos de desplazamiento.

Golpes en la bomba

Volumen de desplazamiento

Volumen de desplazamiento por golpe

Desplazamiento en strokes en el pozo,



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Desplazamiento de tubera en el pozo, capacidad de tubera.

Volumen de fluido

Volumen en el hueco

Volumen en el anular

Requerimiento de agua y clculos de propiedades del fluido.

INSTRUMENTACION Y CONTROL

El extenso control y conjunto de instrumentos se disea acorde para reducir la fatiga y

proveer al operador un amplio cuidado de las condiciones de operacin de la Unidad de

trabajo.

Los instrumentos bsicos son:

Manmetro de presin del pozo Manmetro y vlvulas de control de la presin de las bombas Indicador de peso de la tubera colgada en el pozo Vlvula de control de la velocidad de corrida del tubo de trabajo Freno del malacate Sistema para controlar el enrollamiento uniforme del cable en el malacate Vlvula y manmetros del sistema de proteccin. Controles de las preventoras Paro de emergencia y automtico.

Herramientas de Flujo Las herramientas de flujo restringen el paso de fluidos en el interior del Tubing, ya sea

totalmente como los tapones, en un slo sentido como las vlvulas cheque o

direccionando el flujo como las boquillas.

Multiple Plug Launcher (Dowell Sclumberger): El MPL cuenta con tapones, marranos o

balones para el bombeo a travs del Tubing en el tiempo requerido, sin la necesidad de

romper cualquier conexin sellante de presin.

El MPL incluye las siguientes caractersticas y componentes principales:

Cmara rotaria y camisas para tapones, las cuales deben ser seleccionadas para que se

adapten al tamao del Coiled Tubing en el cual el MPL ser empleado. La camisa es

instalada en el orificio de salida del MPL para mantener la correcta orientacin del tapn

hasta que entre el Coiled Tubing.



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La cmara almacenadora (chamber Housing) y el collar de unin son diseados para

permitir un fcil acceso de los componentes internos del MPL.

El ensamble del trinquete (ratchet) y el indicador de posicin aseguran una seleccin

positiva, con una confirmacin visual de la cmara rotaria requerida. Las cmaras son

identificadas numricamente de 1 a 6, proponiendo una posicin de circulacin en cero

sin tapn.

Las conexiones WECO 1502 permiten la instalacin del MPL en contra de la vlvula de

aislamiento del Tubing.

Tapn Ciego: Se emplea para probar la tubera de trabajo en superficie, la presin de

prueba es 5.000 psi; tambin es utilizado como proteccin en la punta cuando la tubera

est inactiva.

Tapn de Membrana: Este permite al operador un sello temporal en la punta de la tubera

mientras se corre en pozos con alta presin, una vez se encuentra a la profundidad

deseada, el tapn se puede romper aplicando presin interna con el fluido que se

encuentra dentro del Tubing.

Vlvulas Cheque: Las vlvulas cheque se usan cuando no se desea el flujo de fluidos en

reversa por el tubo de trabajo mientras se corre o se retira la tubera de un pozo bajo

presin, se dispone de dos tipos de retencin, de aguja y de aleta.

Estas vlvulas estn generalmente unidas al conector del Tubing ubicado al final de este

equipo. Para prevenir el flujo de fluidos en el Tubing se mantiene la proteccin del pozo

en el evento de que falle o exista un dao en la superficie de la tubera. Las vlvulas

cheque son parte de todo el ensamblaje de fondo del Tubing y podrn ser omitidas solo

donde se haga imposible o se impida el uso (por ejemplo cuando se desee circular en

retroceso a travs del Tubing.



Neiva, 2009 24

Vlvulas Cheque.

Flapper Check Valves: Son comnmente empleadas por necesidad y conveniencia. Estas

vlvulas son similares en diseo, aunque a algunas puede instalrseles un ensamblaje de

cartuchos de vlvula para alivio o mantenimiento.

Pressure Relief Valve PRV (vlvula de alivio de presin): Esta vlvula se abre a un

determinado diferencial de presin para evitar una sobre-presin en la sarta.

La PRV hace parte del sistema de herramientas que previene las sobre-presiones en los

Packer.

Sin embargo, la PRV puede ser usada en algunas aplicaciones donde no necesariamente

se ha excedido un diferencial de presin mximo.

La PRV es bidireccional; es decir que se abrir para permitir que el fluido entre, o salga de

la sarta dependiendo de la direccin del diferencial de presin. Esta caracterstica evita

que las herramientas o los packers sean aplastados cuando el pozo se esta corriendo a

elevadas presiones.

