ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” BOLIVIA
EXPOSICIÓN SEMESTRAL
“ARREGLO DE SUB-SUPERFICIE” DAYANA MARLENE PINTO LENZ (S4218-8) JUAN PABLO ESTIKLE PEÑA (S4165-3) CARLOS EDUARDO MONTAÑO PINTO (S3805-9) LUIS CARLOS GARCIA AGREDA OLGUIN (S3732-X) CIRO TORRICO LOPEZ (S5541-7)
DOCENTE: ING. CELESTINO ARENAS MARTINEZ SANTA CRUZ, 21-08-2015
ÍNDICE 1. ANTECEDENTES..……………………………………………………….………….1 2. INTRODUCCION………………………………………………………….………….1 3. OBJETIVOS GENERLES…………….………………………………….………….1 3.1. OBJETIVOS ESPECÍFICOS……………………………………………………...2 4. DESARROLLO……………………………………………………………………….2 4.1.
COMPLETACIÓN………….…………………………………….…….………..3
4.1.1.
DEFINICIÓN DE TERMINACIÓN (COMPLETACIÓN)………………...…4
4.1.2.FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS …………………………………………………………………………………..4 4.1.3. POZO ABIERTO ………...…………………………………………...……....5 4.1.4.
POZO ENTUBADO Y BALEADO………………………..……………..…..5
4.1.5.
TERMINACIÓN CON EMPAQUE DE GRAVA…...............……………..11
4.1.6.
FLUIDOS DE TERMINACIÓN ……………………………………………..11
4.1.7.
ESQUEMA DE POZO……………..………………………………………...15
4.2.
TIPOS DE TERMINACIONES…………………………………………...…15
4.3.
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL......…………………....16
4.4.
EQUIPOS SUBSUPERFICIALES……………………………………….....16
4.4.1.
FUNCIONES PRINCIPALES DE LOS EQUIPOS…..……………………19
4.4.2.
BACK PRESSURE VALVE Ó TWO WAY CHECK ……………….…….21
4.4.3.
COLGADOR DE TUBERÍA (TUBING HUNGER)……….………….…....21
4.4.4.
TUBERIA……..…………………………………………………………..…..22
4.4.5. 4.4.6. 4.4.7.
VÁLVULA DE SEGURIDAD SUB-SUPERFICIAL………………………23 DISPOSITIVOS DE CIRCULACIÓN……………………….……………...24 PACKERS……………………...…………………………………………….25
4.4.8. MANDRILES………….………………………………………………………...26 4.4.8.1. MANDRILES DE PRODUCCIÓN ………………………………………….27 1
FILTROS………………………………………………………………………….28
2
CENTRALIZADORES…………………………………………………………..30
3
PESCADORES…………………………………………………………………..30
4
APLICACIONES…………………………………………………………………32
5
EQUIPOS…………………………………………………………………………33
6
CONCLUSIONES………………………………………………………………..35
7
RECOMENDACIONES………………………………………………………….36
8
BIBLIOGRAFIA…………………………………………………………………..36
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11
1. ANTECEDENTES La completación de pozos representa la concreción de muchos estudios que, aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención de hidrocarburos. La ingeniería petrofísica, ingeniería de yacimientos y de las ciencias de producción y de construcción de pozos; han venido realizando, en los últimos año s, un trabajo en equipo permitiendo una interacción de las ramas que conforman la ingeniera del petróleo. La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de pozos perforados, constituyen partes decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y desarrollo de un campo. La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos los parámetros que los conforman , de esta manera podría hablarse de la productividad del pozo en función de la completación, que incluye un análisis de sus condiciones mecánicas y la rentabilidad económica que justifique su existencia. Antes de conocer la teoría de completación de pozos, es importante conocer con detalle algunos conceptos fundamentales en el área a estudiar.
SARTA DE PRODUCCIÓN O EDUCTOR
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 tubería mayormente empleados son: J-55, C-75, C-95 y P-105. Los grados C-75 y C-95 son diseñados para soportar ambientes ácidos, son más resistentes y costosos que el J-55, este último presenta un buen comportamiento en ambientes básicos. Existen dos tipos de conexiones, para tuberías de producción, abaladas por la American Petroleum Institute (API). La conexión API “NU” (NOT-UPSET), que consta de una rosca de 10 vueltas, siendo la conexión menos fuerte que la tubería. La conexión de tubería “EUE” (EXTERNAL UPSET), dicha conexión posee mayor resistencia que el cuerpo de la tubería y es ideal para los servicios de alta presión.
EMPACADURA DE PRODUCCIÓN
Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería eductora y el revestimiento de producción, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba. Estas empacaduras son utilizadas bajo las siguientes condiciones: 1
a) Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección. b) Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos. c) Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples. d) En instalaciones de levantamiento artificial por gas. e) Para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el empleo de un fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la tubería eductora y el revestimiento de producción.
