DST Espanol (Well Testing)

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

© Schlumberger 2002 Schlumberger 225 Schlumberger Drive Sugar Land, Texas 77478 Todos los derechos reservados. Ninguna parte de este libro podrá ser reproducida, almacenada en un sistema de reproducción o transcrita en cualquier forma o por cualquier medio, ya sea electrónico o mecánico, incluido el fotocopiado y la grabación, sin la autorización escrita del editor. SMP-7086-2-S A lo largo de todo el documento se emplea un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger. Aflas® es una marca registrada de Asahi Glass Co., Ltd. Lee Jeva® es una marca registrada de Lee Company. Viton® es una marca registrada de DuPont Dow Elastómeros L.L.C.

Contenido Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Centro de Terminaciones de Pozos de Schlumberger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Historia de las herramientas de fondo de pozo de Flopetrol Johnston–Schlumberger . Tecnología de sello . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Condiciones de fondo de pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Compuestos de elastómeros recomendados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diseño típico de la sarta de pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Empacadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema FlexPac . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Empacador FlexPac . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Módulo FlexPac para retener las herramientas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Empacador PosiTest . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Empacador PosiTest de recorrido largo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Empacador PosiTest de fijación con peso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Empacador Positrieve . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema de pruebas IRIS operado con pulsos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Beneficios del sistema IRIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema de comandos flexibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Herramienta IRIS de doble válvula . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Herramientas operadas a presión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula PCT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Módulo para mantener abierta la válvula de esfera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Herramienta de referencia operada a presión PORT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Módulo protector de la formación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Herramienta de referencia hidrostática . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única . . . . . . Válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única (interna / externa) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de circulación inversa de múltiples aperturas operada internamente . . . . . . . . . Válvula de circulación de varios ciclos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de circulación de varios ciclos con seguro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de llenado y prueba de tubería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de prueba de tubería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de seguridad de una sola esfera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de prueba de tubería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de seguridad de bombeo directo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Junta deslizante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Correlación entre la junta deslizante y el cañón TCP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Control de profundidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Martillo hidráulico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Junta de seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de doble acción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cámara anular de muestreo de pleno diámetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

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Contenidos

1 1 3 7 7 8 11 13 14 14 16 18 20 22 23 25 25 26 29 31 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64 66 66 69 71 72 74

iii

Tipos de sarta DST . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta IRIS para 10.000 lpc con registrador DataLatch y TCP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta IRIS para 10.000 lpc para disparar y extraer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta IRIS de gran diámetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta PCT para 10.000 lpc con registrador DataLatch y TCP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta PCT para alta presión y alta temperatura—15.000 lpc—con TCP . . . . . . . . . . . . . . Sarta para condiciones extremas—17.000 lpc—con herramientas de operación única . Sarta para condiciones ultra extremas; 17.000 lpc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta PCT de diámetro reducido con TCP para 15.000 lpc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta con diámetros decrecientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta PERFPAC para 10.000 lpc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

iv

77 77 79 80 82 84 86 87 88 88 90

Introducción

Este segundo libro en la serie de los Servicios de Pruebas de Schlumberger describe la gran variedad de herramientas de fondo y técnicas para las pruebas de formación y de producción, y para las operaciones de terminación. Ha sido diseñado para ayudar al usuario a escoger el equipo correcto con base en los objetivos y las condiciones existentes. El desarrollo de herramientas para pruebas de fondo de pozo está concentrado hoy en el Centro de Terminación de Pozos de Schlumberger (SRC, por sus siglas en inglés), que se describe en la siguiente sección.

Centro de Terminaciones de Pozos de Schlumberger El Centro de Terminación de Pozos de Schlumberger (SRC) situado en Rosharon, Texas, Estados Unidos, ofrece a la industria petrolera productos para operaciones de disparo, pruebas de fondo de pozo y terminación de pozos que satisfacen la creciente demanda por mejor productividad, más eficiencia operativa y mayor seguridad de los pozos (Fig. 1). Situado a 48 km al sur de Houston, el SRC integra las actividades de ingeniería y manufactura para prácticamente todas las herramientas de disparo y de fondo de pozo, y para los equipos submarinos de Schlumberger. La sede, que ocupa un terreno de 500 acres, cuenta con más de 300 personas, dedicadas a desarrollar tecnología de alta calidad y rentabilidad. Schlumberger tiene una larga tradición en invitar a sus clientes a participar de sus actividades de investigación e ingeniería. En el SRC el compromiso por el mejoramiento continuo está demostrado por muchos proyectos de respuesta rápida que cuentan con el apoyo de equipos de ingenieros experimentados y con conocimiento de su trabajo. En cualquier momento dado, se pueden encontrar en la sede clientes de todas partes del mundo, participando de intercambios formales e informales con los científicos e ingenieros del SRC. El SRC promueve visitas bilaterales al centro para apoyar las investigaciones conjuntas.

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

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

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Introducción

1

El grupo Sistemas de Pruebas de Fondo de Pozo del SRC tiene a su cargo el desarrollo de sartas de pruebas de fondo de pozo operadas a presión, válvulas de seguridad submarinas, válvulas de aislamiento de la formación y herramientas para el sistema inteligente de implementación remota (IRIS*, por sus siglas en inglés). El grupo ofrece la variedad más flexible y amplia de herramientas de diámetro completo en la industria, con válvulas cuyos díametros internos van desde 11⁄8 hasta 73⁄8 pulgadas. Las rigurosas condiciones encontradas por las herramientas de fondo de pozo incluyen alta presión y alta temperatura (HPHT, por sus siglas en inglés), sulfuro de hidrógeno (H2S), ácido, fluidos fracturantes y materiales para control de pérdida de circulación. Para que la operación en estos ambientes sea confiable, es preciso prestar cuidadosa atención a la metalurgia, los revestimientos, las superficies duras, los sellos, el diseño en general y las metodologías de manufactura. El diseño de los componentes de las sartas de herramientas que cumplen con especificaciones de seguridad internacionalmente aceptadas, permite la realización de pruebas en yacimientos que contienen sulfuro de hidrógeno y el bombeo de materiales de estimulación con propiedades corrosivas. Para aprobar los nuevos diseños de herramientas, se llevan a cabo pruebas de presión de hasta 30.000 lpc y con temperaturas de 232°C [450°F] en recipientes para presión de 12 pulgadas de diámetro interno y con una longitud de trabajo de 11,12 m [36,5 pies]. Estas pruebas se hacen en cinco zonas independientes de presión. Las herramientas se pueden probar en agua o lodo, con o sin arena, mientras que un sistema computarizado de adquisición de datos muestra los datos en la pantalla en tiempo real y registra los datos necesarios para el análisis completo.

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

2

Las herramientas de fondo de pozo se ensamblan en el SRC y se someten a pruebas de funcionamiento con presión y temperatura de trabajo a fin de asegurar un desempeño confiable en el campo. El SRC cumple con las normas de calidad 9001 y 9004 de la Organización Internacional de Estándares (ISO, por sus siglas en inglés) y ha sido certificado para el diseño y la manufactura de productos para el servicio de pozos de petróleo (Fig. 2).

Historia de las herramientas de fondo de pozo de Flopetrol Johnston–Schlumberger La historia de las pruebas de formación (DST) se remonta a 1926, cuando E. C. y M. O. Johnston desarrollaron las primeras herramientas comerciales para pruebas de fondo de pozo. Los dos hermanos estaban trabajando en los campos petroleros de Arkansas, Estados Unidos, donde las condiciones locales exigían pruebas de formación frecuentes y costosas en pozos revestidos. La primera herramienta desarrollada incorporó una válvula de prueba y un elemento empacador cónico (Fig. 3). Se usó en pozo abierto, con lo cual se ahorró el costo de correr la tubería de revestimiento para hacer las pruebas.

Figura 3. Folleto de Johnston en 1927.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

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Introducción

3

Las pruebas de campo resultaron exitosas, y los hermanos siguieron trabajando en la mejora de las herramientas. De esta manera, la compañía Johnson Testers introdujo numerosas herramientas y técnicas nuevas. En la década de 1930 se introdujo la utilización de un colchón de agua para reducir la presión diferencial, un empacador para hueco recto eliminándose la necesidad de un núcleo central y registradores de presión que permitieron diferenciar entre pozos malos y problemas con las herramientas. Durante la década de 1940 se inventaron los subs para circulación inversa para sacar el petróleo recuperado del pozo antes de sacar la sarta de éste. En la década de 1950, además de numerosas mejoras logradas en las herramientas, se introdujo el disparo con cañones transportados por la tubería. Otros desarrollos dieron lugar a la herramienta de evaluación de flujo múltiple (MFE*, por sus siglas en inglés) en 1961, la primer herramienta de prueba operada a presión, (PCT*, por sus siglas en inglés) en 1971, el sistema PCT de pleno diámetro interno en 1980 y las herramientas inteligentes IRIS en 1992. En 1994 un consorcio de 11 clientes aprobó una gama completa de herramientas para condiciones hostiles de alta presión y temperatura (HPHT, por sus siglas en inglés) con presiones anulares máximas de hasta 25.000 lpc y temperaturas por encima de los 204°C [400°F]. Más adelante, una selección de herramientas con un innovador sistema de sello fue aceptado para operar a temperaturas de hasta 260°C [500°F]. El proceso continúa (Fig. 4); el equipo de diseño de Schlumberger establece alianzas con el personal de campo y los clientes para desarrollar nuevas herramientas de fondo de pozo, a fin de mejorar aún más las características de las sartas de pruebas, manteniendo de esta manera, la tradición que comenzó en 1926.

PCT-D 5 × 17⁄8 pulg, 15k, H2S Limitación ■ Diámetro de 17⁄8 pulg Mejoras ■ Sello de alta temperatura ■ Capacidad para colocar N 2 ■ Nuevo mecanismo de válvula de esfera (descarga más alta)

PCT-A 43⁄4 × 11⁄2 pulg, 15k, H2S Diámetro interno restringido Limitaciones ■ Diámetro interno restringido ■ Válvulas de circulación inversa operadas mecánicamente

1985

1988 1990

1980 1975 1961

1965

1970

MFE Herramientas mecánicas

Figura 4. Evolución de la herramienta de DST.