La PRV: Tiene una presin de abertura ajustable de 500 Psi a 2500 Psi. Esta diseada para abrir al diferencial de presin deseado sin tener en cuenta la

presin hidrosttica. Es resistente a los cidos y al H2S

Ball and Seat Check Valves: Estos son tradicionalmente empleados en aplicaciones

convencionales de Coiled Tubing debido a que son de fcil construccin y mantenimiento.

Sin embargo estos diseos tienen limitaciones importantes incluyendo las restricciones de

rea de flujo y obstruccin del pozo. Estas limitaciones requieren el uso de alternativas

como tener el pozo abierto y lleno o sin restriccin en el rea de flujo.

Boquillas o Herramientas de Lavado: Son por lo general de diseo y construccin simple y

son a menudo fabricadas localmente. La accin requerida del lanzamiento generalmente

determina la posicin y tamao de los puertos de las boquillas.



Neiva, 2009 25

Motores de Fondo: Los motores de desplazamiento positivo convierten la energa

hidrulica en energa mecnica, son dos los mecanismos bsicos de conversin:

Bomba de Paletas: Un conjunto de aletas son expuestas al fluido, la presin del fluido se

convierte en fuerza motriz a travs de un eje de transmisin conectado a la bomba de

paletas.

Barra Sin Fin: Se fundamenta en el principio de cavidades progresivas, la presin del

fluido hace rotar la barra la cual termina en un eje de transmisin.

La funcin de estos motores es impartir rotacin a la broca cuando realizan trabajos de

perforacin.

Impact Drill-Jars: Estn diseados especficamente para ser usados en equipos de

Tubing. La operacin de ensamblaje de la herramienta consiste de un sencillo taladro

pulsativo direccional (descendente) y un acelerador, el cual es opcional.

Martillos. Un martillo es un dispositivo que d un repentino golpe, ya sea hacia arriba o

hacia abajo, a la sarta ubicada debajo de l. En aplicaciones de Tubing, por lo general

esta compuesto por un sliding mandrel que permite una breve y repentina aceleracin a la

sarta de tubera localizada arriba del martillo. El viaje del mandril es limitado por un punto

(martillo) el cual golpea el otro extremo correspondiente del mandril (yunque).

La mayora de martillos liberan en una sola direccin, sin embargo, algunos diseos

tienen la caracterstica para habilitar el martillo ya sea hacia arriba o hacia abajo sin

reajustar la herramienta.

Debe ser incluido un acelerador en algunas operaciones de Tubing en las cuales tambin

se monta un martillo. El acelerador se coloca en la sarta de herramientas, en la parte de

arriba se ensambla el martillo en orden para almacenar la energa que puede ser liberada

cuando el martillo se dispara.

Los martillos comnmente usados en operaciones con Tubing trabajan con uno de los

siguientes principios:

Mecnico Hidrulico Fluido mecnico (impacto por fluido)

Los tres tipos de martillo operan con golpes hacia arriba, sin embargo, solamente los

martillos con fluido mecnico son capaces de operar hacia abajo o en ambos sentidos.

Los martillos operan en otros fluidos incluyendo agua, espuma, nitrgeno, xileno, diesel y

lodo de perforacin.



Neiva, 2009 26

Las herramientas incorporan rotacin en la broca, impacto y elevada vibracin o pulso de

presin en cada ciclo, igualmente, la broca no presenta resistencia, esta caracterstica

permite la circulacin dentro y fuera del pozo sin daar la herramienta o las paredes de la

tubera.

La frecuencia del stroke depende de: la rata de fluido y el peso aplicado a la herramienta.

El acelerador se coloca en el tope del martillo para incrementar la eficiencia de la

herramienta cuando se opera a poca profundidad.

Se debe disear una adecuada seleccin de brocas para usarse con el impact drill en un

rango determinado de aplicaciones tales como:

Remocin de Scale Remocin de Grava Perforacin de cemento Remocin de arena / resina Remocin de parafinas Ruptura de discos de cermica

Martillos

Aceleradores: Los aceleradores de Tubing son utilizados en conjunto con los martillos en

operaciones de pesca o stiffline.

Los aceleradores generalmente estn compuestos por un sliding mandrel el cual

comprime un resorte mientras es forzado en la direccin de operacin (por ejemplo hacia

arriba, hacia abajo o en ambos sentidos)



Neiva, 2009 27

Esta herramienta se localiza en la sarta de tubera sobre el martillo, la primera funcin del

acelerador es almacenar la energa para ser liberada cuando el martillo se dispara. La

accin del acelerador, tambin ayuda a proteger a la herramienta localizada cerca a l y

a la sarta de Tubing de un choque causado por el impacto del martillo.

Los aceleradores empleados en las operaciones de Tubing, trabajan con uno de los

siguientes principios:

Spring (mecnico) Compresin de fluidos (hidrulico)

Las herramientas para compresin de fluidos son generalmente llamadas intensificadoras

y son ms comunes que las operadas con aceleradores spring.