MECANISMO BÁSICO
Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseñada, dos cosas deben suceder: primero un cono debe ser empujado hacia las cuñas a fin de que ellas se peguen a la pared del revestidor y segundo el elemento de empaque (gomas) debe ser comprimido y efectuar un sello contra la pared del revestidor. Sus componentes básicos son: a) Elementos sellantes: Estos elementos son normalmente construidos de un producto de goma de nitrilo y se usan en aplicaciones tales como: instalaciones térmicas, pozos cretácicos y pozos productores de gas seco. Se ha comprobado que los sellos de goma de nitrilo son superiores cuando se utilizan en rangos de temperaturas normales a medias. Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime de manera tal que forma un sello contra la pared de la tubería de revestimiento. Durante esta compresión, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la tubería. Esta expansión junto con la maleabilidad del mencionado elemento ayuda a que estos vuelvan a su forma original al ser eliminada la compresión sobre la empacadura. Algunas empacaduras incluyen resortes de acero retráctiles moldeados dentro del elemento sellante para resistir la expansión y ayudar en la retracción cuando se desasiente la empacadura. Existen cuatro tipos de elementos sellantes que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano, duro y especiales. (I, II, III y IV, respectivamente). b) Cuñas: Las cuñas existen en una gran variedad de formas. Es deseable que posean un área superficial adecuada para mantener la empacadura en posición, bajo los diferenciales de presión previstos a través de esta. Las cuñas deben ser reemplazadas si ya se han utilizado una vez en el pozo. 2
c) Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo más simple de asentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en “J” y pasador de cizallamiento que requiere solamente una ligera rotación de la tubería de producción al nivel de la empacadura para el asentamiento y puede, generalmente, ser desasentada por un simple levantamiento sobre la empacadura. Este procedimiento es aplicable a las empacaduras recuperables. d) Dispositivos de fricción: Los elementos de fricción son una parte esencial de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Pueden ser flejes, en resortes o bloque de fricción, y si están diseñados apropiadamente, cada uno de estos proporciona 2. INTRODUCCIÓN La terminación de un pozo es un proceso operativo que se inicia después de la cementación del revestimiento de explotación y se lo hace con la finalidad de dejar el pozo en producción. El objetivo principal de la terminación es obtener la producción optima de hidrocarburos al menor costo, pero todo esto dependerá de las características que posea dicho pozo, debido a que cada pozo es distinto, se debe hacer un análisis y diseñar un arreglo final especifico que se adapte a las condiciones del pozo y nos permita obtener una recuperación máxima, y segura. Para realizar esto disponemos de una variedad de accesorios que nos permitirían controlar el flujo de agua, presiones, invasiones de arenas y hasta reventones de pozo. De modo que cada día logramos terminaciones más eficientes y seguras a medida que la tecnología avanza.
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3. OBJETIVO GENERAL Describir cada uno de los accesorios que componen el arreglo de subsuperficie, en la completación de pozos que tienen la finalidad de traer los fluidos desde la formación productora hasta el cabezal del pozo, en forma segura para el personal y las instalaciones. 3.1. OBJETIVOS ESPECIFICOS Definir que es un arreglo de subsuperficie. Describir cada uno de los accesorios, que componen el arreglo de subsuperficie. Definir cuáles son las funciones de los equipos de subsuelo. Explicar las características de cada uno de los elementos y sus aplicaciones. 4. DESARROLLO 4.1. COMPLETACIÓN Es el conjunto de operaciones ejecutadas desde el momento en que se baja la cañería de producción Operaciones principales: Reperforación del Cemento Cambio del fluido Registros eléctricos (CBL, GR-CCL) Baleos de cañería (zona de interés) Pruebas de Evaluación, Empaque de grava en OH ó en cañería Bajado de arreglo final de producción. 4
Instalación del arbolito de producción.
ESTRATIGRAFIA Escarpment
LITOLOGIA Arenas no consolidadas Intercalaciones de arcillas
Taiguati Tarija
Diamictita y arenas Arcillas
Tupambi Iquiri Carbonifero
Lutitas con arenas Arcillas micáceas Lutitas con intercalaciones de arenas
Iquiri Los Monos Arenas con intercalaciones de Lutitas Huamampampa Huamampampa Lutitas limosas Los Monos Huamampampa Areniscas
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4.1.1. DEFINICIÓN DE TERMINACIÓN (COMPLETACIÓN) Se definen como las actividades que se efectúan, posterior a la perforación del hoyo principal, hasta que se coloca el pozo en producción. 4.1.2. FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS • • • • • • • • •
Tasa de producción requerida. Reservas de zonas a completar. Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar. Necesidades futuras de estimulación. Requerimientos para el control de arena. Futuras reparaciones. Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc. Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo. Inversiones requeridas.
