Diplomado: OPERADORES EN PLANTAS DE GAS Módulo: «FACILIDADES DE PRODUCCION“ Docente: Ing. Rolando Mendoza Rioja Correo:
[email protected]
www.inegas.edu.bo 1
TERMINACION DE POZOS
TERMINACION DE POZOS INTRODUCCION Después del trabajo de perforación del pozo, prosigue la cementación de la cañería de producción COMPLETACION 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 Bajado de arreglo final de producción. Instalación del arbolito de producción.
ESTRATIGRAFIA
Escarpment
Definición de Terminación (Completación)
Arenas no consolidadas Intercalacion es de arcillas
Taiguati
Tarija
Diamictita y arenas Arcillas
Tupambi
Se definen como las actividades que se efectúan, posterior a la perforación del hoyo principal, se ha cementado la cañería de producción, hasta que se coloca el pozo en producción.
LITOLO GIA
Iquiri
Carbonifero
Lutitas con arenas Arcillas micáceas Lutitas con intercalaciones de arenas
Iquiri Los Monos Arenas con intercalaciones de Lutitas Huamampampa
Huamampampa
Los Monos
Huamampampa
Lutitas limosas
Areniscas
TERMINACION DE POZOS FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS • Caudal 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 secundaria o mejorada. • Inversiones requeridas.
TERMINACION DE POZOS • Hay tres métodos básicos para terminar un pozo:
Pozo abierto.
Entubado y baleado. Con empaque de grava
TERMINACION DE POZOS
POZO ABIERTO. 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 Fig. 1: Terminación a pozo abierto de la cañería ó tubería Usado en yacimientos de formaciones duras y compactas Cemento con buenas acumulaciones de hidrocarburos donde no se tiene problemas de producción de Formación Pozo Abierto arenas. productora
POZO ENTUBADO Y BALEADO.
•Este es el método de terminación convencional, consiste en alcanzar con la cañería de revestimiento el tope inferior de la arena productora donde descansa el zapato de la cañería. •Una vez cementada la cañería se procede al baleo y controlando estrictamente el equilibrio de presiones para tener en todo momento que Ph = Pf •Luego diseña y baja la tubería de producción. •Es la terminación recomendada en todo tipo de pozos y su ventaja radica en el hecho de que se mantiene durante todo el trabajo del pozo las presiones controladas.
Tubing de producción
Cañería de revestimiento
POZO ENTUBADO Y BALEADO. Baleos o punzados
Niple No-Go
Sustituto para mediciones
Baleos o punzados
Formación productora
(a) Sin Tubing
(b) Con tubing de producción
Fig. 2: Terminación con entubación y baleo
TERMINACIÓN CON EMPAQUE DE GRAVA.
•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 pozo, taponando los baleos y los componentes del arreglo como los filtros y las válvulas, con la consiguiente obstrucción del flujo. •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.
Casing
Tubing
TERMINACIÓN CON EMPAQUE DE GRAVA. Packer
Blank Pipe Proppant (gravel)
Sump Packer Fig. 3: Terminación con empaque de grava
Preparación para Empaque de grava Calidad de la Cementación (CBL,VDL,USIT) Limpieza del Revestidor Desplazamiento de la salmuera (Filtrado) Cañoneo Limpieza de perforados Control de pérdidas Limpieza de la tubería de trabajo 13
Baleo Comunicación entre el pozo y la formación. Traspasar el daño creado por la invasión del RDF. Puede generar restos de sólidos que dañan y obstruyen la formación y reducen la conductividad 14
Tipos de Cañoneo
Sobrebalance NO hay flujo del reservorio hacia el hoyo (Presión Hidrostática > Presión formación). Hay invasión hacia la formación Bajobalance Presión Hidrostática < Presión formación (@ 300 - 500 psi delta) Luego de la detonación el pozo fluye, limpiando los restos de sólidos. Sobrebalance La matriz es fracturada durante la detonación. Los restos sólidos son desplazados mas allá de la matriz critica. 15
Limpieza de Baleos
Una de los factores mas importantes para el éxito de un Empaque de grava. Métodos : • Bajobalance • Swabbing • Acido
16
Completacion tipica Filtro que contiene la grava
Casing
Tubing
Packer
Blank Pipe
Seal Assembly 17
Packer
Diferencia entre formación y empaque
Consideraciones para un Empaque de Grava Se puede aislar zonas no deseadas Técnicas de perforación y completación conocidas y probadas Requiere una preparación detallada Requiere un baleo optimizado y cuidadoso Es critico el alcanzar una buena eficiencia de empaque 18
Eficiencia de empaque
19
Baja Eficiencia del empaque
20
Open Hole - External Gravel Pack
Packer
Gravel
Screen sized to contain gravel
Blank
Casing 21
Formation Sand
Gravel: Sized to Contain formation
Screen
22
SP - GR 0
Profund.