Los martillos y los aceleradores podran ser empleados en conjunto, aliviando algunos

problemas asociados con la compatibilidad de las herramientas.

El acelerador debe tener un stroke caracterstico, el cual debe ser lo suficientemente

grande para dar al martillo el tiempo de disparo.

Overshots: son comnmente empleados en extensas variedades de pesca en

operaciones con Tubing; los overshots son diseados para acoplarse sobre el pescado a

recuperar. Una vez que es fijado en el pescado, incrementa tanto la presin ejercida por el

overshot, como la tensin en la sarta.

Al final el pescado o la herramienta son recuperados inmviles, entonces, un mecanismo

de liberacin puede ser activado para recuperar el Tubing y la sarta de herramientas. Esta

recuperacin puede ser incorporada en el diseo de los overshot (overshot recuperable),

aunque tambin existen overshot no recuperables.

El diseo y operacin de los overshot recuperables varia un poco entre fabricantes, sin

embargo, la caracterstica principal y los componentes son similares e incluyen:

Un mecanismo de Agarre / liberacin, usualmente controlado por un mecanismo de trinquete.

Un mecanismo de circulacin fcil el cual, permite la circulacin de fluidos y ofrece una ventaja significativa adems de los mtodos alternativos de pesca.



Neiva, 2009 28

Spears: son comnmente empleados en operaciones de pesca. Tambin son diseados

para acoplar el pescado al ser agarrado por el ID. Aunque el mtodo preferido para

acoplar un pescado es el overshot, el spear da una ventaja alternativa en cuanto recupera

el pescado con un adecuado soporte.

En el momento en que el pescado o la herramienta son recuperados y estn

inmovilizados, se activa una liberacin mecnica que retira el Coiled Tubing y la sarta de

herramientas. Esta liberacin mecnica puede ser incorporada en el diseo del spears

(spears recuperables) o, en algunos casos puede requerir la operacin de una unin

liberadora para separar el Tubing (spear no recuperable). Se recomienda emplear el

spear recuperable en aplicaciones de Tubing.

El diseo y operacin del spear recuperable, vara ampliamente entre fabricantes. Sin

embargo, las caractersticas principales y los componentes son similares e incluyen lo

siguiente:

Un mecanismo de agarre /liberacin, usualmente controlado por un mecanismo de

gancho.

Un cono de agarre el cual podra ser hecho despus de considerar el perfil del fishing

neck y las restricciones de terminacin.

Un mecanismo de circulacin fcil el cual, permite la circulacin de fluidos y ofrece una

ventaja significativa adems de los mtodos alternativos de pesca.

Prueba Hidrulica del Equipo:

Una vez instalado el equipo, se le efecta la prueba hidrulica a este y las conexiones

superficiales que van desde la unidad de bombeo hasta el carrete de la tubera flexible.

Prueba Hidrulica del Equipo de apoyo: el equipo de apoyo se prueba cerrando la

vlvula principal que se encuentra antes de la unin giratoria de la sarta, se comprime

lentamente con la unidad de bombeo hasta 5.000 Psi observando que la presin no

se altere durante 15 minutos, luego se alivia la presin por medio de la vlvula

maestra que se tiene a la salida de la unidad de bombeo.

Prueba Hidrulica de la Tubera de Trabajo y las Conexiones a Pozo: Con la punta de

la tubera de trabajo dentro del conector y la vlvula maestra del rbol de navidad

cerrada y la lateral abierta, se inicia el bombeo para llenar la tubera de trabajo con el

fluido de prueba, teniendo una lnea al quemador para desplazar todo el aire existente

en la tubera.



Neiva, 2009 29

Cuando el fluido bombeado empieza a salir por la lnea de descarga al quemador se

suspende el bombeo para cerrar la vlvula lateral y represionar lentamente hasta 5.000

Psi durante 30 minutos. Con esto se prueba la tubera flexible, stripper, preventoras y

conexiones. Si la presin no cae en este tiempo, la prueba es satisfactoria y se descarga

al quemador.

Cumplidas todas las pruebas y listos para iniciar el trabajo se verifica que la vlvula

maestra y la lateral estn abiertas para iniciar la operacin. COMPLETAMIENTO DE POZOS El completamiento de un pozo es el resultado de muchos estudios que, aunque

realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtencin de hidrocarburos.

La Ingeniera de Yacimientos y de Produccin; han venido realizando, en los ltimos

aos, un trabajo en equipo permitiendo una interaccin de las ramas que conforman la

ingeniera de petrleos.