CRITERIOS DE DISEÑO Los criterios de diseño de las terminaciones dependen de: Técnicas de producción (productividad del pozo). Posibilidades de reparación futuras (problemas mecánicos de fondo y otros). El mejor diseño proveerá la operación más rentable de un pozo de petróleo o gas a lo largo de su vida útil. Un diseño deficiente llevara a elevados costos operativos, abandono prematuro, y reservas no recuperadas. MÉTODOS Hay tres métodos básicos para terminar un pozo: Pozo abierto. Entubado y baleado. Con empaque de grava en OH ó CH 4.1.3. POZO ABIERTO Que consiste en instalar y cementar la cañería de revestimiento encima del nivel superior de la zona productora dejando libre a la formación para que fluya a través de la cañería ó tubería de producción Usado en yacimientos de formaciones duras y compactas con buenas acumulaciones de reservas de hidrocarburos líquidos donde no se va a presentar problemas de producción de arenas. 6
Cemento
Pozo Abierto
Formación productora
4.1.4. POZO ENTUBADO Y BALEADO •
•
• •
Este es el método de terminación convencional, que consiste en alcanzar con la cañería de revestimiento hasta el tope inferior de la arena productora donde descansa el zapato de la cañería. Una vez cementada la cañería de revestimiento se procede a al baleo y controlando estrictamente el equilibrio de presiones para tener en todo momento que PH = PFo. Baleos o Luego proceder a la instalación de la tuberia de producción. Este es el tipo de terminación recomendada en todopunzados tipo de pozos y su ventaja radica en el hecho de que se mantiene durante todo el trabajo de producción del pozo las presiones controladas
(b) Con tubing(a) de Sin producción Tubing Niple No-Go
Tubing de producción 7
4.1.5. TERMINACIÓN CON EMPAQUE DE GRAVA • Que se utiliza en pozos cuyas niveles productores son estructuralmente débiles, que ofrecen poca resistencia a la fuerza originada por los fluidos que arrastran arena desde el interior de la formación al fondo de pozo, taponando los baleos y los componentes del arreglo de fondo como los filtros y las válvulas, con la consiguiente obstrucción final del flujo de la mezcla de hidrocarburos. • Para evitar este problema el método de control consiste en colocar empaques de grava en el fondo de pozo utilizando una granulometría determinada mezclando arenas, por ejemplo con resinas para formar una pared permeable artificial con porosidad adecuada para no obstruir el flujo de los fluidos.
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Casin g
Tubin g Packe r
Proppa nt (grave l)
Blank Pipe
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EXCLUDER (BAKER)
Dos mallas internas: una soldada al tubo base y otra tipo membrana que envuelve a la anterior Área de flujo aproximado de 30% o La camisa externa protege contra la erosion STRATAPACK (BJ)
Posee 4 membranas aglomeradas, envueltas por 2 mallas Gran área de flujo (30%) Buena resistencia a daño mecánico y taponamiento. FILTROS EXPANDIBLES Tubo base ranurado 4 membranas filtrantes superpuestas Mandril de expansion / Cono de expansion 4.1.6. FLUIDOS DE TERMINACIÓN • Los fluidos de terminación o reparación de pozos son aquellos que entran en contacto con la formación productiva durante el ahogo, la limpieza, el taponamiento de fondo, la estimulación o el baleo (punzado). • El contacto de los fluidos de intervención con la formación será una fuente primaria de daño por influjo (contrapresión). • Este contacto fluido/pozo no puede ser evitado. Por tal motivo el Supervisor de campo debe elegir fluidos que minimicen la posibilidad de daño.(se debe elegir fluidos que sean compatibles con la formación)
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•
Un fluido de intervención sucio puede reducir la permeabilidad taponando los canales de flujo. Aun los fluidos relativamente limpios pueden provocar daño de formación por inyección de micropartículas.
4.1.7. ESQUEMA
DE
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POZO
4.2. TIPOS DE TERMINACIONES • Terminación Simple: Se aplica en pozos con un solo nivel productor donde se instala una sola columna de tubería de producción, con un packer para terminación simple y un árbol de navidad para terminación simple que puede ser de baja, mediana y alta presión. Las terminaciones simples pueden ser instaladas en pozos petrolíferos y pozos gasíferos.
•
Terminación Doble Las terminaciones dobles se dividen en: Instalación de dos sartas de tubería paralelas Terminación doble con una sola sarta de producción Terminación doble con la instalación de tuberías concéntricas
Terminación doble con una sola sarta de producción
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Terminación doble con la instalación de tuberías concéntricas Terminación Triple Terminación vertical Triple con tres tuberías
Terminación vertical Triple
4.3. MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se encuentran los siguientes: • Bombeo Mecánico Convencional (BMC) Este método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El Bombeo Mecánico Convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudos
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pesados y extrapesados, aunque también se usa en la producción de crudos medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados
•
Bombeo Electrosumergible (BES)
Este Método de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea producir grandes volúmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y con grandes potenciales. Sin embargo, los consumos de potencia por barril diario producido son también elevados, especialmente en crudos viscosos. Una instalación 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 •
Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP)
Las bombas de Cavidad Progresiva son máquinas rotativas de desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastómero generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión 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 cabillas desde la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor – reductor acoplado a las cabillas.
•
Bombeo Hidráulico (BH)
Los sistemas de Bombeo Hidráulico transmiten su potencia mediante el uso de un fluido presurizado que es inyectado a través de la tubería. Este fluido conocido como fluido de potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de subsuelo que actúa como un transformador para convertir la energía de dicho fluido a energía potencial o de presión en el fluido producido que es enviado hacia la superficie. Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo
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•
Levantamiento Artificial por Gas (LAG)
Este Método de Levantamiento Artificial opera mediante la inyección continua de gas a alta presión en la columna de los fluidos de producción (Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y reducir el peso de la columna hidrostática sobre la formación, obteniéndose así un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo que permite que el pozo fluya adecuadamente. El gas también puede inyectarse a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquido (Flujo intermitente).
4.4.
EQUIPOS SUBSUPERFICIALES
Que abarca desde el fondo de pozo hasta la base inferior del árbol de navidad, donde está asegurada a través de los colgadores de tubería. 4.4.1. FUNCIONES PRINCIPALES DE LOS EQUIPOS Comunicar a la arena productora con el fluido de pozo, controlando las presiones de fondo. Permitir la circulación de los fluidos de formación desde el fondo de pozo hasta la superficie. Soportar las presiones del flujo de los fluidos. 15
Controlar a través de la tubería las velocidades de circulación. 4.4.2. BACK PRESSURE VALVE Ó TWO WAY CHECK Es una válvula que se instala en el tubing Hunger. En un solo ó doble sentido y es del tipo check
4.4.3. COLGADOR DE TUBERÍA (TUBING HUNGER) Conectado al tope de la sarta de producción su función es sostener la misma. Promueve el sello, con la ayuda del tapón.