150
RESISTIVIDAD 2
10
100
3100
RET-2 3106.5 m. 4120 psi. 4124.8 psi.
3106 m. DST - MFE 1 DST-MFE-2 2 3107. m. 3109 m.
4126.0 psi. 4162.7 psi.
3106 m.
3109 m.
4423 psi. 4404 psi. LKG (3116 mbbp -2435) 3116.4 m.
3125
Escala: 1:200 LÁMINA Nº 6
ESTUDIOS GEOLOGICOS
CORRELACION ESTRATIGRAFICA
Ar. 1 y 2
Sin baleo Pedir datos Andina
Ar. 3
Sin baleo Pedir datos Andina
Ar. N°4
Sin baleo Pedir datos Andina
Ar. N°7
Sin baleo Pedir datos Andina
Ar. N°8
Se encontró solo Gas
Ar. N°9
Sin baleo Pedir datos Andina
Ar. Parapeti
Sin baleo Pedir datos Andina
Ar. Camiri
Sin baleo Pedir datos Andina
SARARENDA
CAM 124 SARARENDA Petróleo 106 Bbls
PRUEBAS DE PRODUCCION
Pruebas de Producción Se realizan en varias etapas en la perforación, completación y durante la explotación. Los objetivos de las pruebas abarcan desde la identificación de los fluidos producidos, la determinación del reservorio y características complejas del reservorio. Las pruebas se realizan para: - Obtener muestras para análisis PVT. - Medir la presión y temperatura del reservorio - Identificar los fluidos producidos - Potencial de producción del pozo. - Evaluar la eficiencia de la completación. - Caracterizar daños del pozo - Evaluar tratamiento de estimulación o reparación
Las Pruebas Descriptivas : - Evaluar Parámetros de Reservorio. - Caracterizar heterogeneidades del Reservorio.
- Valorar la extensión del reservorio y su geometría. - Determinar la comunicación hidráulica entre los pozos.
El final de la limpieza se define por la estabilización del caudal y la presión de surgencia. No se puede predecir el tiempo necesario para la limpieza a un pozo. • BS&W de menos del 5%.
• Estabilización de la Salinidad. • Estabilización de presión de fondo • Estabilización del caudal de flujo • PH, neutro después de acidificar.
Planificación de Prueba de Pozo La planificación debe empezar con anticipación, especialmente para una prueba crítica compleja involucrando altas presiones y temperaturas, o donde operaciones de estimulación serán parte integrante de la prueba. Los objetivos usuales de una prueba de pozo de exploración son: • Realizar la prueba de manera segura y eficiente • Determinar la naturaleza de los fluidos de formación
Planificación de Prueba de Pozo • Medir la presión del yacimiento y la temperatura de la forma más precisa posible • Determinar la transmisibilidad del yacimiento (producto kh) y daños • Determinar la productividad del pozo (y/o inyectividad) • Determinar las características de la formación • Evaluar los efectos de delimitación.