4

PCT-C 5 × 21⁄4 pulg, 10k, H2S, 300°F Pleno diámetro interno Mejoras ■ Herramientas completamente operadas a presión ■ Herramientas de pleno diámetro interno

PCT-E 5 × 21⁄4 pulg, 10k, H2S, 375°F Mejoras ■ Capacidad de hacer pruebas bajo presión ■ Sello de esfera de alta temperatura ■ Capacidad de colocar N 2 ■ Mecanismo mejorado de válvula de esfera (presión de descarga más alta)

7×

PCT-F 21⁄4 pulg, 15k, H2S, 220°C Mejoras ■ Inmunes al lodo ■ Mejores rangos de temperatura y presión

2000

IRDV-H pulg, 9k, H2S,

31⁄2

MFE con pleno diámetro interno 5 × 21⁄4 pulg, 15k, H2S, 150°C

1999

1998

1997 1996 1995 1994 1993 1992

PCT-FF 5 × 21⁄4 pulg, 17,5k, H2S, 220°C Mejora ■ Primera herramienta diseñada para soportar 17.500 lpc de presión diferencial

1991

IRDV-A 5 × 21⁄4 pulg, 10k, H2S, 165°C Mejoras ■ Operación a baja presión ■ Simplicidad mecánica ■ Operación secuencial, independiente y programable de la válvula ■ No se requiere la referencia de N2 ■ No se requiere el mecanismo indexado

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Introducción

Herramientas J 5 × 21⁄4 pulg, 17,5k, H2S, 260°C Mejora ■ Primera herramienta DST diseñada para operar a 260°C

PCT-G 31⁄8 × 11⁄8 pulg, 15k, H2S, 220°C Mejora ■ Herramientas de pleno diámetro interno para pruebas de pozos de diámetro reducido

5

Tecnología de sello

Las condiciones operativas de las herramientas de fondo de pozo suelen verse limitadas por la tecnología del sello. Un buen diseño de sello es el elemento clave para tener herramientas confiables de fondo de pozo. Esto supone un verdadero reto a causa de los múltiples ciclos de presión y de la exposición a varios fluidos diferentes. Las siguientes normas ayudan a explicar las limitaciones del equipo y a cómo seleccionar un buen sello para las diferentes condiciones. El sello es un dispositivo mecánico usado para impedir la fuga de líquidos, sólidos o gases entre cámaras que se encuentran sometidas a diferentes presiones. Los sellos son esenciales para lograr el aislamiento entre las presiones del espacio anular y la tubería y para crear fuerzas hidráulicas en el interior de las herramientas para hacerlas operar. Los sellos de tipo O-ring están hechos de varios compuestos de elastómeros (nitrilo, Viton®, y otros) y tienen varias especificaciones de dureza (durómetro) para diferentes aplicaciones. En las herramientas se usan diversos tipos de sellos, en diferentes lugares, dependiendo de para qué se necesitan. Por ejemplo, las conexiones entre herramientas normalmente son uniones con sellos de metal. Los sellos internos en las herramientas se hacen con elastómeros y pueden dividirse en dos tipos: estáticos y dinámicos. Los sellos estáticos suelen usar anillos de tipo O-ring para redundancia, en tanto que la mayoría de los sellos dinámicos son O-rings con anillos de respaldo. Los sellos dinámicos diseñados para liberar presión usan empaques en V o sellos híbridos especiales.

Condiciones de fondo de pozo Las condiciones de fondo de pozo, en las cuales se realizan las pruebas, son dañinas para los elastómeros a causa de la variedad de los fluidos y gases presentes, además de los efectos que resultan de la duración de la prueba, los ciclos de presión y la temperatura. Muchos de estos factores tienden a envejecer o a dañar en exceso el O-ring, especialmente cuando el tipo de elastómero del cual está hecho no es apropiado para las condiciones de fondo del pozo. La selección del elastómero depende de varios factores. ■

■

■

La resistencia a la extrusión es la capacidad que tiene un O-ring para soportar que lo saquen a la fuerza a través de una abertura (abertura de extrusión) entre dos partes. La resistencia a la extrusión se ve afectada por el incremento de la presión, los ciclos de presión y el tamaño de la abertura de extrusión. La mayoría de las herramientas hoy en día usan anillos de respaldo para minimizar la abertura de extrusión e impedir la extrusión. Las consideraciones de tiempo y temperatura son importantes ya que la temperatura tiende a curar en exceso los elastómeros con el tiempo. Diferentes compuestos de elastómeros reaccionan de manera diferente, pero el exceso de curado hace que el elastómero pierda elasticidad, lo cual eventualmente lleva a la falla. No debe excederse la máxima temperatura operativa definida en las especificaciones de la herramienta. Para una secuencia operativa de un DST típico de 120 horas, cada tipo de herramienta está diseñada para operar a una temperatura máxima y con una presión máxima. El ataque químico y la pérdida resultante de las propiedades mecánicas son factores importantes porque casi todas las sustancias químicas de los yacimientos de petróleo como las salmueras, los ácidos y los inhibidores afectan las propiedades mecánicas de los O-rings. Los componentes de los O-rings se ven afectados de manera diferente, por lo cual se llevan a cabo

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Tecnología de sello

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pruebas para determinar cuál es el compuesto más apropiado. Por ejemplo, algunos nuevos sistemas de lodo contienen ciertas combinaciones químicas requeridas para cumplir normas ambientales, que han resultado ser agresivas contra algunos compuestos de los O-ring. A fin de evaluar la compatibilidad de los sellos con los nuevos químicos, el grupo de Sistemas de Pruebas de Fondo de Pozo de Rosharon, Texas, realiza pruebas a escala real con diferentes temperaturas y presiones. La descompresión explosiva tiene lugar cuando el gas se filtra a través de un O-ring y la presión se reduce súbitamente. En ese momento el gas intenta expandirse y sale a través del O-ring, lo que generalmente ocasiona hinchazón y cortes. La resistencia a la descompresión explosiva varía de acuerdo con los compuestos de los O-rings.

Figura 5. Máquina de prueba de sellos de SRC.

Compuestos de elastómeros recomendados El grupo Sistemas de Pruebas de Fondo de Pozo de Schlumberger continuamente está estudiando elastómeros a fin de mejorar y desarrollar nuevos sellos para herramientas de fondo de pozo. Parte de este proceso es calificar y seleccionar compuestos de elastómeros que aseguren que sólo se utilizan sellos de la más alta calidad en las localidades operativas. Para seleccionar y determinar las limitaciones de un compuesto, se usa una máquina singular para realizar las pruebas de los sellos (Fig. 5). El sistema de sello completo entonces se evalúa en la herramienta mediante pruebas a escala real en la cámara de pruebas de DST. La máquina para pruebas de sellos de SRC pone a prueba los sellos a condiciones de hasta 260°C [500°F] y 30.000 lpc con diversos fluidos y gases.

8

Tabla 1. Comparación entre compuestos de elastómeros Compuesto

Nitrilo

Viton

HT-3

Aflas

Resistencia a la extrusión

5

5

5

2

Descompresión explosiva

5

4

4

3

5

5

5

5

Exposición a químicos o ambiente Agua de mar

Fluidos de terminación con CaBr/ZnBr 2

5

5

5

Vapor

1

1

2

3

Diesel

5

5

5

4

Ácidos de estimulación (HCl y HF)†

2

3

3

4

Petróleo crudo

4

5

5

3

H2S

1

4

4

5

CO2

5

3

3

4

Lodo de perforación a base de agua

5

4

4

5

Hidrocarburos aromáticos livianos‡

4

4

4

2

Lodo de perforación a base de petróleo 5

5

5

4

2

2

4

Inhibidores a base de aminas†

3

Nota: Sistema de calificación: 5 excelente, 1 no se recomienda. †La mayoría de los ácidos utilizados en los yacimientos de petróleo usan sistemas inhibidores a base de aminas. ‡Los compuestos Aflas no se deben usar si los aromáticos livianos como benceno, tolueno y xileno sobrepasan el 10%.

Las siguientes recomendaciones se basan en estudios de laboratorio y en experiencia de campo (Tabla 1). ■ Se puede usar nitrilo C-67 (durómetro 90) cuando se presentan las siguientes condiciones: – La temperatura en el fondo de pozo es menor a 150°C [300°F]. – No hay presencia de H2S. – No se utilizan bromuro de cinc (ZnBr) ni bromuro de calcio (CaBr). ■

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

■

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

■

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

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Tecnología de sello

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El Aflas® (durómetro 90-95) sólo debe usarse cuando se presentan condiciones especiales. Comuníquese con el departamento de Ingeniería SRC para obtener mayor información. Se han desarrollado sellos especiales para nuevas herramientas que operan a ultra HPHT, las cuales están diseñadas para operar a temperaturas superiores a los 218°C.

Además de la selección de un compuesto apropiado para el O-ring, para obtener un sello perfecto es necesario considerar los siguientes factores: el diseño de la herramienta, incluida la selección del material y sus tolerancias, el diseño de la ranura para el O-ring y la presión sobre el sello. Los ingenieros de Schlumberger tienen muchos años de experiencia en el diseño de sellos para herramientas de fondo de pozo en diferentes aplicaciones. Esto, combinado con las singulares instalaciones de pruebas para los nuevos desarrollos, pone a Schlumberger a la vanguardia en el desarrollo de la tecnología del sello.

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Diseño típico de la sarta de pruebas de pozos

Las sartas para pruebas de fondo de pozo y las herramientas que las componen se pueden usar para varios tipos de pruebas. El diseño de la sarta se deriva del tipo de pozo y del equipo existente, así como de la secuencia y de los objetivos de las pruebas. Prueba de formación. Las herramientas de fondo de pozo se corren en el pozo con tubería de perforación o de producción para una prueba de corta duración. ■ Prueba de producción. Se corre un empacador permanente o una sarta de tubería de producción, usualmente con otra herramienta especializada, para llevar a cabo una prueba de flujo o de gas de duración relativamente prolongada. El uso de herramientas de fondo de pozo para cumplir con funciones específicas, requeridas en una prueba de producción, extiende el rango y la flexibilidad de las pruebas. En la Tabla 2 se describen las funciones de los componentes que constituyen una sarta típica de herramientas de DST o una de herramientas de disparo con cañones transportados por la tubería (TCP, por sus siglas en inglés) como se muestra en la Fig. 6. ■

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

Función

Tubería de producción o de perforación

Proporciona un ducto para el flujo hasta la superficie

Junta deslizante

Compensa la expansión o contracción de la sarta

Collar de perforación

Provee peso para las herramientas de fondo de pozo

Válvula de circulación

Ofrece un método independiente para circulación directa y circulación inversa secundaria; hace circular el contenido de la sarta al final de la prueba

Sub radioactivo

Correlaciona la profundidad durante operaciones deTCP

Lectura en superficie

Monitorea la presión y temperatura de fondo de pozo

Válvula de fondo de pozo

Controla el flujo de la formación; aísla el colchón y realiza otras funciones

Herramienta de referencia

Minimiza los efectos de sobrepresión o pistoneo y atrapa la presión hidrostática de referencia en la válvula PCT

Registrador

Registra la presión y temperatura en función del tiempo durante la prueba

Martillo

Permite aplicar tensión para liberar herramientas atascadas

Junta de seguridad

Permite desenroscar en caso que la sarta se atasque

Empacador

Provee aislamientro entre el espacio anular y la formación

Tubería perforada

Provee una vía para que fluyan los fluidos de la formación

Sub para desechos

Evita la acumulación de desechos en el tope de la cabeza de disparo

Tubería

Permite espaciar las herramientas

Cabeza de disparo

Inicia la secuencia de disparo

Espaciador

Separa los cañones de la cabeza de disparo (dispositivo de seguridad)