4.4.4. TUBERIA Es un elemento cilíndrico hueco compuesto de acero, con una geometría definida por el diámetro y el espesor del cuerpo que lo conforma. Es fabricada bajo los sgtes parametros: • Resistencia a la tensión • Resistencia al colapso. • Resistencia al reventamiento. • Resistencia a la corrosión. • Diametro interno/externo • Longitud de la tuberia. 16
• • • • •
Tipo de rosca inferior y superior. Peso nominal (acoplamiento/sin acoplamiento) Grado Espesor de pared Drift
CONEXIONES Una conexión es un objeto mecánico usado para unir la tubería y accesorios con el fin de formar una sarta de tubería continua. ¿Por qué es tan importante? Las fallas en la tuberia > 90% son debidas a las conexiones TIPO DE ROSCA •
1. Rosca cuadrada 2. Rosca Triangular. 3. Rosca Hydrill
DRIFT. Es el mínimo diámetro para permitir el paso de herramientas o tubería. 17
ESPESOR DE PARED Es el espesor de la pared del tubo .El mismo en cualquier parte del tubo no deberá ser menor zd que el espesor tabulado Su tolerancia debe ser -12.5% DIAMETRO INTERNO El diámetro interno de esta gobernado por el diámetro externo y la tolerancia de la masa 4.4.4.1.
ANALISIS DE ESFUERZOS DE TUBERIAS
Resistencia al Reventamiento Es la capacidad de la tubería para soportar la presión interna sin presentar falla alguna. Presión externa ó colapso • Es la capacidad de la tubería para soportar la presión externa, sin experimentar falla alguna. Los parámetros son: Tipo de acero, tensión, espesor de pared, compresión. Resistencia a la Tensión ó Compresión. •
• Esta se debe a las fuerzas que actúan sobre el tubo 4.4.5. VÁLVULA DE SEGURIDAD SUB-SUPERFICIAL (Subsurface Safety valve) • • • • • • •
Es utilizada en todos los pozos. Protección en caso de fallas en instalaciones superficiales. Funcion, cierre automático de emergencia del pozo Cierre por control remoto ó manual, controlado en locación ó desde sala de control. Requiere de pruebas en forma rutinaria. Se constituye en una barrera más de seguridad del pozo Reciben varios nombres según el fabricante (SSSV, TRSV, DHSV)
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4.4.6. DISPOSITIVOS DE CIRCULACIÓN Funcion ó objetivo: • • •
Ahogando pozo (killing well)- overbalance. Alivianando columna hidrostatica- Underbalance. Permitir circulación entre la tuberia y el espacio anular.
• • •
Sliding Sleeve/side door Side pocket mandrel. Realizar un tubing puncher si se requiere
Opciones:
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4.4.7. PACKERS Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería eductora y el revestimiento de producción, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba. Estas empacaduras son utilizadas bajo las siguientes condiciones:
Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección. Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos. Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples. En instalaciones de levantamiento artificial por gas. Para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el empleo de un fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la tubería eductora y el revestimiento de producción.
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Es un elemento de sello de cuñas, gomas y mordazas Su función: • Proteger la cañería y el E.A. • Mejorar la estabilidad en el flujo • Retención del fluido de empaque. • Aislamiento entre zonas productoras. • De gran utilidad en completaciones con GLS Según Requerimiento pueden ser: • Simple, Dobles. • Permanente, recuperable Tipo de anclaje: • Hidráulicos, mecánicos, eléctricos (adapt kit), inflables
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4.4.8. MANDRILES El término mandril tiene muchos significados. Puede referirse al cuerpo principal de una herramienta o un eje. Adicionalmente, partes de la herramienta podrían estar conectadas, arregladas o encajadas adentro. También se refiere a un miembro que tiene presión o un tubo / varilla de operaciones en una herramienta (es decir, obturadores de empaque, herramientas para desvíos, herramientas), y se usa en el sentido amplio para definir el miembro de una herramienta para ubicar como por ejemplo, un mandril para bombeo neumático. En las líneas de cable el término mandril se refiere a las herramientas que se traban a la tubería por medio de cuñas o que se traban en los niples de tope. 4.4.8.1.
MANDRILES DE PRODUCCIÓN
Los mandriles expansibles Tipo G se utilizan para el rectificado del diámetro exterior de una gran variedad de piezas. La gama tipo G ofrece la misma precisión, flexibilidad y facilidad de uso que nuestros mandriles estándar o acanalados, proporcionando a la vez caras de contrapunto más largas y canales de drenaje para eliminar cualquier fluido que se produzca entre las mordazas y las ranuras.
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Los mandriles de producción Production Mandrels se fabrican en doce (12) tamaños.
Type G, English
Type G, Metric
4.4.8.2.