Equipos de Prueba de Pozo
• Cabezal • Mangueras Coflexip • Panel de Cierre de Emergencia • Bombas de Inyección Química • Filtros de Arena • Tubería • Válvula de Seguridad de Superficie • Data Header • Choke Manifold • Calentador. • Separador • Tanque de Calibración • Bombas • Diverter Manifold • Lanzas de Quemador • Cabezas de Quemador
Diagrama Esquemático de Equipos Surface flow tree
SURFACE WELL TEST EQUIPEMENT ALCOOL PUMP (MAC-26)
DATA HEADER
SC
P2
PSHL 1
SSV
PI
3
1
T2
2
PSV 3
100 BBL 250 PSI vertical
4
T1 6
ESD
CHOKE MANIFOLD 3” 10,000 Psi
Disco de Ruptur a
100 BBL Atmosferic tank
TI 8
STEAM EXCHANGE 4.5MM BTU/hr
7
PI
9
4” 602 W
4” 602 W
PIPE 3” 3000 Psi
Relief line
PLACA DANIEL 1 3
6” Sch. 80 P4
Disco de Ruptura SET @ 1520 psi
PSV 2 SET @ 1440 psi
T4
Linha de Alivio Overboard Vent hose
PCV 1
P3
TXTXW
T3
4” 602 THD 11
SEPARATOR MAWP=1440 psi, 42”x15’, 3phase
2”
20
24
3”
22
TXTXW Diverter oil 3” 602 TXWXW
AIR COMPRESSOR
MOYNO PUMP 3600 BBL/D
3” Sch. 80
MC-II LCV 25 1
3” 21
2” 602 W
26
27 4” Sch. 80
3” 3000 Psi
23
3” 602 W
SEA EMERALD BURNER
Diverter oil 3” 602 TXTXW
MC-II Medidor de turbina
18
3” 3000 Psi
Diverter oil 3” 602 TXTXWXWXW
3” 19
LCV 2 2”
12
Diverter oil 3” 602 TXWXW
3” 3000 Psi
10
Peneiras
TXTXW
PSV 1
WELL
5
TXWXW
ESDV COFLEXIP 2 3” 10,000 Psi COFLEXIP 2” 10k
Gas line overboard
3” 10,000 Psi PI 1
ESDV 1
Ar to the burner
SEA EMERALD BURNER
MANIFOLD MANIFOLD PARA QUEIMA DE GAS NOTA:
NOTE:
- WING Connection
Description:
Layout STE
Oil AND GAS PROCESSING OIL IN PROCESSING GAS IN PROCESSING
- THD Connection
WATER IN PROCESSING
ESDV - EMERGENCY SHUT DOWN PSHL - PRESSURE SWITCH HIGH / LOW COMBINATION PSV - PRESSURE SAFETY VALVE ( RELIEF VALVE ) PCV - PRESSURE CONTROL VALVE LCV - LEVEL CONTROL VALVE TI - TEMPERATURE INDICATOR PI - PRESSURE INDICATOR SC - SAMPLE CONNECTION HH - HAND HOSE
3
Diagrama Esquemático de Equipos
Cabeza de Regulador de Flujo (Flow Head): Control de Pozo. Permite flujo y ahogar o matar el pozo. Permite la intervención del pozo (slickline, e-line, coiled tubing) Configuración: para cuatro válvulas Swab, Master, Acuador Hidraulico ESD para la Línea de Flujo y Línea de Ahogado de pozo.