Cañón de disparo

Contiene las cargas de disparo

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Diseño típico de la sarta de pruebas de pozos

11

Tubería de producción o de perforación

Juntas deslizantes (2 o más) Collar de perforación Válvula de circulación redundante Collar de perforación Válvula primaria de circulación Marcador radioactivo Collar de perforación Lectura en superficie Válvula de fondo Herramienta de referencia hidrostática Registradores de presión (2 o más) Martillo hidráulico Junta de seguridad

Empacador

Tubo ranurado de cola

Sub para desechos

Tubería Cabeza de disparo Espaciador de seguridad

Cañón de disparo

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

12

Empacadores

Los empacadores están diseñados para aislar el intervalo con perforaciones de la columna de lodo. El peso aplicado sobre el empacador comprime sus elementos de caucho contra el revestimiento y crea un sello entre el espacio anular y la tubería. El empacador tiene tres secciones principales: el bloque de arrastre y conjunto de cuñas, los elementos del empacador y el bypass. El bloque de arrastre y conjunto de cuñas tiene almohadillas de fricción con resortes que entran en contacto con la pared del revestimiento mientras se corren en el pozo y el bypass que desvía los fluidos hacia abajo de estos elementos. Para fijar y liberar el empacador se utiliza una hendidura en forma de J localizada en el bloque de arrastre. Al correr la sarta en el pozo, el empacador está en la posición de seguridad. Siempre que el perno J permanezca en esa posición el empacador no se puede fijar. Para fijar el empacador, se requieren los siguientes movimientos: 1. Levantar la sarta; esto hace que el perno J se desplace hacia la parte baja de la ranura J (véase la Fig. 9, página 19). 2. Hacer girar la sarta un cuarto de vuelta hacia la derecha a nivel de la herramienta; esto hace que el perno se desplace hacia la parte baja del lado de fijación de la ranura J. En la superficie se requieren más giros; la norma es 1 vuelta por cada 3.000 pies de un pozo recto. 3. Aplicarle peso al empacador. El requerimiento de peso es de aproximadamente 1 tonelada por pulgada del tamaño nominal del empacador (por ejemplo, para un empacador de 7 pulgadas se requiere un mínimo de 7 toneladas). El perno J está en el lado de fijación de la ranura J y el mandril se desplaza más abajo con relación al bloque de arrastre. En este punto algunas partes de las herramientas han cambiado de posición: 1. El bypass se cierra. 2. El cuerpo de la herramienta desciende y empuja las cuñas contra la pared del revestimiento; las cuñas son ahora las que soportan el peso de la sarta. 3. La aplicación continua de peso presiona los elementos contra la pared del revestimiento y mantiene la válvula del bypass cerrada durante todo el DST. Al final de la prueba, simplemente al levantar la sarta se abre el bypass, se igualan las presiones y se libera el empacador. Existe un mecanismo disponible para volver a poner automáticamente el perno J otra vez en la posición de seguridad una vez que el empacador ha sido liberado. Los empacadores vienen en diferentes tamaños para diferentes revestimientos. Dentro de cualquier tamaño dado, el empacador puede ser acondicionado para diferentes pesos del revestimiento. El empacador FlexPac tiene un rango más reducido para cada anillo de calibración a fin de optimizar el desempeño a alta presión y alta temperatura. Los elementos de caucho del empacador vienen en diferentes niveles de dureza (especificación del durómetro) para soportar las temperatura esperadas en el fondo del pozo. El empacador FlexPac ofrece un elemento especial para condiciones de HPHT por encima de 190°C [375°F]. Antes de fijar el empacador para pozos revestidos se debe correr un anillo de calibración y una canasta de recolección de basura.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Empacadores

13

Sistema FlexPac El empacador recuperable FlexPac consta de un módulo empacador y un módulo hidráulico independiente para retener la herramienta en el fondo que impide que el empacador sea empujado hacia arriba cuando la presión de la tubería sea mayor que la del espacio anular (por ejemplo, cuando se usan cabezas de disparo TCP operadas a presión o durante trabajos de estimulación). El diseño modular permite que el módulo empacador pueda ser ubicado en cualquier lugar de la sarta. El diseño para condiciones severas del empacador FlexPac hace que sea apropiado para las altas presiones que se presentan durante operaciones de disparo con condiciones extremas de sobrebalance (EOP, por sus siglas en inglés) y en operaciones con HPHT. Un control más estricto de la abertura de extrusión en cualquiera de los dos lados de los elementos del empacador hace que el sistema FlexPac pueda ser operado hasta con una presión diferencial de 12.000 lpc. Un mecanismo mejorado de fijación asegura la liberación más fácil del empacador al final del trabajo.

Empacador FlexPac El empacador recuperable FlexPac (FLXP, por sus siglas en inglés) (Fig. 7 y Tabla 3) está diseñado para operaciones de pruebas y de TCP y reemplaza al empacador recuperable de compresión PosiTest*. Al aplicar peso al empacador, los elementos de sellamiento aíslan los fluidos del espacio anular del intervalo con disparos. A fin de impedir que el empacador y la sarta sean empujados fuera del pozo, durante las operaciones de estimulación o similares, se debe correr por encima del empacador, una herramienta FlexPac hidráulica para mantener la herramienta en el fondo. El empacador FlexPac tiene un diseño sencillo y fuerte y es fácil acondicionarlo entre operaciones o convertirlo para usarlo con otros pesos de revestimiento.

Características ■

■

■ ■

■

El empacador FLXP tiene un sistema de empaque confiable de tres elementos con anillos antiextrusión. Los anillos de calibración tienen una abertura de extrusión más estrecha para mejorar el sellamiento. El bypass integrado minimiza los efectos de sobrepresión y pistoneo en todos los tamaños. Las insertos de las cuñas de carburo de tungsteno se agarran incluso a los revestimientos más duros. Requiere sólo un cuarto de vuelta para fijarlo; y la aplicación de tensión para liberarlo.

Tabla 3. Especificaciones del empacador FlexPac Herramienta OD† (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo ‡ (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Tamaño del Revestimiento (pulgada, lb/pie)

FLXP-G

41⁄2 a 51⁄2

1,13

15.000

375

H2S

41⁄2, 13.5 a 51⁄2, 20

FLXP-F

65⁄8 a 75⁄8

2,25

15.000

375

H2S

65⁄8, 24 a 75⁄8, 20

FLXP-E

95⁄8

2,25

15.000

300

H2S

85⁄8, 49 a 95⁄8, 29,3

†El

diámetro externo (OD) depende de los tamaños de los anillos de calibración. máxima: 12.000 lpc a través de los elementos del empacador (15.000 lpc a través de la pared).

‡Presión

14

■ ■

■ ■ ■

El sello de cara comprobado controla el bypass. Las ranuras J externas dobles mejoran las características de presión, la resistencia a la tensión y la liberación del empacador. El módulo FLXP tiene un diseño de cuñas reforzadas. El diseño permite probar a presión el mandril del empacador. El mandril de asentamiento opcional con orificio de presión permite conectar una cabeza de disparo activada por presión diferencial.

Sello

Anillo de calibración Elemento de empaque

Cuñas

Almohadilla de fricción Ranura J automática Perno J

Perno J en posición de seguridad

Perno J en el lado de fijación

Figura 7. Empacador FlexPac.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Empacadores

15

Módulo FlexPac para retener las herramientas El módulo FlexPac hidráulico (FLXH, por sus siglas en inglés) para retener las herramientas (Fig. 8 y Tabla 4) complementa al empacador recuperable FlexPac. Impide que la sarta se salga del pozo como resultado de la acción de fuerzas hidráulicas por debajo del empacador durante una operación de estimulación o la activación de una cabeza de disparo. El diseño de las cuñas es similar a la sección, ya comprobada, de retención en el fondo del empacador recuperable Positrieve*. Cuando la presión interna (en la tubería) se torna mayor que la del espacio anular, un pistón se desplaza hacia abajo, activando las cuñas de retención. Los insertos de carburo de tungsteno de las cuñas soportan de manera eficaz la fuerza hidráulica ascendente que resulta de la presión diferencial máxima a través del empacador. Cuando la presión del espacio anular supera la de la tubería, el pistón se desplaza hacia arriba, y se retraen las cuñas. La aplicación de tensión retrae las cuñas mecánicamente. El módulo FlexPac hidráulico para retener la herramienta en el fondo posee un diseño simple que se acondiciona con facilidad entre operaciones o se convierte para su uso con revestidores de distintos peso por unidad de longitud.

Características ■

■ ■ ■

■

■

■

El diseño modular permite bajar, en cualquier posición en la sarta, uno o más módulos hidráulicos para retener las herramientas. Las cuñas se pueden retraer mecánicamente. Los anillos de calibración centralizan la sección de las cuñas para un mejor agarre. El diseño rugoso de las cuñas impide el movimiento ascendente que se pueda ocasionar por una fuerza hidráulica máxima. Los insertos de carburo de tungsteno de las cuñas se agarran incluso a los revestimientos más duros. El diseño comprobado del módulo para retener las herramientas en el fondo es similar al del empacador Positrieve. Los retenes sólo se pueden activar si el módulo para retener las herramientas en el fondo se encuentra en compresión.

Tabla 4. Especificaciones del módulo hidráulico FlexPac para retener las herramientas Herramienta OD† (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo ‡ (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Tamaño del Revestimiento (pulgada, lb/pie)

FLXH-G

41⁄2 a 51⁄2

1,13

15.000

375

H2S

41⁄2, 13,5 a 51⁄2, 20

FLXH-F

65⁄8 a 75⁄8

2,25

15.000

375

H2S

65⁄8, 24 a 75⁄8, 20

FLXH-E

95⁄8

2,25

15.000

375

H2S

85⁄8, 49 a 95⁄8, 29,3

†El

diámetro externo (OD) depende de los tamaños del anillo de calibración. máxima: 12.000 lpc a través de los elementos del empacador (15.000 lpc a través de la pared).

‡Presión

16

Anillo de calibración

Orificio de presión de la tubería

Cuñas

Ranura

Anillo de calibración

Figura 8. Módulo FlexPac para retener las herramientas.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Empacadores

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Empacador PosiTest El empacador de pozo entubado PosiTest (PSPK, por sus siglas en inglés) (Fig. 9 y Tabla 5) crea un sello entre el espacio anular y la formación y soporta el peso de la sarta. También puede incluir un bypass integral. El empacador tiene tres secciones principales: el bloque de arrastre y montaje de las cuñas, los elementos del empacador y el bypass. La herramienta posee un cuerpo externo y un mandril interno, con un perno J que los conecta. El conjunto del bloque de arrastre tiene unas almohadillas de fricción con resortes que entran en contacto con la pared del revestimiento mientras que es bajado en el pozo y un bypass, que desvía el fluido hacia el espacio anular por debajo de los elementos de empaque. El procedimiento para fijación y los requerimientos de peso son los mismos que se describieron en la página 13.