Tambin se define como el conjunto de trabajos que se realizan en un pozo despus de la

perforacin o durante la reparacin, para dejarlos en condiciones de producir

eficientemente los fluidos de la formacin o destinarlos a otros usos, como inyeccin de

agua o gas

La eleccin y el adecuado diseo de los esquemas de completamiento de los pozos

perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeo operativo, productivo y

desarrollo de un campo. La eficiencia y la seguridad del vnculo establecido entre el

yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratgica disposicin de todos los

parmetros que lo conforman, de esta manera podra hablarse de la productividad del

pozo en funcin del completamiento, que incluye un anlisis de sus condiciones

mecnicas y la rentabilidad econmica que justifique su existencia.

EQUIPOS

El equipo de completamiento de un pozo se compone bsicamente de dos grandes

grupos, el primero es el equipo de superficie y el segundo es el de subsuelo.

Equipo de Superficie

Est compuesto por el conjunto llamado cabeza de pozo, el cual a su vez se compone del

arbolito de navidad y los accesorios complementarios para su adecuado funcionamiento y

varia dependiendo del tipo de levantamiento que se vaya a aplicar, ya sea flujo natural o

levantamiento artificial.



Neiva, 2009 30

Equipo de Subsuelo

Est compuesto por el conjunto de tubera, vlvulas, empaques de fondo y dems

accesorios colocados dentro del pozo.

Sarta de produccin.

Estas constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde arreglos

sencillos hasta arreglos muy complicados. Su objetivo primordial es conducir los fluidos

desde la boca de las perforaciones hasta la superficie. Los Grados API para tubera

mayormente empleados son: J-55, C-75, C-95 y P-105. Los grados C-75 y C-95 son

diseados para soportar ambientes cidos, son ms resistentes y costosos que el J-55,

este ltimo presenta un buen comportamiento en ambientes bsicos. Existen dos tipos de

conexiones, para tuberas de produccin, avaladas por el API. La conexin API NU (No

Upset), que consta de una rosca de 10 vueltas, siendo la conexin menos fuerte que la

tubera. La conexin de tubera EU (External Upset), dicha conexin posee mayor

resistencia que el cuerpo de la tubera y es ideal para los servicios de alta presin.

Empaque de produccin

Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre el tubing y el

revestimiento de produccin, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde el

empaque por el espacio anular, hacia arriba. Estos empaques son utilizados bajo las

siguientes condiciones:

Para proteger la tubera de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta

produccin o presiones de inyeccin.

Para proteger la tubera de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.

Para aislar perforaciones o zonas de produccin en completaciones mltiples.

En instalaciones de levantamiento artificial cuando se requiera.

Para proteger la tubera de revestimiento del colapso, mediante el empleo de un fluido

sobre el empaque en el espacio anular entre el tubing y el revestimiento de produccin.

FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEO DEL COMPLETAMIENTO DE POZOS.

La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de

completamiento y los trabajos efectuados durante el mismo. La seleccin del

completamiento tiene como principal objetivo obtener la mxima produccin en la forma

ms eficiente y econmica posible, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los

factores que determinan dicha seleccin, tales como:

Tasa de produccin requerida.



Neiva, 2009 31

Calidad y composicin de los fluidos Profundidad y grado de desviacin Reservas de zonas a completar. Mecanismos de produccin en las zonas o yacimientos a completar. Necesidades futuras de estimulacin. Requerimientos para el control de arena. Futuras reparaciones. Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecnico,

etc. Posibilidades de futuros proyectos de recuperacin adicional de petrleo. Inversiones requeridas. Etc.

CLASIFICACIN DE LOS COMPLETAMIENTOS DE ACUERDO A LAS CARACTERISTICAS DEL POZO. Bsicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las caractersticas del

pozo, es decir como se termine la zona objetivo:

Hueco Abierto. Hueco Abierto con Forro o Tubera Ranurada. Tubera de Revestimiento Perforada (Caoneada).

Completamiento a Hueco Abierto.

Este tipo de completamiento se realiza en zonas donde la formacin est altamente

compactada, siendo el intervalo de completamiento o produccin normalmente grande

(100 a 400 pies) y homogneo en toda su longitud.

Consiste en correr y cementar el revestimiento de produccin hasta el tope de la zona de

inters, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este

tipo de completamiento se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se

espera produccin de agua/gas ni produccin de arena derrumbes de la formacin.

Completamiento a Hueco Abierto.

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura

Revestimiento de

produccin

Cemento

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura

Revestimiento de

produccin

Cemento



Neiva, 2009 32

Completamiento con Tubera Ranurada. Este tipo de completamiento se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a

problemas de produccin de fragmentos de rocas y de la formacin, donde se produce

generalmente petrleos con presencia de slidos.