MANDRILES ESTÁNDAR
Los mandriles expansibles estándar se utilizan como utillajes de sujeción para la inspección de piezas entre centros. Los mandriles ofrecen una excelente repetitibilidad, y tienen la habilidad de cargar y descargar rápidamente las piezas. Con una amplia variedad de rangos de expansión, los mandriles pueden utilizarse en piezas con agujeros desde .250 a 7.00 pulgadas, con sólo 12 mandriles y con una precisión .0001" T.I.R. Los mandriles estándar se fabrican en cinco (5) tipos y una amplia gama de tamaños.
Type A, English - extra ancho, para rango de expansión máximo
Type B, English - garras extra largas para longitud de agujero grande
Type C, English - compacto, para longitud de agujero corta
Type H, English - inspección de fresas madre y agujeros extra largos
Type M, English - diámetro y longitud de agujero extra cortos
Type A, Metric - extra ancho, para rango de expansión máximo
Type B, Metric - egarras extra largas para longitud de agujero grande 23
Type C, Metric - compacto, para longitud de agujero corta
Type H, Metric - inspección de fresas madre y agujeros extra largos
Type M, Metric - diámetro y longitud de agujero extra cortos
4.4.8.3.
MANDRILES ACANALADOS
Los mandriles acanalados disponen del mismo diseño principal que los Mandriles estándar excepto porque el diámetro de primitivo de la pieza se rectifica dentro del filo de contacto de tres mordazas, y alterando el espaciado entre las mordazas según se necesite. Los mandriles acanalados también pueden realizar contactos mayores. En ambos casos se garantiza una repetitibilidad de .0002 o superior. Los mandriles acanalados se cotizan tras revisar los datos de acanalado que se muestran en el siguiente esquema, así como los del plano de pieza. Datos de acanalado requeridos para que Gleason pueda realizar una oferta:
Número de dientes
Diámetro primitivo
Diámetro de bolas
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Diámetro menor
Diámetro mayor
Longitud de agujero
4.4.9. SISTEMAS DE CONTROL DE FLUJO (NIPPLES) Permiten la instalación de: • Tapones • Chokes • Medidores de presión Uso de un nipple con perfil para lock mandrel
4.4.10.
CAMISA DESLIZANTE
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Son equipos de comunicación o separación los cuales son instalados en la tubería de producción pueden ser abiertos o cerrados mediante unidades de cable de acero.
Entre las funciones que cumplen estos dispositivos tenemos: -
Traer pozos a producción Matar pozos Lavar arena Producción de pozos en múltiples zonas
Existe una gran variedad de estos equipos con diferentes aplicaciones, pero con un mismo principio de funcionamiento. Entre ellos tenemos: -
Tuberia de producción con orificios Con receptáculos de asiento y ancla para mandril Con una sección de sello Con camisa recuperable con wire line Con valvula recuperable con wire line
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4.4.11.
CHOKES DE FONDO O
ESTRANGULADORES DE FONDO DE POZO Un dispositivo de fondo de pozo utilizado para controlar el flujo de fluidos en condiciones de fondo de pozo. Los estranguladores de fondo de pozo generalmente son removibles con intervenciones con línea de acero y se colocan en un niple de asentamiento en la sarta de tubería de producción
Tiene como finalidad dar a conocer y presentar la forma en que fue corregido un problema de formación de hidratos y congelamiento en instalaciones (por Efecto Joule Thomson); así como también, dar a conocer
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el uso de una herramienta de aplicación, estranguladores de fondo, para eliminar estos problemas en pozos del Campo Beneficios: Aligera la columna de líquidos e incrementa la velocidad del flujo
4.4.12.
VÁLVULA DE SEGURIDAD DE FONDO DE POZO
Un dispositivo de seguridad instalado en la parte superior del pozo para el cierre de emergencia de los conductos de producción en caso de emergencia. Existen dos tipos de válvulas de seguridad de fondo: las controladas desde la superficie y las controladas desde el subsuelo. En cada caso, el sistema de válvulas de seguridad está diseñado para operar a prueba de fallas, de modo que el pozo es aislado en caso de falla del sistema o daño de las instalaciones de control de la producción de superficie.
Las válvulas de seguridad de fondo de pozo son esenciales en pozos offshore y en lugares donde el medio ambiente es sensible o protegido, o también en pozos que produces gases peligrosos. Las primeras válvulas de seguridad de fondo de pozo trabajan por medio de diferenciales de presión, esto debido a un cambio en un cambio del caudal de producción, dentro de esta válvula había un tubo de flujo que tenía un choke, al 28
cambiar el caudal de producción esto producía un cambio brusco de presión lo que activaba la paleta. Este sistema tenía dos grandes problemas, primero que como este se activaba por cambios en la producción, no nos permitía producir un pozo a su máxima capacidad, ya que estos se los configuraba antes de meterlos al pozo en el caso de configurarlo a la máxima producción de un pozo no existía un flujo capaz de activarlo en caso de descontrol por que le faltaría diferencial de presión y segundo que no se podía controlar desde superficie. Hoy en día estas válvulas funcionan por mecanismos hidráulicos y puede ser controlada remotamente o en una sala de control. Fuerza hidráulica es utilizada para mantener la válvula abierta, en caso de emergencia o catástrofe dicha fuerza se perderá, activando automáticamente la válvula y cerrando el flujo.
4.4.13.