Características ■

■

■

■ ■

■ ■

■

Por su diseño para trabajo pesado resiste altas presiones diferenciales y altas temperaturas durante periodos prolongados. El gran área del bypass minimiza los efectos de sobrepresión y pistoneo y reduce la posibilidad de que se acumule basura dentro de la herramienta. Son tres los elementos del empacador con anillos espaciadores y anillos de calibración especialmente adaptados para una mayor eficacia antiextrusión y un mejor sello. El bypass integral tiene un sello fijo. Los insertos de carburo de tungsteno en las cuñas permiten un agarre eficaz incluso en revestimientos de gran dureza (por encima de P-110). El bypass integrado reduce las manipulaciones de la sarta. La posición de seguridad automática (disponible en todos los empacadores), permite usar el empacador para probar el revestimiento a presión. El empacador se modifica fácilmente para los revestimientos de diferentes pesos.

Tabla 5. Especificaciones del empacador PosiTest Herramienta

OD† (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Tamaño del Revestimiento (pulg, lb/pie)

PSPK-D-A

41⁄2 a 51⁄2

1,25

9.600

300

Estándar

41⁄2, 13,5 a 51⁄2, 20

PSPK-D-B

51⁄2 a 65⁄8

1,5

10.000

300

Estándar

51⁄2, 23 a 65⁄8, 20

PSPK-R

65⁄8 a 75⁄8

2,25

10.000

300

H2S

65⁄8, 24 a 75⁄8, 20

PSPK-G-D

85⁄8 a 95⁄8

2,25

10.000

300

H2S

85⁄8, 49 a 95⁄8, 29,3

PSPK-E-F

103⁄4 a 133⁄8

3,00

10.000

300

Estándar

103⁄4, 65 a 133⁄8, 48

†El

18

diámetro externo (OD) depende de los tamaños del anillo de calibración.

Sello de bypass

Anillo de calibración

Elementos

Cuñas

Bloque de arrastre con resortes Perno J en la posición de asentamiento

Perno J en posición de seguridad

Perno J

Ranura J automática

Figura 9. Empacador PosiTest.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Empacadores

19

Empacador PosiTest de recorrido largo El empacador PosiTest de recorrido largo (Fig. 10 y Tabla 6) es distinto del empacador PosiTest estándar ya que se fija mediante acción reciprocante de la sarta en lugar de rotando la misma. Cuando la herramienta se encuentra en posición de entrada al pozo, la tubería debe levantarse y se debe bajar dos ciclos completos para fijar el empacador. El empacador permanece en esta posición a menos que sea levantado más de 32 pulgadas. El empacador puede regresarse a la ranura levantándolo 15 pulgadas y luego bajándolo. Las principales aplicaciones de este empacador son las pruebas en pozos horizontales o altamente desviados y se usa como empacador de sumidero en el sistema TCP combinado con empaque de grava en un solo viaje. En estos trabajos, resulta ventajoso evitar hacer girar la sarta. El uso del empacador PosiTest de recorrido largo no se recomienda para operaciones en equipos de perforación flotantes porque se fija cuando el movimiento vertical excede los 0,76 m [2,5 pies].

Tabla 6. Especificaciones del empacador PosiTest de recorrido largo Herramienta

OD† (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Tamaño del Revestimiento (pulgada, lb/pie)

PIPK-M

65⁄8 a 75⁄8

2,25

10.000

300

Estándar

65⁄8, 24 a 75⁄8, 20

PIPK-LS

85⁄8 a 95⁄8

3,00

9.000

300

Estándar

85⁄8, 49 a 95⁄8, 29,3

†El

20

diámetro externo (OD) depende de los tamaños del anillo de calibración.

Posición de bajada en el pozo (RIH) Posición de asentamiento 15 pulg

32 pulg

Figura 10. Empacador PosiTest de recorrido largo.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Empacadores

21

Empacador PosiTest de fijación con peso El empacador PosiTest de fijación a compresión (PSPC, por sus siglas en inglés) (Fig. 11) es un empacador PosiTest modificado sin cuñas. Está diseñado para sellar contra la pared del revestimiento cuando se aplica peso al empacador (no se necesita rotación). Este empacador es especialmente apropiado para usarlo como empacador superior en pruebas en las cuales se usan dos empacadores en pozos con revestimiento, usando el empacador PosiTest o el Positrieve como empacador inferior. Las especificaciones del empacador PosiTest de fijación con peso son las mismas que los del empacador PosiTest (Tabla 5).

Bypass

Anillo de calibración

Espaciadores

Elemento de caucho Anillo de calibración

Mandril de fijación

Figura 11. Empacador PosiTest de fijación con peso.

22

Empacador Positrieve Además de realizar todas las funciones de un empacador convencional, el empacador Positrieve (PIPK, por sus siglas en inglés) (Fig. 12 y Tabla 7) cuenta con una sección adicional que impide que sea empujado fuera del pozo. El procedimiento de fijación y los requerimientos de peso son los mismos que se describieron en la página 13. La sección hidráulica para retener la herramienta se encuentra situada en el extremo superior de la misma y está diseñada para activarse automáticamente cuando la presión de la tubería sobrepase la presión del espacio anular. Cuando esto sucede, la presión diferencial impulsa hacia abajo una camisa y las cuñas superiores son impulsadas hacia fuera contra la pared del revestimiento. Esto impide que la herramienta sea empujada fuera del pozo. La misma presión diferencial hace que el bypass se cierre hidráulicamente. Siempre que se libera la presión aplicada a la tubería, la presión diferencial se revierte (del espacio anular a la tubería) y las cuñas superiores se retraen. El bypass se mantiene en posición cerrada por el peso de los collares de la sarta de perforación. Si las cuñas superiores no se desactivan con la liberación de la presión, existe un mecanismo adicional. Al final de la prueba, cuando la sarta se levanta, un borde integrado retrae mecánicamente las cuñas superiores y permite que el empacador se libere después de abrir el bypass. Además de las aplicaciones estándar, el empacador Positrieve se usa para pruebas de presión, operaciones de estimulación, cementaciones forzadas y detección de fugas. Tabla 7. Especificaciones del empacador Positrieve Herramienta

OD† (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Tamaño del Revestimiento (pulgada, lb/pie)

PIPK-F

41⁄2 a 51⁄2

1,81

9.500

300

Estándar

41⁄2, 13,5 a 51⁄2, 20

PIPK-B

51⁄2 a 65⁄8

2,00

8.000

300

Estándar

51⁄2, 23 a 65⁄8, 20

PIPK-C

65⁄8 a 75⁄8

2,43

10.000

300

Estándar

65⁄8, 24 a 75⁄8, 20

PIPK-D

85⁄8 a 95⁄8

3,00

9.000

300

Estándar

85⁄8, 49 a 95⁄8,29,3

PIPK-D

103⁄4 a 133⁄8

3,00

11.000

300

Estándar

103⁄4, 65 a 133⁄8, 48

†El

diámetro externo (OD) depende de los tamaños del anillo de calibración.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Empacadores

23

Mandril de fijación

Activador de la cuña superior Cuñas superiores (extendidas)

Presión en la tubería Activador de la cuña superior Cuña superior Presión en el espacio anular

Pistón flotante Presión en la tubería Sello de bypass (cerrado)

Anillos espaciadores

Elementos de caucho Anillo de calibración

Mandril de fijación

Perno J en posición de fijación

Ranura J automática

Figura 12. Empacador Positrieve.

24

Sistema de pruebas IRIS operado con pulsos El Sistema Inteligente de Implementación Remota (IRIS, por sus siglas en inglés) es un nuevo concepto para la operación de las herramientas de fondo de pozo. Hacia abajo del espacio anular se envían pulsos de comando de baja intensidad que son detectados por el controlador inteligente alojado en la herramienta. Los pulsos, reconocidos como comandos IRIS, se implementan usando la presión hidrostática disponible en el fondo del pozo para operar las válvulas de la herramienta. La herramienta IRIS combina dos válvulas de ciclo múltiple de pleno diámetro interno: una válvula de prueba y una válvula de circulación. Ambas válvulas pueden operarse independientemente o en secuencia mediante pulsos de comando separados. El sistema IRIS viene como una herramienta estándar de 5 pulgadas de diámetro externo OD y 2,25 pulgadas de diámetro interno (ID) y en una versión de apertura grande de 7 pulgadas de OD por 3,5 pulgadas de ID. La herramienta estándar ofrece una amplia capacidad de flujo para DST típicos; la herramienta de diámetro grande se prefiere para las pruebas con altas velocidades de flujo y duración prolongada y para operaciones efectuadas a través de la tubería de producción.

Beneficios del sistema IRIS El controlador inteligente proporciona un alto nivel de flexibilidad sin añadir la complejidad de un mecanismo tipo perno u otras partes mecánicas complicadas. La sección mecánica de la herramienta IRIS es sencilla, y casi todos los sellos y las partes móviles están bañados en aceite a presión hidrostática. Combinado con grandes fuerzas operativas para la operación de las válvulas, este baño asegura una operación confiable de la herramienta en condiciones de pozo con desechos o con lodos pesados. El sistema de comandos flexibles incluye secuencias automáticas que optimizan la operación en boca de pozo. El control del pozo en el fondo se logra de manera más eficiente con la herramienta IRIS. Por ejemplo, si se prevé la producción de arena, la secuencia automática cierra la válvula de prueba y abre la de circulación 30 segundos más tarde para impedir que se deposite arena en la parte superior de la válvula de esfera antes de la circulación inversa. El método de control de arena PERFPAC* es otro ejemplo en el cual la flexibilidad de la herramienta IRIS contribuye a una operación confiable y eficiente. En el servicio PERFPAC de disparo y empaque de grava en un solo viaje, la herramienta IRIS desempeña un papel importante al permitir localizar el colchón y controlar el pozo durante las fases de disparo y limpieza. También proporciona un bypass, que previene los aumentos de presión y la fijación prematura del empacador de grava cuando el empacador de disparos se libera y se mueve por debajo de las perforaciones. Por sus ocho puertos de circulación de 1⁄2 pulgadas y su insensibilidad a las fluctuaciones de presión en el espacio anular es posible circular a tasas muy altas y completar las operaciones con menor tiempo de equipo del que sería requerido con herramienta estándar. La herramienta IRIS también es insensible a las fluctuaciones de presión relacionadas con la operación de otras herramientas o de las fracturas hidráulicas. Los comandos de baja presión facilitan la comunicación con la herramienta y eliminan los problemas asociados con los niveles elevados de presión en el espacio anular. La hidráulica de la herramienta se referencia automáticamente con la presión hidrostática, y puede operarse mientras entra o sale del pozo a cualquier profundidad.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Sistema de pruebas IRIS operado con pulsos

25

Sistema de comandos flexibles La herramienta IRIS responde únicamente a comandos específicos que su controlador inteligente reconoce. Es insensible a otras variaciones de presión durante el trabajo como las ocasionadas por la operación de otros equipos de fondo de pozo, cambios en la presión hidrostática u aumentos de presión durante operaciones de bombeo. Al aplicar en el espacio anular presiones de bombeo tan bajas como de 250 lpc, se establece comunicación con la herramienta, sin que se proporcionen fuerzas operativas. Se usa una bomba de lodo para enviar los pulsos de comando hacia abajo por la columna de fluido del espacio anular. Hay cuatro tipos de comandos disponibles para las operaciones con válvulas: ■ comandos directos ■ comandos secuenciales ■ comandos aplicados a través de la columna de nitrógeno ■ comandos preestablecidos. Los comandos directos, también conocidos como comandos independientes, no requieren la implementación de una secuencia especial. Son comandos autónomos, ya sea para abrir o cerrar la válvula de prueba o la de circulación (Fig. 13). El controlador inteligente no permite que ambas válvulas se abran al mismo tiempo. Si una válvula está abierta, se ignora el comando de apertura de la otra.