Válvula de Seguridad en Superficie SSV:
Colector de Datos Permite el fluido para la obtención de datos tanto en aguas arriba como aguas abajo desde el choke manifold : Medida de Presiones Medidas de Temperaturas Muestreo
Inyectar Rangos 10 Kpsi & 15 Kpsi
Choke Manifold: •
Controla el flujo y las dimensiones de estrangulamiento. Previene el daño en la formación mientras se abre el flujo de pozo. Monitorea Flujo de pozo en presión y temperatura Muestreo
Choke Manifold 15 Kpsi ( Power Chokes ): 100% inconel ;
Resistente a fluidos abrasivos;
Usado em operaciones de estimulación ( frac / acid); Usado en pozos de gas que producen sólidos in suspensión durante la limpieza;
Chokes Fijos y ajustable ; Usado junto con el by pass.
TUBERIA DE WELL TEST 602 PIPE, 3000 PSI WP, H2S H2S
1002 PIPE, 5000 PSI WP, H2S H2S
1502 PIPE, 10000 PSI WP, H2S H2S
Intercambiador de calor : Proporciona calor a los fluidos producidos Reduce la viscosidad del petróleo
Rompe la emulsión Previene formación hidratos.
la de
Separador de Prueba : Diseñado para separar y medir los diferente fluidos procedentes del pozo. Cuenta con válvulas de control de presión y Niveles. (Neumática y/o manual). Mediciones digitales. Equipado con válvula de alivio y disco de ruptura.
Esquema del Separador Trifásico
Partes de un Separador Trifásico
Medidor de Gas
Diseñado y construido para medir gas de bajo caudal, principalmente en pozos que producen petróleo viscoso con GOR bajo. Esto requiere la utilización de pequeños platos de orificio que no son el estándar para crear un diferencial de presión perceptible. Montado sobre la salida del gas del separador
Tanque de Compensación
Almacenaje Liquido
Puede ser utilizado como un separador de 2ª etapa
Medidor de calibración y factores de corrección y Encogecimiento
Tanque de almacenamiento de liquido
Bombas de Transferencias
Quemadores
Sistemas de inyección Cortina de agua para reducir la radiación de calor Rotación Hidráulica en Quemadores de 6 cabezas
Laboratorio de Campo
Equipos Balanza de Peso Muerto Gravitómetro de Gas Set Muestreo de Gas Densímetros para Petróleo Centrífuga Kit de Detección H2S / CO2 Manómetros Registrador gráfico para Presión & Temperatura (Foxboro) Bomba de Inyección Química Termómetros y termodensímetros
FLUIDOS DE TERMINACION
TERMINACION DE POZOS FLUIDOS DE TERMINACIÓN.
•Los fluidos de terminación o reparación de pozos entran en contacto con la formación durante el ahogado, limpieza, estimulación o el baleo. •El contacto de los fluidos con la formación será una fuente de daño por influjo (contrapresión). Este contacto fluido/pozo no puede ser evitado. Por tal motivo se debe elegir fluidos que minimicen la posibilidad de daño.(fluidos compatibles con la formación)
TERMINACION DE POZOS FLUIDOS DE TERMINACIÓN. 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.
TERMINACION DE POZOS CRITERIOS DE DISEÑO
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 mas rentable de un pozo a lo largo de su vida útil. Un diseño deficiente tendrá elevados costos operativos, abandono prematuro, y reservas no recuperadas.
Tipos de Terminaciones Configuración Terminación Simple
Se aplica en pozos de un solo nivel productor con una sarta de tubería de producción, un packer simple y un árbol de producción para terminación simple. Las terminaciones simples pueden ser instaladas en pozos petrolíferos y gasíferos. Terminación Simple básica, Pozo Vertical.
Tipos de Terminaciones Configuración Terminación Simple
Cañería 9.5/8” N-80, 40, 43 Lb/ft
Tubing Unión de flujo Niple asiento selectivo
Taig W Sup.
Camisa de circulación Cañería 7” N-80, P-110, 26-29 #/ft
Packer de producción Taig W Inf. 2677 m. 2680.7 m. 2686.26 m.
C.F. 2701.8 -2 702 m.
Configuración Terminación Simple 2788 m..