En un completamiento con casing o tubera ranurada, el revestimiento se asienta en el

tope de la formacin productora y se coloca una sarta de tubera en el intervalo

correspondiente a la formacin productiva. Dentro de este tipo de completamiento

encontramos la siguiente clasificacin:

Completamiento con liner ranurado (no cementado):

En este tipo de completamiento una malla se coloca a lo largo de la seccin o intervalo de

inters, la cual puede ser empacada con grava para impedir el arrastre de la arena de la

formacin con la produccin.

Completamiento con Liner Ranurado.

Entre los requerimientos necesarios para que este tipo de completamiento se lleve a

cabo, estn los siguientes: formacin no consolidada, formacin de grandes espesores

(100 a 400 pies), formacin homognea a lo largo del intervalo de completamiento, etc.

Completamiento con revestimiento liso o ciego:

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura

Revestimiento de

produccin

Colgador

Forro Ranurado

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura

Revestimiento de

produccin

Colgador

Forro Ranurado



Neiva, 2009 33

En este caso, se instala una sarta de revestimiento a lo largo de la seccin o intervalo de

produccin. El revestimiento se cementa y se caonea selectivamente en la zona

productiva de inters.

Completamiento con Revestimiento Liso.

CONFIGURACIN MECNICA DE LOS POZOS.

De acuerdo a la configuracin mecnica del pozo, el completamiento del mismo puede

variar de acuerdo a diferentes factores y a los usos que se le vaya a dar a los pozos. La

mayora de las partes mecnicas o equipos de subsuelo pueden ser removidos, es decir,

no tienen carcter permanente y son aquellas operaciones en las cuales la tubera de

produccin y el cabezal del pozo (rbol de navidad), se instalan de tal manera que todo

trabajo subsiguiente se lleva a cabo a travs del cabezal y la tubera de produccin con

equipo de workover o con cable.

Factores que Determinan el Tipo de Configuracin Mecnica.

Tipo de pozo (productor, inyector, etc). Nmero de zonas a completar. Mecanismo de produccin. Procesos de recuperacin secundaria (inyeccin de agua, inyeccin de gas, etc). Grado de compactacin de la formacin. Posibilidades de futuros reacondicionamientos. Costos de los equipos.

CLASIFICACIN DE LOS COMPLETAMIENTOS DE ACUERDO A LA CONFIGURACIN MECNICA.

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura

Revestimiento de

produccin

Colgador

Camisa Cementada

Intervalos caoneados

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura

Revestimiento de

produccin

Colgador

Camisa Cementada


Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura

Revestimiento de

produccin

Cemento


Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura

Revestimiento de

produccin

Cemento


Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura

Revestimiento de

produccin

Cemento




Neiva, 2009 34

Completamiento simple convencional: Esta tipo de completamiento se realiza para la produccin una sola zona, a travs de la tubera de produccin.

Completamiento simple selectivo: Consiste en separar las zonas productoras mediante empaques, produciendo a travs de mangas vlvulas de circulacin.

Completamiento mltiple: Se utiliza cuando se quiere producir simultneamente varias zonas petrolferas (yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente reduce el nmero de pozos a perforar.

Completamiento simple: Este tipo de completamiento es una tcnica de produccin

mediante la cual las diferentes zonas productoras producen simultneamente o lo hacen

en forman selectiva por una misma tubera de produccin. Este tipo de completamiento se

aplica donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. En completamientos de

este tipo, todos los intervalos productores se caonean antes de correr el equipo de

completamiento. Adems de producir selectivamente la zona petrolfera, ofrece la ventaja

de aislar zonas productoras de gas y agua. En caso de que la zona petrolfera no tenga

suficiente presin como para levantar la columna de fluido hasta la superficie se pueden

utilizar mtodos de levantamiento artificial. Entre las variedades de este tipo de

completamiento se tiene:

Completamiento Simple.

Completamiento simple convencional

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Revestimiento de

produccin


Empacadura

Hidraulica

Vlvula de circulacin

Empacadura DG Permanente

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Revestimiento de

produccin


Empacadura

Hidraulica

Vlvula de circulacin

Empacadura DG Permanente



Neiva, 2009 35

Completamiento mltiple

Entre los principales tipos de completamientos mltiples, se destacan:

Completamiento doble con una tubera de produccin y una empaque de

produccin: En este tipo de completamiento, la zona superior produce a travs del

espacio anular revestidor / tubera de produccin, mientras que la zona inferior produce a

travs de la tubera de produccin. Generalmente, se aplica donde la zona superior no

requiera levantamiento artificial, no tenga problemas de arena, corrosin, etc..

Completamiento Doble con una Tubera de Produccin y un Empaque de

Produccin.

Completamiento doble con una tubera de produccin y dos empaques de

produccin: Mediante este diseo es posible producir cualquier zona a travs de la

tubera de produccin. Esto se lleva a cabo a travs de una herramienta de cruce (cross

over) que hace que la zona superior pueda ser producida por la tubera de produccin y la

zona inferior por el espacio anular (revestidor-tubera).