VÁLVULA DE DESCARGA DE FLUIDO
Otro término para válvula de circulación, dispositivo de fondo de pozo que permite la circulación a través de la sarta de tubería y el anillo asociado. Como accesorio de terminación, se incluye una válvula de circulación para hacer circular fluido para matar (ahogar) el pozo o inducir el pozo a producción. Las válvulas de circulación funcionan típicamente por medio de herramientas operadas con línea de acero y, generalmente, son capaces de varios ciclos de apertura y cierre antes de requerir servicio. Aplicaciones: Permite cambiar de la tubería y espacio anular, es utilizada en terminaciones recuperables y pozos de bombeo mecanico Beneficios: No requiere movimiento mecanico de la tubería ni euipos de línea alambre
: 4.4.14. FLOW COUPLING (ACOPLAMIENTO DE FLUJO) Un componente de la terminación, de paredes gruesas y relativamente corto, instalado en las zonas donde se anticipa la presencia de turbulencia. El espesor adicional de la pared previene las fallas prematuras producidas por la erosión en la zona de flujo turbulento. Los acoplamientos de flujo se instalan generalmente por
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encima y por debajo de los componentes de la terminación, tales como los niples de asentamiento, que pueden incidir en el flujo Aplicaciones: Ayuda a inhibir la erosión causada por la turbulencia de flujo. Debe ser instalada por encima y por debajo de las restricciones que provocan turbulencia Características: Es usado con niples asiento y camisas • Mínimo 0.91 m de largo • Espesor mayor al de la tubería. Beneficios: Ayuda a extender la vida de los arreglos de fondo
: 4.4.15. PUP JOINT: Aplicación: Son componentes tubulares que sirven para dimensionar y espaciar arreglos de producción. Características: Existen de variado diámetro y longitud Beneficios Fácil espaciamiento de sartas de producción.
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4.4.16. BLAST JOINTS Es una sección de tubería de paredes pesadas que se coloca en cualquier intervalo disparado, a través de la cual debe pasar la tubería de producción, tal como la que puede requerirse en las terminaciones de múltiples zonas. Además de ser más pesada que los componentes normales de la terminación, la pared de un tubo reforzado es tratada a menudo para resistir la acción de erosión por chorro que puede tener lugar en las proximidades de los disparos. En palabras más simples son tubulares de mayor espesor de pared que la tubería de producción, que están hecho de aleaciones de acero de alta calidad para soportar la abrasión, y fuerza.
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En el caso de schlumberger tiene las siguientes dimensiones de blast joints:
4.4.17. REENTRY GUIDE Diseñado para proveer acceso de herramientas de wireline a la tuberia. Aplicación Es instalado en el fondo de la sarta de producción Sirve como ayuda para la reentrada de las herramientas de wireline, que pudieron haber sido bajadas por debajo del fondo de la sarta de tuberia de completación. 32
Beneficio del diseño. ID Biselado, Es de gran ayuda para recuperar Herramientas de wireline que están por debajo de la sarta
4.4.18. JUNTA DE SEGURIDAD Herramienta que permite la liberación de la sarta Aplicación Parte componente del arreglo de producción Prueba. Es instalado por debajo del packer superior Característica Herramienta provista de pines para liberación Beneficio Permite la liberación de la sarta con Tensión en caso de aprisionamiento.
4.4.19.
JUNTA DE EXPANSION
La junta de expansión es una sección de tubería con bridas, especialmente manufacturada, que puede ser insertada en un sistema de tubería rígida y lograr uno o más de los siguientes objetivos. Absorber movimientos axiales, laterales y angulares, además de reducir o eliminar vibraciones mecánicas, en tuberías y/o equipos.
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En función de su material constructivo, existen 3 grandes grupos, a saber: tejido, goma y metal. Metal
Tejido Goma
Existen diversos factores que nos indican que tipo de junta de expansión se debe utilizar. Los factores determinantes son: la temperatura del fluido interior, la presión del fluido interior, qué tipo de fluido vaya a circular y dónde se va a colocar el compensador. A modo de resumen:
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Presión Alta
Media
Baja
Temperatura
Selección
Alta
Metálico
Media
Metálico/Goma
Baja
Goma
Alta
Metálico
Media
Metálico/Goma
Baja
Goma
Alta
Tejido/Metal
Media
Tejido/Goma
Baja
Tejido/Goma
4.4.19.1. JUNTA
DE
EXPANSION
SIMPLE
Las juntas de expansión de tipo simple o sencillas, solamente cuentan con un solo fuelle que el mismo le permite absorber los movimientos angulares, laterales, vibraciones o todo lo anterior combinado, este tipo de junta de expansión es la más utilizada por cubrir la mayoría de exigencias de trabajo. 4.4.19.2. JUNTAS DE EXPANSION
TIPO
DUPLEX
Este tipo de juntas de expansión llamadas dúplex cuentan con dos fuelles
con
anclaje
central,
esta
construcción
les
permite
descomponer un sistema de tubería en dos independientes, y en cuanto a sus movimientos actuando cada fuelle como una junta simple para cada una de las partes, esta junta se utiliza en tuberías largas, para absorber por medio de anclajes los movimientos axiales, pero estas juntas no son apropiadas para absorber en gran medida 35
los
movimientos
4.4.19.3. JUNTAS
DE
laterales.