Pulsos codificados de baja intensidad

P t

Implementación del comando

Válvula de circulación operada independientemente

Válvula probadora Sensor Microprocesador

Zona de pruebas

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

26

Zona de pruebas

Los comandos secuenciales sólo se usan para la válvula de prueba, proveyéndola con un modo de operación a presión en el cual el pozo se puede cerrar rápidamente al liberar la presión aplicada en el espacio anular. Los comandos aplicados a través de la columna de nitrógeno son sólo para la válvula de circulación. Estos comandos especiales abren y cierran la válvula de circulación con un medio compresible dentro de la tubería (Fig. 14). La herramienta IRIS permite un más adecuado emplazamiento de nitrógeno en la sarta que las herramientas convencionales.

Desplazamiento del contenido de la sarta con N2

Envía el comando de cierre de nitrógeno

Se cierra la válvula de circulación después de 90 s

Figura 14. Los comandos aplicados a través de la columna de nitrógeno permiten un emplazamiento preciso de la columna de N2.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Sistema de pruebas IRIS operado con pulsos

27

Los comandos opcionales preestablecidos se seleccionan en la superficie con el uso de una computadora, antes del trabajo. Algunos ejemplos de comandos preestablecidos son el cierre automático en condiciones de desbalance (Fig. 15) y una secuencia que cierra la válvula de prueba y abre la válvula de circulación 30 segundos más tarde. El comando PERFPAC es otro ejemplo de comando preestablecido. Además de las opciones de comando que se usan para operar una válvula a través del controlador inteligente, existe una opción adicional que coloca las válvulas en posiciones predeterminadas.

Válvula de circulación Válvula de prueba Sensor de presión Sección electrónica

Válvula de circulación abierta

Válvula de circulación cerrada

Colchón en su lugar

Figura 15. Cierre automático en condiciones de desbalance. La válvula de esfera o la válvula de circulación se cierran automáticamente a una presión preestablecida mientras que las herramientas son bajadas en el pozo.

28

Herramienta IRIS de doble válvula La herramienta IRIS de válvula doble (IRDV) (Fig. 16 y Tabla 8) es una herramienta compacta para pruebas con pleno diámetro interno que tiene una válvula de prueba de ciclos múltiples y una válvula de circulación. La válvula IRDV se controla electrónicamente con un microprocesador y emplea presión hidrostática como fuente de energía para operar las herramientas de fondo de pozo. Usando bombas estándar del equipo de perforación, se envían comandos en forma de pulsos de presión de bajo nivel por el espacio anular. Estos pulsos son detectados por un sensor de presión y decodificados con un microprocesador de fondo de pozo, el cual implementa los comandos a través de la electrónica y la hidráulica de la herramienta. Para operar la herramienta, se usa un fluido hidráulico limpio, impulsado por la presión hidrostática del pozo. Este modo de operación impide que los sólidos de la columna de lodo o los desechos del efluente del yacimiento contaminen las partes de trabajo. El control hidráulico y la alta fuerza de operación de cada válvula se alcanzan alternando la presión de operación de la herramienta entre la hidrostática y la atmosférica.

Características ■ ■ ■

■

■ ■

■

■

El diseño hidráulico simplificado es inmune a los sólidos del lodo y a la arena. La operación sólo requiere pulsos de baja presión en el espacio anular. Las grandes fuerzas operativas de las válvulas mejoran la confiabilidad de la herramienta en presencia de desechos. La herramienta es independiente de la temperatura y de la presión del yacimiento, lo que ayuda a asegurar la operación de la herramienta incluso durante estimulaciones. La herramienta es compatible con todas las demás herramientas operadas a presión. Las secuencias automáticas de las válvulas optimizan la flexibilidad y la eficiencia de la operación. El gran área de flujo y la insensibilidad a las fluctuaciones de presión permiten altas velocidades de circulación. Las operaciones de la herramienta pueden memorizarse para hacer verificaciones después del trabajo.

Tabla 8. Especificaciones de la herramienta IRIS de válvula doble Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

IRDV-AB

5,00

2,25

10.000

320

H2S/ácido

31⁄2 IF

IRDV-HA

7,00

3,50

9.000

300

H2S/ácido

41⁄2 PH6

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Sistema de pruebas IRIS operado con pulsos

29

Válvula de circulación (cerrada)

Válvula de prueba (abierta)

Cámara atmosférica

Cámara hidrostática

Sensor de presión Electrónica + + + -

Figura 16. Herramienta IRIS de válvula doble.

30

Batería

Herramientas operadas a presión

Las herramientas de pruebas operadas a presión (PCT, por sus siglas en inglés) de pleno diámetro interno de Schlumberger son modulares, por lo que proveen gran flexibilidad para el diseño de las sartas. Esto permite que se adapten a cualquier condición de fondo de pozo (Tabla 9). La sarta PCT es un sistema sencillo, confiable que ofrece óptimas operaciones orientadas a la seguridad. Después de que el empacador está fijado, el preventor de reventones (BOP, por sus siglas en inglés) se puede cerrar y el sistema PCT permite realizar la prueba completa sin manipulación alguna de la sarta.

Características ■ ■

■ ■ ■ ■ ■ ■ ■

La válvula de cierre de fondo de pozo minimiza los efectos de almacenamiento del pozo. El diseño de la sarta PCT permite probar la sarta a presión mediante la válvula de esfera o la válvula de pruebas de la tubería especial. La sarta actúa como una barrera adicional de presión en fondo de pozo. La sarta PCT permite cambiar el colchón o colocar colchones parciales. Los fluidos de estimulación pueden emplazarse frente a los disparos. El diseño del sistema es compatible con la lectura en superficie y los sistemas TCP. La sarta PCT simplifica la operación de matar el pozo. La sarta puede emplearse a través de la tubería de producción. La sarta actúa como un probador y atrapa una muestra en condiciones de fondo de pozo.

Hay sartas de herramientas con diferentes especificaciones disponibles para cualesquiera condiciones de fondo de pozo. Todas tienen los mismos principios confiables de diseño, que hacen fácil operar y mantener las herramientas, con independencia de su tamaño y rango de operación. Todos los sistemas cumplen con la norma NACE MR-01-75, la cual exige resistencia al H2S a todas las temperaturas. Tabla 9. Especificaciones de las herramientas del sistema PCT Sistema de Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Herramienta PCT de diámetro reducido

31⁄8

11⁄8

15.000

425

Herramienta PCT estándar

5

21⁄4

10.000

375

HPHT hostiles

5

21⁄4

15.000

425

HPHT hostiles

5

21⁄4

17.500

425

Ultra HPHT†

5

21⁄4

17.500

500

Gran diámetro

7

31⁄2

9.000

300

†Disponible

a solicitud.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

31

Válvula PCT La válvula PCT (PCTV) (Fig. 17 y Tabla 10), operada por la presión del espacio anular, es la principal válvula de fondo de pozo utilizada para controlar el flujo de la formación y los cierres de pozo. La herramienta normalmente se opera en conjunto con una herramienta de referencia operada a presión (PORT*, por sus siglas en inglés) o una herramienta de referencia hidrostática (SHRT, por sus siglas en inglés), las dos herramientas son capaces de atrapar una presión hidrostática de referencia en la herramienta PCT. Esta característica evita la precarga elevada de nitrógeno en la superficie. El módulo para mantener la válvula abierta (HOOP) mejora la versatilidad de la válvula PCT. Con este módulo, la válvula de esfera puede mantenerse abierta cuando se libera la presión del espacio anular. Esto permite que se corra el cable a través de la esfera con la presión del espacio anular liberada o con circulación a través de la válvula de esfera cuando el empacador no está fijado. Las presiones de operación para la válvula PCT varían de acuerdo con la profundidad, pero suelen ser de alrededor de 1500 lpc de presión aplicada al espacio anular. Tabla 10. Especificaciones de la válvula PCT

32

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

PCTV-E

5,00

2,25

10.000

375

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PCTV-F

5,00

2,25

15.000

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PCTV-FF

5,00

2,25

17.500

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PCTV-G

3,13

1,13

15.000

425

H2S/ácido

23⁄8 Reg. o PH6

Válvula de esfera Módulo opcional para retener la válvula abierta Presión anular Mandril de control

Resorte

Cámara de nitrógeno

Pistón de compensación

Cámara de referencia hidrostática

A la herramienta de referencia

Cerrada para cierre de la formación

Abierta al flujo desde o hacia la formación

Figura 17. Válvula PCT.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

33

Módulo para mantener abierta la válvula de esfera El módulo para mantener abierta la válvula de esfera (HOOP, por sus siglas en inglés) (Fig. 18 y Tabla 11) es una parte opcional de la válvula PCT que permite mantener abierta la válvula de esfera cuando se libera la presión del espacio anular. Luego de que el empacador está fijado, la secuencia operativa normal de la sarta PCT consiste en aplicar presión al espacio anular para abrir la válvula y liberar la presión del espacio anular para cerrar la válvula. El módulo HOOP permite realizar esta secuencia operativa, y en ciertos ciclos mantiene abierta la válvula de esfera después de haber liberado la presión del espacio anular. El módulo HOOP resulta útil en los siguientes procedimientos: ■ circulación para acondicionar el lodo y limpiar el pozo mientras se baja la herramienta en el pozo ■ para probar en tuberías colgadas de 5 pulgadas cuando las herramientas de prueba están en un revestimiento más grande y se usa un tubo de cola largo (los fluidos por debajo de la válvula de esfera pueden circularse hacia fuera después de una prueba) ■ ubicar los colchones de nitrógeno y fluidos dentro de los disparos ■ liberar la presión del espacio anular durante periodos de flujo prolongados ■ correr cable eléctrico a través de la válvula de esfera con la presión del espacio anular liberada ■ eliminar la necesidad de un bypass si la sarta se baja al pozo o se extrae del mismo con la válvula de esfera abierta La adición del módulo para mantener abierta la válvula de esfera no afecta la presión operativa normal de la válvula de esfera y su ciclo puede alterarse antes del trabajo para adaptarse a las secuencias de operación. Tabla 11. Especificaciones del módulo para mantener abierta la válvula de esfera