Completamiento doble con tuberas de produccin paralelas y mltiples empaques

de produccin: Mediante este diseo se pueden producir varias zonas simultneamente

y por separado a travs del uso de tuberas de produccin paralelas y empaques dobles.

Empacaduras

S

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Tubera de produccin

Revestimiento de

produccin

Empacaduras

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Tubera de produccin

Revestimiento de

produccin


Empacadura Permanente

Vlvula camisade circulacin

Guia Dual

Empacadura Doble permanente

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Guia Dual





Guia Dual


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Neiva, 2009 36

Completamiento Doble con Tuberas de Produccin Paralelas y Mltiples Empaques de Produccin.

TIPOS DE COMPLETAMIENTO DE ACUERDO A LOS SISTEMAS DE

LEVANTAMIENTO

Los sistemas de levantamiento se clasifican en dos clases, las cuales son: Flujo Natural y

Levantamiento Artificial y ste ultimo a su vez se subdivide en:

Bombeo Mecnico Gas Lift (LAG) Bombeo Electrosumergible Bombeo de Cavidades Progresivas Bombeo Hidrulico Combinaciones

o Electrosumergible-Gas lift o Electrogas o Electro-PCP y otros.

FLUJO NATURAL

Cuando la energa natural de un yacimiento es suficiente para promover el

desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo y de all hasta la

superficie, se dice que el pozo fluye naturalmente. Es decir, el fluido se desplaza como

consecuencia del diferencial de presin entre la formacin y el fondo del pozo.

Posteriormente como producto de la explotacin del yacimiento la presin de ste

disminuye, esto implica que la produccin de fluidos baja hasta el momento en el cual, el

pozo empieza un ciclo denominado cabeceo, es decir su produccin es por baches o

intermitente, para posteriormente dejar de producir por s mismo.

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.



Neiva, 2009 37

Cuando el pozo declina en su presin de fondo y en la produccin, adems que el limite

econmico no permite continuar la produccin en flujo natural, surje la necesidad de

extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicacin de fuerzas o energas ajenas al

pozo, a este proceso se le denomina Levantamiento Artificial.

Existen diversos Mtodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se encuentran los

siguientes: Bombeo Mecnico Convencional (BMC), Bombeo Electrosumergible (BES),

Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP), Bombeo Hidrulico (BH), Levantamiento Artificial

por Gas (LAG) y combinacin de los anteriores.

A continuacin se describen brevemente los Mtodos de Levantamiento Artificial

mencionados anteriormente:

BOMBEO MECNICO CONVENCIONAL.

Este mtodo consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de accin

reciprocante, abastecida con energa suministrada a travs de una sarta de varillas. La

energa proviene de un motor elctrico, o de combustin interna, el cual moviliza una

unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El Bombeo Mecnico

Convencional tiene su principal aplicacin en el mbito mundial en la produccin de

crudos pesados y extrapesados, aunque tambin se usa en la produccin de crudos

medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados, y tampoco es recomendable

cuando la produccin de slidos y/o la relacin gas lquido sea muy alta, ya que afecta

considerablemente la eficiencia de la bomba.

Una unidad tpica de Bombeo Mecnico consiste de cinco componentes bsicos:

El Motor primario, el cual suministra la potencia del sistema. La unidad de transmisin de potencia o caja reductora de velocidades. El Equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de transformar el

movimiento rotatorio (primario) en movimiento lineal reciprocante. La sarta de varillas, la cual transmite el movimiento y la potencia a la bomba,

desde la superficie hasta el subsuelo. La Bomba de subsuelo.

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE.

Este Mtodo de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea producir grandes

volmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y con grandes potenciales.

Sin embargo, los consumos de potencia por barril diario producido son tambin elevados,

especialmente en crudos viscosos. Es posible la aplicacin de Bombeo Electrosumergible

en pozos que se encuentren bajo las siguientes condiciones: altas tasas de produccin,

alto ndice de productividad, baja presin de fondo, alta relacin agua petrleo, y baja



Neiva, 2009 38

relacin gas lquido (RGL), en caso de alta RGL, se puede emplear este mtodo

utilizando un separador de gas. Una instalacin de este tipo puede operar dentro de una

amplia gama de condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios

adecuados para cada caso y se compone de equipo de superficie y de subsuelo.

El equipo de superficie de este sistema de Levantamiento Artificial cuenta con los

siguientes elementos:

Banco de transformadores elctricos: constituido por transformadores que

cambian el voltaje primario de la lnea elctrica al voltaje requerido por los

instrumentos y equipos de superficie y posteriormente al voltaje requerido por

el motor.

Tablero de control: su funcin es controlar e indicar las variables de las

diferentes operaciones que se realizan en los equipos y las operaciones en el

pozo.