EXPANSION
TIPO
UNIVERSAL
estas juntas de expansión constan de dos fuelles y un tubo intermedio, que permite absorber los movimientos mayores que cualquiera de las juntas anteriores, este tipo de juntas son especialmente 4.4.19.4. JUNTAS
aptas DE
para
grandes
EXPANSION
movimientos TIPO
laterales. BISAGRA
Esta junta de expansión consta de un solo fuelle de tipo simple, complementada con accesorios que le hacen funcionar como una bisagra,
que
de
por si
misma
solamente
puede
absorber
movimientos angulares en un plano, y la instalación más usual es en juegos de dos o más juntas que permiten compensar movimientos laterales muy grandes y a la vez liberan los anclajes de las fuerzas causadas
por
4.4.19.5. JUNTAS
DE
la
presión
EXPANSION
interna,.
TIPO
CARDAN
Las juntas de expansión tipo Cardan son juntas de un solo fuelle y algunos accesorios que funcionan como una junta metálica tipo cardan, así pudiendo absorber los movimientos angulares dentro del sistema tridimensional, estas juntas se instalan normalmente con juegos de dos o más piezas, lo que permiten absorber movimientos de magnitudes pequeñas y grandes, esto se debe de estudiar de acuerdo a las condiciones de trabajo, por su construcción de esta junta las mismas no generan fuerza de empuje por presión en el interior. 4.4.19.6. JUNTAS
DE
EXPANSION
METALICAS
DE
PRESION
BALANCEADA Estas juntas de expansión de presión balanceada constan de dos o tres fuelles dependiendo de la aplicación, separados por carretes de tubo intermedios por un codo, el cual el mismo es anclado. Los 36
movimientos que soportan estas juntas pueden ser laterales, axiales o de vibración, y tienen una gran ventaja ya que neutralizan la fuerza de empuje que por la presión interna se ocasiona en los fuelles, liberando por esto los esfuerzos ocasionados a los anclajes que en algunos casos son limitados para recibir cargas, especialmente cuando se utilizan como anclaje para la boquilla de algún equipo. 4.4.19.7. JUNTA
DE
EXPANSION
TIPO
X
PARA
ALTA
PRESION
Las juntas de expansión tipo X constan de un fuelle, un tubo, una guía interior y una camisa exterior, este diseño permite absorber los movimientos axiales considerablemente grandes, ya que en este caso la longitud del fuelle esta menos restringida debido a que la presión del fluido actúa externamente al mismo lo que da la gran resistencia al retorcimiento, el cual sería inevitable en una junta de expansión con fuelle normal.
4.4.20. JUNTA GIRATORIA Junta giratoria tipo swivel. Aplicación Todo tipo de sarta de producción Característica Variedad de diámetros y grado 37
Beneficio Permite realizar uniones con restricciones de rotación en superficie.
4.4.21. SUB DE ASENTAMIENTO DESCARTABLE Aplicaciones Permite presurizar la tubería y asentar los packers. Tapona temporalmente la tubería durante los trabajos de estimulación y pruebas de pozos. Características Los pines de corte que pueden ser fácilmente ajustados en el campo. Es simple y de diseño probado en campo. Beneficios Apertura completa después del corte de pines.
4.4.22.
RECEPTACULOS PULIDOS 38
Aplicaciones En pozos direccionales y horizontales. Para altos caudales de producción. Estimulación o inyección. Terminaciones monobore. Características Disponibles en longitudes hasta 20 pies Conexiones metal – metal para ambientes hostiles. Beneficios No requiere maniobra de tubería. Reduce las pérdidas de tiempo.
4.4.23. COMBINATION COUPLING Crossover BxB, de diametro interno adecuado. Aplicación Sartas de producción.(..) Característica Variedad de diámetros y longitud pequeñas. Beneficio Permite realizar conexiones en la sarta 4.4.24. FLOW SUB (NIPPLE DE FLUJO) 39
Pieza tubería ranurada (perforada) que permite la entrada de fluido del reservorio a la sarta producción Aplicación Pruebas de pozos TCP, arreglos de producción con cañones descartables Característica Tubo ranurado de diferentes diámetros de longitud pequeña Beneficio Permite la entrada del fluido del reservorio a la tubería de producción.
4.4.25. STRAIGHT SLOT NO GO LOCATOR Localizador del tope del packer (deslizamiento) Aplicación Sartas de producción Característica Diámetro > al diámetro del sealbore del packer. Beneficio Permite conocer que longitud de los sellos han sido Enchufados en el sealbore del packer.
4.4.26. CATCHER SUB Nipple que retiene la bola de asentamiento. Aplicación Retener la bola de asentamiento del packer Característica Niple con perfil para que no pase la bola 40
Beneficio Permite retener la bola de asentamiento del packer después que el mismo fue anclado y el asiento de la bola roto.
4.4.27.
NIPLE DE ASIENTO
Es un dispositivo tubular conectado a la tubería de producción que se coloca a una determinada profundidad. Internamente son diseñadas para controlar la producción en la tubería. Básicamente existen dos tipos de niples de asiento:
-
1: Selectivos 2: No Selectivos
Niple de Asiento No- Selectivo: Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es tener una disminución de diámetro llamado no pasa (NOGO) para localizar los dispositivos de cierres; por lo tanto el diámetro 41
exterior del dispositivo deberá ser ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño. En el mercado, existen múltiples marcas disponibles entre ellas las OTIS con sus modelos X, XN, R, RN.
Niple de Asiento Selectivo: Su principio de funcionamiento está basado en el conjunto de cerraduras que hacen juegos con las llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de producción, siempre que tengan la misma dimensión interna. Se utiliza para: -
Taponar el pozo hacia arriba, hacia abajo o en ambas direcciones Probar la tubería de producción. Colocar válvula de seguridad, reguladores de fondo, herramientas de medición Servir como punto de referencia.