34

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

PCTH-E

5,00

2,25

10.000

375

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PCTH-F

5,00

2,25

15.000

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PCTV-FF

5,00

2,25

17.500

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PCTH-G

3,13

1,13

15.000

425

H2S/ácido

23⁄8 Reg. o PH6

Mandril de candado

Anillo de embrague Camisa de ventana Llave de trinquete

Perno de trinquete

Perno indicador Camisa impulsora

Válvula de esfera cerrada

Válvula de esfera abierta

Válvula de esfera retenida abierta

Figura 18. Módulo para mantener abierta la válvula de esfera.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

35

Herramienta de referencia operada a presión PORT La herramienta de referencia operada a presión (PORT, por sus siglas en inglés) de operación única proporciona presión de referencia a la válvula PCT y al bypass mientras se baja al pozo (Fig. 19 y Tabla 12). Automáticamente atrapa una presión de referencia en la válvula PCT, con lo que se elimina la necesidad de una alta precarga de nitrógeno en la superficie. A fin de operar la herramienta, se aplica presión al espacio anular, lo cual entonces hace que se rompa el disco de ruptura. El exceso de presión aplicado al espacio anular para romper el disco de ruptura también se aplica a la cámara de referencia de la válvula PCT. Cuando la presión de bombeo del espacio anular se libera, la válvula de alivio libera la presión de referencia hasta 350 a 450 lpc por encima de la presión hidrostática. Esta presión de referencia atrapada asegura una alta fuerza de cierre de la válvula PCT de esfera. Cuando sale del pozo, la presión de referencia de fondo de pozo se libera a través de la válvula de alivio. Dado que la herramienta PORT es operada a presión, no se requiere peso para su fijación. La sarta se puede correr en tensión, lo cual simplifica en gran medida el diseño de la sarta cuando se hacen pruebas con un empacador permanente. Pueden eliminarse los collares de perforación (peso) y las juntas deslizantes (compensación de longitud). El conjunto de sello en un empacador permanente proporciona la compensación de longitud. Cuando se usa la herramienta PORT, se recomienda usar el módulo HOOP en la válvula PCT para lograr un bypass adicional cuando se sacan las herramientas del pozo. Cuando hay disparos abiertos, usualmente se corre un módulo protector de la formación (FPM, por sus siglas en inglés) en combinación con la herramienta PORT (véase página 38). Tabla 12. Especificaciones de la herramienta PORT

36

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

PORT-F

5,00

2,25

15.000

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PORT-FF

5,00

2,25

17.500

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PORT-G

3,13

1,13

15.000

425

H2S/ácido

23⁄8 Reg. o PH6

Cámara de referencia PCT

Válvula de drenaje

Válvula de alivio Orificio de referencia

Mandril de sello

Cámara atmosférica

Disco de ruptura

Bypass

Antes del atrapamiento de la presión de referencia

Después del atrapamiento de la presión de referencia

Figura 19. Herramienta de referencia operada a presión PORT.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

37

Módulo protector de la formación El módulo protector de la formación (FPM, por sus siglas en inglés) (Fig. 20 y Tabla 13) normalmente se corre con la herramienta PORT cuando hay disparos abiertos. Este módulo impide que la presión excesiva aplicada en el espacio anular para cerrar la herramienta PORT se comunique con la ratonera. De esta forma se protegen los disparos abiertos por debajo de la herramienta mientras que el alivio de la compresión continúa siendo proporcionado cuando se inserta dentro y fuera del empacador permanente. ■

■

Cuando se inserta dentro del empacador permanente, el módulo extrae fluido del diámetro interno hacia el espacio anular cuando la presión de compresión se aproxima a 300 lpc. Cuando se extrae del empacador, el módulo desvía el fluido del espacio anular hacia el diámetro interno cuando la presión del diámetro interno es 1800 lpc menos que la presión del espacio anular. La formación se protege de la presión de bombeo del espacio anular de 1000 lpc aplicada para activar la herramienta PORT porque los 1000 lpc no logran superar la presión de 1800 lpc.

Una vez que la herramienta PORT está activada y los orificios del bypass están cerrados, el FPM ya no es afectado por la presión diferencial. Tabla 13. Especificaciones del módulo FPM

38

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

FPM-F

5,00

2,25

15.000

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

FPM-G

3,13

1,13

15.000

425

H2S/ácido

23⁄8 Reg. o PH6

Cámara atmosférica

Disco de ruptura Mandril de sello

Válvula de descarga

Válvula de alivio

Módulo FPM abierto

Módulo FPM cerrado

Figura 20. Módulo protector de la formación.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

39

Herramienta de referencia hidrostática La herramienta de referencia hidrostática (SHRT, por sus siglas en inglés) (Fig. 21 y Tabla 14) proporciona presión de referencia a la válvula PCTV y un bypass cuando se baja o extrae la sarta del pozo. La herramienta SHRT automáticamente atrapa una presión de referencia en la válvula PCTV, con lo que se evita la elevada precarga de nitrógeno en la superficie. Cuando se baja o extrae la sarta del pozo, la herramienta SHRT se mantiene abierta por el peso que hay por debajo de la herramienta y la fuerza de un poderoso resorte. Una vez que se encuentra a la profundidad de fijación, la herramienta SHRT se cierra cuando se aplica peso sobre el empacador. Al final de la prueba, al levantarse la sarta se reabre la herramienta SHRT y ayuda a igualar la presión a través del empacador. Si se planea realizar inyección, es necesario colocar collares de perforación para proveer el peso que garantice que la herramienta permanecerá cerrada cuando la presión de la tubería exceda la presión del espacio anular. Tabla 14. Especificaciones de la SHRT

40

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

SHRT-C

5,00

2,25

10.000

350

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

SHRT-G

3,13

1,13

15.000

425

H2S/ácido

23⁄8 Reg. o PH6

A la válvula PCTV

La presión anular se comunica con la válvula PCTV a través de los orificios

Ranura

Resorte

Sello del bypass Orificios del bypass

Herramienta SHRT con orificios abiertos

Herramienta SHRT con orificios cerrados

Figura 21. Herramienta de referencia hidrostática.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

41

Válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única La válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única (SHRV, por sus siglas en inglés), también conocida como herramienta inversa de sobrepresión hidrostática de operación única (SHORT, por sus siglas en inglés), es una válvula para circulación inversa operada por la presión del espacio anular (Fig. 22 y Tabla 15). Es una válvula de operación única, lo que significa que una vez que se opera no se puede volver a activar. Se abre al final de la prueba para expulsar los fluidos producidos durante la prueba. La válvula para circulación inversa SHRV actúa en respuesta a un incremento en la presión del espacio anular. El disco de ruptura en la camisa exterior impide que la presión del espacio anular actúe sobre el mandril de operación. Una cantidad predeterminada de presión de bombeo en el espacio anular rompe el disco de ruptura y la presión del espacio anular desplaza el mandril de operación hacia arriba para descubrir los orificios para efectuar la circulación inversa. Un seguro mantiene la herramienta en posición cerrada hasta que el disco se rompe. Una vez que la presión del espacio anular impulsa el mandril hacia arriba, el mismo seguro traba el mandril para mantener abierta la herramienta. Dado que el disco de ruptura se abre hacia una cámara atmosférica, tiene que soportar la presión hidrostática además de la presión operativa de la válvula PCTV. Mientras más alta sea la presión hidrostática, más fuerte ha de ser el disco de ruptura. Hay disponible 83 tipos de discos de ruptura para presiones hidrostáticas de 900 a 24.000 lpc. Tabla 15. Especificaciones de la válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única

42

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

SHRV-F

5,00

2,25

15.000

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

SHRV-FF

5,00

2,25

17.500

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

SHRV-G

3,13

1,13

15.000

425

H2S/ácido

23⁄8 Reg. o PH6

SHRV-H

7,00

3,50

10.000

300

H2S/ácido

41⁄2 PH6

SHRV-J

5,00

2,25

17.500

500

H2S/ácido

31⁄2 PH6

Collar

Mandril del pistón Disco de ruptura

Orificios para circulación inversa

Cerrada

Abierta

Figura 22. Válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

43

Válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única (interna / externa) La válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única (interna / externa) (SHRV-T o SORTIE) puede abrirse aplicando la presión en el espacio anular o en la tubería (Fig. 23 y Tabla 16). Un disco de ruptura adicional en el sub de fondo comunica desde la tubería hasta la cámara atmosférica ubicada por detrás del disco de ruptura superior. La presión interna de diseño del disco de ruptura debe ser más alta que la máxima presión esperada de la tubería (absoluta) en la herramienta. La herramienta SHRV-T puede ser corrida en las siguientes configuraciones: ■ Para ser operada con presión del espacio anular: el disco de ruptura está colocado en el orificio externo, y se coloca un tapón sólido en el orificio del disco de ruptura interno. El montaje es similar al de la herramienta SHRV. ■ Para ser operada con presión interna: El disco de ruptura se coloca en el orificio interno, y se coloca un tapón sólido en el orificio del disco de ruptura externo. Se recomienda poner un tapón sólido en el orificio del disco de ruptura interno cuando se usa la herramienta SORTIE para operaciones TCP. ■ Para ser operada con presión interna o anular: se pone un disco de ruptura en el orificio externo y un segundo disco de ruptura en el orificio interno. Tabla 16. Especificaciones de la válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única (interna / externa)

44

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

SHRV-T

5,00

2,25

15.000

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

Collar

Mandril del pistón Disco de ruptura

Orificios para circulación inversa Disco de ruptura

Cerrada

Abierta

Figura 23. Válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única (interna / externa).