Variador de frecuencia: permite arrancar los motores a bajas velocidades

reduciendo los esfuerzos en el eje de la bomba, protege el equipo de

variaciones elctricas.

Caja de venteo: est ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control,

conecta el cable de energa del equipo de superficie con el cable de conexin

del motor, adems permite ventear a la atmsfera el gas que fluye a travs del

cable, impidiendo que llegue al tablero de control.

Equipo de subsuelo presenta entre sus principales componentes los siguientes:

Motor elctrico: es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba

para mantener la produccin de fluidos. Se recomienda colocarlo por encima

de las perforaciones.

Protector o sello: se encuentra entre el motor y la bomba, permite conectar el

eje de la bomba al eje del motor. Adems absorbe las cargas axiales de la

bomba y compensa la expansin o contraccin del motor, no permite la entrada

de fluidos al motor.

Seccin de succin: est constituida por la vlvula de retencin y la vlvula de

drenaje. La primera de ellas disminuye la presin hidrosttica sobre los

componentes de la bomba, y la segunda se utiliza como factor de seguridad

para circular el pozo del revestimiento a la tubera de produccin y viceversa.



Neiva, 2009 39

Separador de gas: est ubicado entre el protector y la bomba, reduce la

cantidad de gas libre que pasa a travs de la bomba. Su uso es opcional y se

emplea cuando se prev o se tiene alta relacin gas petrleo (RGP).

Bomba electrosumergible: es de tipo centrfugomultietapas, cada etapa

consiste en un impulsor rotativo y un difusor fijo. El nmero de etapas

determina la capacidad de levantamiento y la potencia requerida para ello. El

movimiento rotativo del impulsor imparte un movimiento tangencial al fluido que

pasa a travs de la bomba, creando la fuerza centrfuga que impulsa al fluido

en forma radial, es decir, el fluido viaja a travs del impulsor en la resultante del

movimiento radial y tangencial, generando al fluido verdadera direccin y

sentido del movimiento.

Cables trifsicos: suministran la potencia al motor elctrico, y deben cumplir

con los requerimientos de energa del mismo. Estn aislados externamente con

un protector de bronce o aluminio, en la parte media un aislante y cada cable

est internamente aislado con plstico de alta densidad.

BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS.

Las bombas de Cavidades Progresivas son equipos rotativos de desplazamiento positivo,

compuestos por un rotor metlico, un estator cuyo material es elastmero generalmente,

un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a

travs de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succin hasta

la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. El movimiento es

transmitido por medio de una sarta de varillas desde la superficie hasta la bomba,

empleando para ello un motor reductor acoplado a las mismas.

Este tipo de bombas se caracteriza por operar a bajas velocidades y permitir manejar

altos volmenes de gas, slidos en suspensin y cortes de agua, as como tambin son

ideales para manejar crudos de mediana y baja gravedad API. Los componentes bsicos

de un sistema de Bombeo de Cavidades Progresivas incluyen:

Equipo de superficie:

Cabezal giratorio: su funcin principal es la de soportar el peso de la sarta de

varillas. Adems, evita que sta ltima retroceda cuando el sistema se apaga.

Movimiento primario (motor): su funcin principal es la de proveer la energa

necesaria para mover el equipo de superficie, y por ende la sarta de varillas y

la bomba.



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Equipo de transmisin de potencia: a travs de un conjunto de poleas, cadenas

y un sistema hidrulico, se encarga de transmitirle potencia al motor. Tambin

se puede incluir dentro de este grupo el Prensaestopas y la Barra Pulida.

Equipo de subsuelo: en este grupo de componentes se encuentran la bomba de

subsuelo, el ancla de gas, el ancla antitorque y la sarta de varillas.

La bomba de subsuelo: consiste de un rotor helicoidal singular que rota alrededor

de un mismo eje, dentro de un estator helicoidal doble de mismo dimetro (menor)

y del doble de longitud. El rotor y el estator forman una serie de cavidades selladas

a lo largo de una misma direccin, que se desplazan desde la succin hasta la

descarga de la bomba.

Ancla antitorque: se encarga de agarrar o sostener la tubera al revestimiento, para

evitar movimientos de la ultima y a la vez, controla y atena el torque, producto del

movimiento rotacional del conjunto varillas-bomba.

Sarta de varillas: es la encargada de transmitir el movimiento rotacional desde el

motor en superficie hasta la bomba de subsuelo, a la vez que transmite la potencia

para que la bomba pueda moverse y enviar los fluidos hasta superficie. La

seleccin, el nmero de varbillas y el dimetro de stas dependen de la

profundidad a la que se desea colocar la bomba de subsuelo y de las condiciones

de operacin.

BOMBEO HIDRULICO.