Taig Y. 2830 m. T.T.C. 2890 m. CF. 2900-1.5 m. Zap. 2961 m.
P.F. 2964 m.
Terminación Tipos deDoble Terminaciones 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 de dos sartas de tuberías paralelas.
Tipos de Terminaciones Configuración Terminación Doble
Terminación doble con una sola sarta de producción
Terminación doble con la instalación de tuberías concéntricas
Cañería 9.5/8” N-80, 40, 43 Lb/ft
Taig W Sup.
N°
ACCESORIOS LINEA LARGA
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Niple Sello “J” Red. 2.7/8” Hyd. x 2.3/8” Hyd Niple asiento “N” 9 Pzas. Tub. 2.3/8 cs. 4.7 #/ft. N-80 Pup J. 2.3/8” cs. 2 Pzas. Blas Joint 2.3/8” Hyd. cs. Camisa Otis “XO” 2.3/8” Hyd.cs. Sust 2.3/8” Hyd. cs. x 2.3/8” 8RD. Pup J. 2.3/8” 8RD. Sust. 2.3/8” 8RD. x 2.3/8” Hyd.cs. Camisa Otis “XO” 2.3/8 Hyd. cs. Red. 2.3/8” Hyd. cs. x 2.7/8” cs.
8
Cañería 7” N-80, P-110, 26-29 #/ft
13 14 15
2704 2690.7 2641.8 2686.2 2674
ACCESORIOS LINEA CORTA
N°
2226.7 m. 2631 m.
Prof (m)
Niple Sello ( OD.cupla 2.15/16 ) Red. ( OD. 2.11/16 ) 5 Pup J. 2.3/8”
PACKER SUPERIOR Marca: Otis Tipo: Recup. Tamaño: 7” Modelo:”RDH”
2652
PACKER INTERMEDIO Marca: Otis Tipo: Recup. Tamaño: 7” Modelo:”PW”
2765
PACKER INFERIOR Marca: Otis Tipo: Recup. Tamaño: 7” Modelo: BK-“D”
2786.5
11
Taig W Inf. 2677 m. 2680.7 m. 2686.26 m.
Configuración TubingPacker Terminación Doble
6
C.F. 2701.8 -2 702 m.
TUBERIAS L.L. OD 2.7/8” Grado: N-80 Peso: 6.5 #/ft Tipo: Hydril cs
Piezas: 264
L.C.
Taig Y.
2788 m..
OD 2.3/8”
2830 m.
Tipo: Hydril cs
T.T.C. 2890 m. CF. 2900-1.5 m. Zap. 2961 m.
P.F. 2964 m.
Grado: N-80 Piezas: 274
Peso: 4.7 #/ft
Tipos de Terminaciones Configuración Terminación Triple
Terminación vertical Triple con tres tuberías
Terminación vertical Triple
Propuesta
Pck BPBP-1
Recuperar arreglo.
1005.27 m
Bajar arreglo doble con packer, 170 m de tubing 2 7/8” para producción con PL y 2 3/8” para inyección de gas lift. Limitantes: Complejidad del arreglo doble. Presión de inyección en línea matriz de Gas Lift “550 psi”
1027 m
11 m 1038 m
1038.9 m Nº 4 Nº 5 Nº 6
1027 m
Pck BOC
181 m
1208 m
Nº 7
Se midió el nivel actual de restitución resultando bastante bajo. Cañ Cañ. 7”. 7
T. Cerrado
T. Abierto
Ciclos
Petroleo Nº 9
Gas
Agua
BPD
MPCD
BPD
Minut.
Seg.
Minut.
Seg.
Dia
5
23
0
232
0
8
0
6.00
Parapetí Parapetí
P.F. P.F. 1393.54 m.
POZO CAM-79
Propuesta
Pck BPBP-1
1005.27 m
Recuperar arreglo.