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

45

Válvula de circulación inversa de múltiples aperturas operada internamente La válvula de circulación inversa de múltiples aperturas operada internamente (MIRV, por sus siglas en inglés) es una válvula de circulación inversa operada con la presión de la tubería de producción, que se puede volver a cerrar y que tiene un sistema de ciclos múltiples que permite probar la sarta a presión mientras que se corre en el pozo (Fig. 24 y Tabla 17). Una vez que la herramienta se abre, se puede usar para circulación inversa; no obstante, la herramienta se puede volver a cerrar, lo que la convierte en ideal para emplazar fluidos de estimulación o cambiar los colchones. La válvula MIRV suele usarse para emplazar fluidos de estimulación o de inyección dentro de la sarta sin bombear dentro de la formación. En una formación de baja permeabilidad cuyos fluidos no fluyen hacia la superficie, el bombeo del colchón (que se produciría si los fluidos de estimulación se bombeasen directamente dentro de la sarta) podría causar daños serios a la formación. La herramienta se abre aplicando presión en la superficie (presurizando la válvula de prueba) y se cierra al bombear a través de la herramienta a una cierta tasa. La herramienta puede configurarse para que se cierre con una tasa de bombeo de entre 2 a 8 bbl/min. La herramienta también se puede correr en hueco abierto, lo que permite que la sarta se llene de lodo. Una vez que el empacador está fijo, el colchón se puede bombear dentro de la sarta y la herramienta MIRV se puede cerrar y comenzar la prueba. Tabla 17. Especificaciones de la válvula de circulación inversa de múltiples aperturas operada internamente

46

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

MIRV-C

5,00

2,25

10.000

300

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

Sección de indexado

Mandril del pistón

Resorte

Orificios para circulación inversa

Cerrada

Ciclando

Abierta

Figura 24. Válvula de circulación inversa de múltiples aperturas operada internamente.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

47

Válvula de circulación de varios ciclos La válvula de circulación de varios ciclos (MCCV, por sus siglas en inglés) es una válvula que se puede volver a cerrar y que es operada por la presión de la tubería. Se usa para emplazar fluidos y nitrógeno (Fig. 25 y Tabla 18). Es similar a la válvula MIRV pero no es sensible a la tasa de bombeo para cerrarse. La MCCV responde a los cambios en la dirección del flujo más que a los cambios de tasa de bombeo. La válvula MCCV tiene un mandril con un conjunto de orificios que pueden alinearse ya sea con los orificios para circulación inversa o directa. La herramienta puede configurarse para 6 o 12 ciclos, dependiendo de las pruebas de presión esperadas en la sarta. Cuando la presión interna excede la presión del espacio anular en 500 lpc, el sistema de indexación comienza el ciclo. Luego de un número preestablecido de ciclos, la herramienta se abre y el contenido de la sarta puede expulsarse por circulación inversa a través de seis orificios de 1⁄2 pulgada de diámetro. Cuando la circulación directa arranca, los restrictores de los orificios para circulación inversa limitan el flujo, causando una diferencia de presión que desplaza el mandril hacia la nueva posición para emplazar el nitrógeno o los fluidos de estimulación. La válvula MCCV se vuelve a cerrar liberando la presión de la tubería o aumentando la presión del espacio anular, lo que causa una presión diferencial de 500 lpc. La válvula MCCV no se ve afectada por la operación de las herramientas operadas por la presión anular y su operación no se ve restringida por la potencia de la bomba de superficie. Tabla 18. Especificaciones de la válvula de circulación de varios ciclos

48

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de trabajo (°F)

Servicio

Conexión

MCCV-E

5,00

2,25

10.000

350

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

Sistema de indexado

Mandril de operación Flujo de fluido Restrictores de flujo Flujo de fluido

Cerrada para hacer pruebas o tratamientos de la formación

Abierta para circulación inversa o para permitir que la sarta se llene mientras se corre en el pozo

En circulación para emplazar el colchón de nitrógeno o para tratar el tapón de fluido

Figura 25. Válvula de circulación de varios ciclos.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

49

Válvula de circulación de varios ciclos con seguro La válvula de circulación de varios ciclos con seguro (MCVL, por sus siglas en inglés) (Fig. 26 y Tabla 19) proporciona un módulo para trabar el mandril en posición abierta o cerrada. Cuando el seguro está activado, la herramienta es insensible a los aumentos de presión en la tubería o el espacio anular. La presión aplicada en el espacio anular, después de romper el disco de ruptura, desactiva el seguro. Con el seguro desactivado, la válvula MCVL opera exactamente igual que la válvula MCCV. Tabla 19. Especificaciones de la válvula de circulación de varios ciclos con seguro

50

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

MCVL-E

5,00

2,25

10.000

350

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

MCVL-G

3,13

1,13

15.000

375

H2S/ácido

23⁄8 Reg. o PH6

Sección de indexado

Orificios de flujo Flujo de fluido

Disco de ruptura

Mandril del seguro

Mandril trabado

Mandril desasegurado

Orificios cerrados

Figura 26. Válvula de circulación de varios ciclos con seguro.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

51

Válvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo La válvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo (PFSV, por sus siglas en inglés) (Fig. 27 y Tabla 20) es una válvula de seguridad de apertura completa para fondo de pozo. Se baja abierta y se cierra permanentemente cuando se rompe el disco de ruptura. El mandril de operación funciona por presión interna y se traba en posición abierta para impedir el cierre prematuro. Una vez se rompe el disco, se aplica presión hidrostática al mandril de operación. Éste se desplaza hacia arriba contra la cámara atmosférica, dejando libre la charnela operada por resorte. Cuando se bombea fluido dentro de la tubería, la charnela deja su asiento y permite matar el pozo. Proporciona un medio confiable de cierre para el pozo y permite bombear hacia la formación, cualquiera que sea la presión de la tubería o del espacio anular por encima de la válvula.

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

52

Herramienta

OD (in.)

ID (in.)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

PFSV-F

5,00

2,25

15.000

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PFSV-FF

5,00

2,25

17.500

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PFSV-G

3,13

1,13

15.000

425

H2S/ácido

23⁄8 Reg. o PH6

PFSV-J

5,00

2,25

17.500

500

H2S/ácido

31⁄2 PH6

Mandril de operación

Disco de ruptura

Válvula tipo charnela

Abierta

Cerrada

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

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

53

Válvula de llenado y prueba de tubería La válvula para llenado y prueba de tubería (TFTV, por sus siglas en inglés) (Fig. 28 y Tabla 21) sirve para llenar y probar a presión la tubería mientras ésta se corre en el pozo. Conforme la tubería se baja dentro del pozo, el fluido entra a través de los orificios de bypass. El fluido crea una presión diferencial que levanta la charnela y permite que la tubería se llene. La tubería se puede probar a cualquier profundidad con la válvula tipo charnela cerrada y presurizando la sarta de la tubería. Cuando la sarta de prueba está a la profundidad requerida y una vez realizadas las pruebas de la tubería, el espacio anular se presiona para romper un disco de ruptura que abre permanentemente la charnela. Una vez que la charnela está abierta, la herramienta queda con un diámetro interno (ID) completo. Tabla 21. Especificaciones para la válvula de llenado y prueba de tubería

54

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

TFTV-F

5,00

2,25

15.000

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

TFTV-G

3,13

1,13

15.000

425

H2S/ácido

23⁄8 Reg. o PH6

TFTV-H

7,00

3,50

10.000

300

H2S/ácido

41⁄2 PH6

Charnela

Cámara atmosférica

Disco de ruptura Flujo de fluido

Posición de bajada al pozo

Posición de prueba

Figura 28. Válvula para llenado y prueba de tubería.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

55

Válvula de prueba de tubería La válvula de prueba de tubería (TTV, por sus siglas en inglés) (Fig. 29 y Tabla 22) proporciona una manera de probar a presión la tubería mientras ésta se corre en el pozo. Conforme la tubería se baja dentro del pozo, el fluido entra a través del fondo de la sarta. El fluido crea una presión diferencial que levanta la charnela y permite que la tubería se llene. La tubería se puede probar a cualquier profundidad con la válvula tipo charnela cerrada presurizando la sarta de la tubería. Cuando la sarta de prueba está a la profundidad requerida y una vez realizadas las pruebas de la tubería, el espacio anular se presiona para romper un disco que abre permanentemente la charnela. Una vez que la charnela está abierta, la herramienta queda con un diámetro interno (ID) completo. Tabla 22. Especificaciones de la válvula de prueba de tubería

56

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

TTV-J

5,00

2,25

17.500

500

H2S/ácido

31⁄2 PH6

Válvula tipo charnela

Mandril de operación

Disco de ruptura

Cerrada

Abierta

Figura 29. Válvula de prueba de tubería.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

57

Válvula de seguridad de una sola esfera La válvula de seguridad de una sola esfera (SBSV, por sus siglas en inglés) es una válvula de seguridad de apertura completa para fondo de pozo (Fig. 30 y Tabla 23). Se baja al pozo en posición abierta y se cierra permanentemente en respuesta a la sobrepresión del espacio anular. El mandril de operación está balanceado con relación a la presión interna y se traba en posición abierta a fin de impedir el cierre prematuro. Una vez que se rompe el disco de ruptura, se aplica presión hidrostática al mandril de operación. Éste cierra la válvula. El gran diferencial de presión (hidrostática vs atmosférica) y el área del mandril operador de la válvula de 31⁄2 pulgadas2 generan una fuerza más que suficiente para cortar un cable de 7⁄32 pulgadas, incluso en pozos poco profundos. El mandril operador de la válvula se asegura en la posición cerrada e impide que la herramienta se vuelva a abrir hasta que se se recupera en la superficie. El seguro se puede prefijar sin desmontar la herramienta, lo que permite realizar pruebas funcionales antes de bajarla al pozo. Se puede usar una válvula de drenaje en el extremo inferior de la herramienta para liberar la presión atrapada entre las válvulas de esfera de las válvulas PCTV y SBSV. Se cuenta con juegos disponibles para convertir la válvula SBSV en una válvula de prueba de tubería (PTV) o una válvula de seguridad de bombeo directo (PTSV, por sus siglas en inglés). Estas herramientas se describen en las páginas 60 y 62, respectivamente. Tabla 23. Especificaciones de la válvula de seguridad de una sola esfera

58

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

SBSV-E

5,00

2,25

10.000

375

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

SBSV-F

5,00

2,25

15.000

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

SBSV-G

3,13

1,13

15.000

425

H2S/ácido

23⁄8 Reg. o PH6

Sello Válvula de esfera

Mandril operador de la válvula de esfera

Disco de ruptura Seguro

Válvula de drenaje

Válvula de esfera abierta

Válvula de esfera cerrada

Figura 30. Válvula de seguridad de una sola esfera.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

59

Válvula de prueba de tubería La válvula de prueba de tubería (PTV, por sus siglas en inglés) es similar a la SBSV pero normalmente se corre en posición cerrada y se abre permanentemente cuando se rompe el disco de ruptura (Fig. 31 y Tabla 24). Esta herramienta es útil para pruebas de producción ya que permiten correr la tubería en el pozo sin fluido y probar a presión la sarta de tubos. Cuando esta válvula se usa con la válvula SBSV, se puede hacer una prueba de flujo y una prueba de cierre con un mínimo de herramientas. Su uso también es común en las pruebas en condiciones de alta presión y alta temperatura para probar a presión el conjunto de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés). Conectada inmediatamente por encima del conjunto de sello, permite probar a presión todas las conexiones de la sarta. Tabla 24. Especificaciones de la válvula de prueba de tubería

60

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

PTV-E

5,00

2,25

10.000

375

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PTV-F

5,00

2,25

15.000

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PTV-FF

5,00

2,25

17.500

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PTV-G

3,13

1,13

15.000

425

H2S/ácido

23⁄8 Reg. PH6

Sello Válvula cerrada

Válvula abierta

Mandril operador de la válvula de esfera

Disco de ruptura Seguro

Válvula de drenaje

Válvula de esfera cerrada

Válvula de esfera abierta

Figura 31. Válvula de prueba de tubería.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