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4.4.28. NIPPLE DE EXTENSIÓN Nipple de extensión entre sellos para optimizar las dimensiones del ensamble de sello. Aplicación Utilizado para espaciar el ensamblaje de sellos Característica Tubo liso de longitud y diámetro variable Beneficio Es utilizado entre sellos para optimizar las dimensiones del ensamblaje de los mismos. 4.4.29. SEAL BORE EXTENSION Pieza de tubería de diámetro interno pulido Aplicación En packers de sartas de producción Característica Diferentes diámetro y longitud. Beneficio Receptor del conjunto de sellos, entre ambos realizan sello hermético aislando la tubería
4.4.30.
MILLOUT EXTENSION 43
Pieza tubular lisa Aplicación Parte del arreglo final de producción ubicada por debajo del packer Característica Diámetro y longitud variable Beneficio Permite fresar y enganchar packer en un solo viaje
4.4.31. SEAL BORE EXTENSION Pieza de tubería de diámetro interno pulido Aplicación En packers de sartas de producción Característica Diferentes diámetro y longitud. Beneficio Receptor del conjunto de sellos, entre ambos realizan sello hermético aislando la tubería
4.4.32. MILLOUT EXTENSION Pieza tubular lisa Aplicación Parte del arreglo final de producción ubicada por debajo del packer 44
Característica Diámetro y longitud variable Beneficio Permite fresar y enganchar packer en un solo viaje.
4.4.33. CROSSOVER Adaptador de cruce de rosca y diámetro Aplicación Sartas de terminación (Pruebas, TCP- DST etc) Característica Variedad de diámetro y tamaño. Beneficio Permite efectuar combinaciones de rosca y diámetro en la sarta 4.4.34. Aplicaciones:
MULE SHOE GUIDE (PATA DE MULA)
Permite guiar, rotar y orientar la parte inferior del arreglo Y entrar con facilidad a las herramientas que se bajan por debajo de la pata de mula. Es muy útil en arreglos dobles y pozos horizontales donde es muy difícil rotar la tubería. Beneficios: Evita pérdidas de tiempo y los riesgos de perder herramientas Que pasen de su profundidad (PLT, registradores de presión, etc.).
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4.5. HERRAMIENTAS UTILIZADAS DURANTE EL BALEO TCP 4.5.1. MECHANICAL GUN RELEASE Herramienta que permite la liberación de la sarta TCP. Aplicación: En arreglos finales de producción con cañones descartables Característica Liberación mecánica ó automática. Si es mecánica para liberarla se debe utilizar slickline ó CT. Beneficio Libera los cañones de la sarta de producción haciendo que los mismos caigan al fondo del pozo, permitiendo flujo pleno del pozo.
4.5.2. SAFETY SPACER Son cañones sin cargas. Aplicación En arreglos TCP Característica 46
Cañones sin cargas de diferentes diámetro y longitud. Beneficio Permiten separar los cañones de la cabeza de disparo
4.6. BULL PLUG Tapón ciego Aplicación Se coloca al final de la sarta de producción Característica Tapón ciego (diferente diámetro) Beneficio Cerrar la punta de la sarta y servir como guía de la misma en el OH. 4.7. CERAMIC FLAPPER Estan diseñadas para controlar la pérdida de fluidos despues del empaque de grava. La valvula que es de forma de una chapaleta, Se cierra inmediatamente sale el conjunto de waspipe. Caracteristicas Parte integral del ensamblaje del packer para completaciones Beneficios: Control de fluidos despues del empaque de grava. Posee una manga que la proteje de roturas prematuras
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5. CONCLUSIONES Las herramientas Sub- Superficiales son necesarias para que un pozo sea terminado para luego entrar al proceso de producción. En cada pozo perforado las características y condiciones del yacimiento son diferentes a los cuales se tiene que llegar diseñar con los diferentes accesorios un arreglo de sub-superficie los cuales son fabricados previamente con las características a emplearse.
6. RECOMENDACIONES Muchas veces las fallas en el equipamiento del sub-superficie crea la necesidad de realizar actividades de reparación. Se deben hacer todos los esfuerzos posibles para identificar el tipo exacto (largo, tipo de rosca, etc.) y la ubicación de todo el equipamiento del subsuelo antes de empezar con el trabajo. Es mucho más fácil resolver los problemas que surgen o que existen cuando se sabe cuál es el equipamiento que pudo haber fallado. Identifique el tipo y la ubicación de todos los equipamientos del subsuelo antes de empezar el trabajo de reparación. 7. BIBLIOGRAFIA http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/b/bottomhole_choke.aspx http://es.slideshare.net/enzosedv/terminacin-y-reacondicionamiento-depozos http://es.slideshare.net/williamcastro790/gov-curso-de-completacion? next_slideshow=2
https://es.scribd.com/doc/66621076/Terminacion-de-Pozos-Mae http://es.slideshare.net/gabosocorro/produccin-i-completamiento http://132.248.9.34/hevila/Ingenieriapetrolera/2013/vol53/no2/3.pdf
http://www.slb.com/not_found.aspx http://132.248.9.34/hevila/Ingenieriapetrolera/2013/vol53/no2/3.pdf http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/f/flow_coupling.aspx
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