Bajar arreglo doble con packer, 170 m de tubing 2 11 m 7/8” para producción con PL 1038 m 1038.9 m y 2 3/8” para inyección de gas lift. Nº 4 Limitantes: Complejidad del Nº 5 arreglo doble. Nº 6 Nº 7 Presión de inyección en Se midió el nivel actual de restitución línea matriz de Gas Lift “550 resultando bastante bajo. psi” Nº 9 1027 m
T. Cerrado
T. Abierto
Ciclos
Petroleo
Gas
Agua
BPD
MPCD
BPD
Minut.
Seg.
Minut.
Seg.
Dia
5
23
0
232
0
8
0
6.00
Parapetí Parapetí
1027 m
Pck BOC
181 m
1208 m
Cañ Cañ. 7”. 7
Camiri
P.F. P.F. 1393.54 m.
1240.2 m
Cañ Cañ. 13
POZO CAM-79
Propuesta
1005.27 m
Recuperar arreglo. Limpieza de fondo (cuchara) 1027 m
Bajar arreglo con bombeo mecánico.
11 m 1038 m
Pck BPBP-1
1027 m Pck BOC
1038.9 m Nº 4 Nº 5 Nº 6
181 m
Nº 7 Se midió el nivel actual de restitución resultando bastante bajo. Nº 9
T. Cerrado
T. Abierto
Ciclos
Petroleo
Gas
Agua
BPD
MPCD
BPD
Minut.
Seg.
Minut.
Seg.
Dia
5
23
0
232
0
8
0
6.00
Parapetí Parapetí
1208 m
Camiri Cañ Cañ. 7”. 7
1240.2 m P.F. P.F. 1393.54 m.
POZO CAM-79
Csg. 30” Zpto. 80m (MD)
SSSV (Sub-Surface Safety Valve) 7” ONYX Flowmeter/ P-T Sensors 5.5”
Csg. 20” Zpto. 1423m (MD)
CMD Sliding Sleeve 5,5” Splice Sub 5,5” Packer PREMIER 9.75” Csg. 13 3/8” Zpto. 2502m (MD)
HCM – A (Hydraulic Choke) 5,5”
Liner 7” BL: 3822 m
HCM (On / Off Valve) 3,5” / 2,813 BX
Flowmeter/ P-T Sensors 4,5” Blast Joint 4,5” Snap Latch Seal Assembly S-22 KOP: 3842 m IQUIRI LOS MONOS
Liner 5” BL: 4263 m PK 9 5/8” 3848,5 m
Liner 7” Zpto. 4307,6 m
Top Packer 4186 m Liner 7” BL: 4194,4 m 4274m 4323m 4383m 4436m 4482m
MD / 4261 TVD MD / 4307 TVD H1 MD / 4363 TVD H2A MD / 4410 TVD H2B H3 MD / 4450 TVD H4 4602m MD / 4546 TVD I1 4666m MD / 4596 TVD
IQUIRI LOS MONOS
Csg. 9 5/8” Zpto. 4260m (MD)
Liner perforado 5” Zpto. 5030 m
Hole 8 1/2” 4315 m Incl: 47,47° / Azim: 38,27°
H4 Hole 6” 5060 m Incl: 80,64° / Azim: 25,09°
PK 7” 4637.2 m
H1 H2A H2B H3
I2
4292m MD / 4234 TVD 4352m MD / 4272 TVD 4441m MD / 4317 TVD * 4524m MD / 4343 *TVD 4643m MD / 4355 TVD
I1 Nota.- (*) Topes de Formación Mud Log s/corrección por registros eléctricos.
Liner 7” Zpto. 5200,0 / 5000,7 m (TVD)
4949m MD / 4799 TVD I Lower
PK 7” 5142.5 m
5206m MD / 5001 TVD
Liner 5” BL: 5145 m Liner perforado 5” Zpto. 5379 / 5147 m (TVD)
SR1
Hole 6 1/8” 5380 m / 5147,5 m (TVD) Incl: 27.76° / Azim: 67.09°
69
Arbolito de producción Es un conjunto de válvulas, bridas, carreteles Y conexiones. Función: •Control del flujo de fluidos del pozo. •Control de acceso con wireline, C.T. .