Los sistemas de Bombeo Hidrulico transmiten su potencia mediante el uso de un fluido

presurizado que es inyectado a travs de la tubera. Este fluido conocido como fluido de

potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de subsuelo que acta como un

transformador para convertir la energa de dicho fluido a energa potencial o de presin en

el fluido producido que es enviado hacia la superficie. Los fluidos de potencia ms

utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo.

El bombeo hidrulico se divide en dos clases:

Tipo Pistn. Tipo Jet.

El bombeo hidrulico, al igual que todos los sistemas de bombeo, se compone de equipo de superficie y de subsuelo. El equipo de superficie comprende:

Tanques de almacenamiento, tanques de lavado, separadores y/o tratadores:

cuando se utiliza petrleo como fluido de potencia en un sistema abierto, dicho



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fluido se obtiene de tanques de almacenamiento o de oleoductos, de donde se

suministran al sistema de bombeo o de distribucin. Si se est en un sistema

cerrado, el fluido de potencia, bien sea agua o petrleo es manejado en un circuito

cerrado, el cual debe disponer de su propio tanque de almacenamiento y equipos

de limpieza de slidos, estos equipos operan independientemente de las

operaciones en las estaciones de produccin.

Bomba multiplex o triplex: son bombas de accin reciprocante y constan de una

unidad de potencia y un caudal de fluido.

Vlvulas de control: en general se usan varios tipos de vlvulas de control para

regular y/o distribuir el suministro de fluido de potencia a uno o ms pozos.

Mltiples de control: se utilizan para dirigir los fluidos directamente a cada uno de

los pozos. Una vlvula de control de presin constante, regula la presin del flujo y

la cantidad de fluido de potencia que se requiere en cada pozo, cuando se usa una

bomba reciprocante.

El equipo de subsuelo comprende:

Sartas de tuberas: generalmente se usan dos sartas de tubera, una conduce el

fluido motriz y la otra transporta los fluidos provenientes de la formacin en

conjunto con el fluido motriz, en algunos casos se usa una sola sarta de tubera y

en reemplazo de la otra se usa el revestimiento de produccin.

Bomba de subsuelo: puede ser de tipo pistn o tipo jet, cuya funcin principal es

permitir la mescla de el fluido motriz con los fluidos producidos por la formacin.

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG).

Este Mtodo de Levantamiento Artificial opera mediante la inyeccin continua de gas a

alta presin en la columna de los fluidos de produccin (Flujo continuo), con el objeto de

disminuir la densidad del fluido producido y reducir el peso de la columna hidrosttica

sobre la formacin, obtenindose as un diferencial de presin entre el yacimiento y el

pozo que permite que el pozo fluya adecuadamente. El gas tambin puede inyectarse a

intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de

lquido (Flujo intermitente). Como variantes de estos mtodos, tambin se han

desarrollado otros como la Cmara de Acumulacin, el Pistn Metlico y el Flujo Pistn.

Una instalacin de LAG consta bsicamente de: la sarta de produccin y el equipo

asociado, la lnea de flujo, el separador, los equipos de medicin y control, la planta

compresora o fuente de gas de levantamiento de alta presin y las lneas de distribucin



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del gas. El equipo de produccin consiste en una o varias piezas tubulares denominadas

mandriles, los cuales se insertan o enroscan con la tubera de produccin y llevan insertas

las vlvulas de levantamiento, a travs de la cual pasa el gas destinado a levantar el fluido

de produccin.

El equipo de subsuelo representa la base para el funcionamiento del LAG y est

constituido principalmente por las vlvulas de LAG y los mandriles. Las vlvulas de LAG

tienen como funcin permitir la inyeccin, a alta presin del gas que se encuentra en el

espacio anular.

El mandril es una seccin tubular que permite colocar la vlvula a la profundidad deseada

y permite el paso del gas, desde el espacio anular hacia la vlvula LAG. Se instala con la

tubera de produccin, puede ser de tipo convencional, donde la vlvula va enroscada

externamente con un protector superior, para recuperar dicha vlvula es necesario sacar

la sarta de produccin. Las instalaciones de LAG pueden ser: cerradas, semicerradas y

abiertas. Las cerradas son aquellas provistas de empaques y vlvula fija de retencin de

lquido, las semicerradas poseen empaques, pero sin vlvula fija; y las abiertas no utilizan

empaques, ni vlvula fija. Las instalaciones cerradas y semicerradas se usan para flujo

por la tubera de produccin o por el anular.

Este tipo de Mtodo de Levantamiento Artificial permite manejar grandes volmenes de

produccin, incluyendo la produccin de agua y sedimentos. Adems cuenta con la

flexibilidad de distribuir gas a varios pozos con una sola planta de compresin, y de

recuperar las vlvulas con guaya fina o tubera.

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