Elevación de tubulares • acceso al espacio Anular. • Instalación de BOP’s / y arbolito de producción. 2.1/16”, 2.9/16”, 3.1/8”
Equipos Básicos. Equipos subsuperficiales abarcan desde el fondo de pozo hasta la base inferior del árbol de navidad, donde está asegurada a través de los colgadores de tubería. Equipos superficiales que comprende a todas las instalaciones que abarca desde boca de pozo, con el árbol de navidad pasando por las líneas de descargas y de flujo hasta los separadores.
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. Controlar a través de la tubería las velocidades de circulación. Controlar a través del árbol de navidad los caudales de producción. Controlar con los equipos superficiales los caudales y las presiones de circulación a través de las líneas de flujo y de descarga. Realizar una eficiente separación gas – petróleo – agua en las baterías de separadores.
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 Colgador de tubería (Tubing Hunger) Conectado al tope de la sarta de prod. Su función es sostener la misma. Promueve el sello tanto en el E.A. como del interior de la tubería de producción con la ayuda del tapón BPV.
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. parámetros: •Resistencia a la tensión •Resistencia al colapso. •Resistencia al reventamiento. •Resistencia a la corrosión. •Diámetro interno/externo •Longitud de la tubería. •Tipo de rosca inferior y superior. •Peso nominal (acoplamiento/sin acoplamiento) •Grado •Espesor de pared
Tipos de Manufactura • Sin Costura (seamless) • Soldados por resistencia eléctrica Grado de la tubería API. • La micro estructura del acero y las propiedades mecánicas pueden ser dramáticamente cambiadas mediante aleaciones especiales y por medio de tratamiento de calor.
• Debido a esto, se pueden fabricar diferentes grados de tubería para las diferentes situaciones y condiciones de reservorio
• El API a adoptado una designación de GRADO a la tubería definiendo la característica de esfuerzo a la cedencia (yield strenght) • El código del grado consiste en una letra seguida de un numero. • Grado: Letra + Numero = Tipo acero + Esfuerzo de cadencia (deformación del tubo)
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 que es tan importante? Las fallas en la tubería > 90% son debidas a las conexiones TIPO DE ROSCA 1. Rosca cuadrada 2. Rosca Triangular. 3. Rosca Hydrill
EUE=External upset. NPT= No press Temp. REG= Regular Comun. Hyd= Hydrill
DRIFT. Es el mínimo diámetro para permitir el paso de herramientas o tubería.
Espesor de pared Es el espesor de la pared del tubo . El mismo en cualquier parte del tubo no deberá ser menor que el espesor tabulado Su tolerancia debe ser -12.5%
Diámetro interno El diámetro interno d, esta gobernado por el diámetro externo y la tolerancia de la masa
ANALISIS DE ESFUERZOS 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.
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)
Dispositivos de circulación Funcion ó objetivo: •Permitir circulación entre la tubería y el espacio anular. •Ahogando pozo (killing well)overbalance. •Alivianando columna hidrostaticaUnderbalance. Opciones: •Sliding Sleeve/side door •Side pocket mandrel. •Realizar un tubing puncher si se requiere.
Packers Es un elemento de sello con 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
Tub. capilar
Packer permanente
Packer Simple Recuperable
Conjunto de sellos Función: •Localizar sealbore del packer, realizar sello hermético dentro del mismo. •También puede ser retractable, es decir que se acomode al movimiento de la tubería (sello dinámico). •Puede ser fijo (sello estático) incorporando unas cuñas las mismas que se agarran en el tope del packer.
Sistemas de control de Flujo (Nipples) Permiten la instalación de: •Tapones •Chokes •Medidores de presión
Uso de un nipple con perfil para lock mandrel
Tubos Complementarios Flow Couplings (B. joint) Son piezas importantes para alargar la vida del arreglo en el pozo, poseen un espesor de pared mayor al de la tubería. Su función es minimizar el impacto de la erosión de flujo Aplicaciones: Se instala por encima y por debajo del niple asiento, válvula de seguridad, camisa de circulación ó alguna otra restricción que cause turbulencia. Caracteristicas: •Mínimo 0.91 m de largo •Espesor mayor al de la tubería. Beneficios: •Alarga la vida del arreglo de completación.
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.
Blast Joints: Son tubulares de mayor espesor de pared que la tubería de producción. Aplicación: Utilizado para prevenir el daño a la tubería Se coloca frente a los baleos. Se puede utilizar en una ó varias zonas. Caracteristicas: Disponible en longitudes > 5 ft Espesor de la pared mayor al del tubing. Beneficios: Alarga la vida útil de la tubería de producción.
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. Beneficio del diseño. ID Biselado, Es de gran ayuda para recuperar Herramientas de wireline que estan por debajo de la sarta.
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.
Junta de expansión Giratoria Junta telescópica de longitud variable concéntrica giratoria (Swivel)
Aplicación En corridas (bajado) arreglo finales dobles de producción
Característica Diámetro y longitud variables
Beneficio Permite compensar diferencia de alturas cuando se baja 2 sartas paralelas
Junta de expansión Junta telescópica concéntrica que permite movimiento vertical de la sarta Aplicación Utilizado en sarta de terminación y prueba de pozos. Característica Diámetro y longitud variable Beneficio Permite el movimiento vertical de la sarta
Junta Giratoria Junta giratoria tipo swivel. Aplicación Todo tipo de sarta de producción Característica Variedad de diámetros y grado Beneficio Permite realizar uniones con restricciones de rotación en superficie.
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 Flow sub (Nipple de Flujo) 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.
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.
Catcher Sub Niple que retiene la bola de asentamiento. Aplicación Retener la bola de asentamiento del packer Característica Niple con perfil para que no pase la bola Beneficio Permite retener la bola de asentamiento del packer después que el mismo fue anclado y el asiento de la bola roto.
Nipple de extensión Niple 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.
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 del E.A. Millout Extension 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.
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 Mule shoe guide Pata de mula Aplicación Guia de la sarta Característica Tubo de corte transversal. Beneficio Permite guiar la sarta de producción en la cañería
Herramientas utilizadas durante el baleo TCP 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.
Safety Spacer Son cañones sin cargas. Aplicación En arreglos TCP Característica Cañones sin cargas de diferentes diámetro y longitud. Beneficio Permiten separar los cañones de la cabeza de disparo
Mechanical Firing Head Mecanismo que actúa mecánicamente al ser accionado por un golpe de jabalina Aplicación Baleos del tipo TCP Característica Actuador mecánico que con golpe acciona el percutor Beneficio Permite bajar los cañones y la sarta de producción ó prueba y efectuar pruebas de hermeticidad de las mismas sin riesgo de detonación de los cañones.
Firing Head Adapter Cross-over con mecha (primacord) Aplicación Baleos TCP Característica Cross-over con mecha (hilo de pólvora) Beneficio Permite unir la cabeza de disparo con la sarta de cañones
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. Tapón Mecanico EZ Drill 7” Sirve para Aislamiento de zonas. Se baja con slickline y herramienta. Con GR-CCl Su mecanismo de anclaje funciona activando un Explosivo de carga lenta, este desplaza el fluido de una cámara moviendo un pistón que acciona el mecanismo de anclaje.
Ceramic Flapper Están diseñadas para controlar la perdida de fluidos después del empaque de grava. La válvula 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 después del empaque de grava. Posee una manga que la protege de roturas prematuras.
www.inegas.edu.bo
106