61

Válvula de seguridad de bombeo directo La válvula PTSV es una válvula SBSV que ha sido modificada usando un mandril desbalanceado y un anillo de detención (en vez de un seguro como en la válvula SBSV) (Fig. 32 y Tabla 25). La herramienta se cierra en respuesta a la sobrepresión del espacio anular rompiendo un disco de ruptura, pero puede abrirse de nuevo bombeando en la tubería. Esta válvula se corre en posición invertida para que el mandril actúe bajo la presión interna en la tubería y reabra la válvula al tratar de bombear a través de ésta. Una vez que la presión de la tubería excede la presión hidrostática entre 600 a 1000 lpc, la válvula se abre y permite inyectar fluido dentro de la formación o hacerlo circular hacia arriba por el espacio anular. La válvula se cierra automáticamente cuando la presión de la tubería baja hasta 500 lpc por debajo de la presión hidrostática. Esta válvula es útil para pruebas de DST o de producción en revestimientos colgados de 5 pulgadas (en los cuales las herramientas están en el revestimiento de 7 pulgadas). Una válvula PTSV se puede correr y el gas producido puede ser desplazado por debajo de las herramientas antes de sacarlas del pozo (la válvula PCTV tiene que mantenerse en posición abierta). Véase también la válvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo (PFSV) en la página 52. Tabla 25. Especificaciones de la válvula de seguridad de bombeo directo

62

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

PTSV-E

5,00

2,25

10.000

375

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PTSV-F

5,00

2,25

15.000

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PTSV-G

3,13

1,13

15.000

425

H2S/ácido

23⁄8 Reg. o PH6

Anillo de detención Disco de ruptura

Mandril operador de la esfera Válvula de esfera Sello de esfera

Válvula de drenaje

Válvula abierta

Válvula cerrada para cierre de pozo Panular > Ptubería

Válvula nuevamente abierta para bombear a través de ella Panular > Ptubería

Figura 32. Válvula de seguridad de bombeo directo.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

63

Junta deslizante La junta deslizante (SLPJ, por sus siglas en inglés) es una herramienta compensadora para expansión y contracción (Fig. 33 y Tabla 26). Se acomoda a cualquier cambio en la longitud de la sarta causado por temperatura o presión durante las pruebas de DST. La junta deslizante consta de dos partes diferentes: una camisa exterior y un mandril interno móvil. Su diseño rugoso incorpora tres secciones principales. En el tope se encuentra un mandril móvil ranurado que permite transmitir torque a través de la herramienta. Por debajo de éste se encuentran dos cámaras de presión, una abierta a la presión de la tubería y la otra abierta a la presión del espacio anular. La herramienta está balanceada hidráulicamente y es insensible a las presiones que se aplican a la tubería. Los sellos dinámicos de las cámaras de balanceo son sellos confiables de tipo chevron en V. Las juntas deslizantes tienen una carrera de 5 pies; el número total de juntas deslizantes requerido depende de las condiciones del pozo y del tipo de operación. Para una prueba estándar a 10.000 pies, lo normal son tres juntas deslizantes. Para las pruebas en las cuales se planea realizar inyección o estimulación, el enfriamiento asociado puede ocasionar una contracción mayor de la sarta, por lo que pueden ser necesarias cuatro o cinco juntas deslizantes para compensar el movimiento de la sarta durante las operaciones. Para mayor seguridad cuando se maneja la herramienta en la superficie, se añade una abrazadera especial, que asegura el mandril y la camisa de la junta deslizante. Las juntas deslizantes hacen más fácil el espaciamiento de los cañones de TCP cuando se hacen pruebas desde una plataforma semi-sumergible. Tabla 26. Especificaciones de la junta deslizante

64

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

PTSV-F

5,00

2,25

15.000

375

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

PTSV-G

3,13

1,13

15.000

375

H2S/ácido

23⁄8 Reg. o PH6

Carrera de 5 pies

Sellos de empaquetado en V

Figura 33. Junta deslizante.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

65

Correlación entre la junta deslizante y el cañón TCP Las juntas deslizantes presentan una preocupación importante para el adecuado posicionamiento de los cañones TCP. Cuando se corre una sarta con un colgador cónico en la válvula BOP, uno encuentra el primer punto fijo en la superficie. El segundo punto fijo es el empacador que está en el fondo de la sarta. Entonces hay que tener en cuenta los recorridos de ciertas herramientas tales como el cierre de algunas herramientas (por ejemplo, la válvula SHRT) y el movimiento descendente del mandril del empacador (y por tanto del disparo superior del cañón TCP). La junta deslizante ayuda a espaciar la sarta a causa de su longitud variable eliminando el uso de tuberías cortas.

Control de profundidad Se emplean cuatro técnicas para verificar que los cañones TCP se encuentran a la profundidad correcta: ■

■

■

■

Correr un registro de rayos gamma (GR) a través de la tubería y un registro de collares de revestimiento (CCL, por sus siglas en inglés) para ubicar un punto de referencia en la sarta y vincularlo con registros previos. Fijar el empacador con cable eléctrico a una profundidad conocida usando el registro GR-CCL para hacer la correlación, e introducir los cañones y la sarta de terminación a través del empacador. Fijar el empacador y los cañones con cable a una profundidad conocida e introducir la sarta de terminación dentro del empacador. Determinar un punto de referencia fijo y exacto, tal como un tapón puente.

En los equipos de perforación flotantes se usan técnicas especiales que se describirán a continuación. La aplicación de la primera técnica, corriendo la herramienta GR-CCL a través de la tubería, es la más exacta. Se basa en un sub marcador radioactivo (RA) (Fig. 34) colocado en la sarta a una distancia precisamente conocida desde el disparo superior. La sarta es corrida dentro del pozo hasta aproximarse a la profundidad correcta, y se realiza un registro GR-CCL de una sección corta sobre la zona donde está localizado el sub. El registro GR indica la posición del sub (una anomalía radioactiva en forma de pico agudo) en relación con los rayos gamma de la formación. Ya que se conoce la distancia entre el sub y el disparo superior, se puede calcular y ajustar la posición de los cañones, si es necesario, espaciando la sarta en la superficie. Luego de que el empacador está fijo, el registro GR puede realizarse de nuevo para asegurar que los cañones se encuentran a la profundidad correcta.

Punto radioactivo

Figura 34. Sub marcador radioactivo.

66

Dado que el registro GR se corre dentro de la tubería de producción, y ésta a su vez se encuentra en el interior del revestimiento, se logran mejores resultados si se registra con una baja velocidad. Esto permite una mejor correlación entre los registros de control de profundidad y los registros GR de pozo abierto. Si la curva de rayos gamma de la formación muestra poca actividad, se debe colocar un punto radioactivo en una unión del revestimiento o por debajo de ésta, antes de correr el revestimiento como marcador. La segunda técnica se basa en fijar con cable un empacador permanente en una profundidad conocida y exacta, luego introducir los cañones y la sarta de terminación con el conjunto de sello a través del empacador. Se pone un localizador sobre la tubería a la distancia deseada a partir del disparo superior. La tercera y la cuarta técnica tienen que ver con operaciones con cable. Las técnicas especiales utilizadas en los equipos flotantes se derivan de la correlación GRCCL. Se vincula un punto de referencia en la sarta (sub marcador radioactivo) con los registros de pozo abierto, teniendo en cuenta las varias piezas de equipo de la sarta luego de que el empacador está fijo y parte del peso de la sarta es soportado por la empaquetadura. El procedimiento es el siguiente (Fig. 35): 1. Correr en el pozo la sarta de DST o TCP con un colgador submarino. Llegar al BOP submarino, y realizar un registro de correlación GR-CCL. 2. Localizar el marcador radioactivo a una profundidad correspondiente al disparo superior deseado, menos la longitud del conjunto de herramientas desde el disparo superior hasta el marcador radioactivo medido en tensión (incluyendo D + J). 3. Salir del pozo hasta el colgador submarino y añadir o extraer tubería de producción o de perforación por debajo del colgador según se requiera en el segundo paso. Volver al pozo con el colgador submarino y añadir el árbol submarino. 4. Al llegar, el disparo superior estará a D + J por debajo de la ubicación deseada para el disparo superior. 5. Subir la distancia D + J + P, girar hacia la derecha y comenzar a soltar peso; en este punto, el disparo superior está una distancia P por encima de su ubicación final. 6. Conforme se descarga más peso, la carrera de fijación P del empacador trae al disparo superior hasta la ubicación deseada. Es posible la confirmación con el registro GR-CCL después de la fijación del empacador. T = cierre total disponible de la junta deslizante D = cierre deseado de la junta deslizante (típicamente 1⁄3 a 2⁄3 T) J = cierre de martillo + herramienta de referencia (sólo SHRT) P = carrera del empacador mientras se fija

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

■

Herramientas operadas a presión

67

D+J+P

Junta deslizante totalmente abierta

Junta deslizante medio cerrada

T

Marcador radioactivo Martillo cerrado Martillo abierto

P D+J

a

b

c

d

e

Figura 35. Control de profundidad de la sarta TCP en equipos flotantes. a. Realice correlación de rayos gamma con el colgador submarino sentado. b. Ajuste el espacio por debajo del colgador cónico. c. Asiente el árbol submarino. d. Levante la distancia determinada por el registro de la correlación GR-CCL. Permita que el martillo y el mandril del empacador hagan su recorrido. e. Fije el empacador y deje caer el peso para que el árbol submarino se fije. La junta deslizante se encuentra a mitad de carrera y los cañones están a profundidad de disparo. Se puede correr una junta deslizante adicional para facilitar la ubicación exacta del cañón.

68

Martillo hidráulico El martillo hidráulico se usa cuando un empacador o los cañones se quedan atascados (Fig. 36 y Tabla 27). El martillo se puede usar para pegar un golpe ascendente que ayuda a que las herramientas se liberen. La herramienta consta de dos partes: una camisa conectada a las herramientas libres y al mandril ranurado conectado a las herramientas atascadas. La camisa se puede mover hacia arriba y hacia abajo con respecto al mandril. Entre la camisa y el mandril ranurado se encuentra una cámara de aceite separada en dos partes por un restrictor de flujo y una válvula de retención. El martillo inicialmente está cerrado (camisa abajo). Si la sección inferior se atasca, se tensa en exceso la sarta para almacenar energía en el tubo de perforación. Este exceso hace que el martillo comience a moverse. El aceite pasa lentamente a través del restrictor de flujo, transfiriendo aceite desde la cámara superior hasta la inferior hasta que el sello alcanza la sección más reducida del mandril. Cuando esto sucede, la camisa se mueve rápidamente y se produce un impacto ascendente contra las herramientas atascadas. Una vez que el martillo está activado, se baja la sarta y la camisa desciende. El aceite fluye a través de la válvula de retención de una sola vía, de regreso hacia la sección superior y la herramienta se vuelve a cargar, preparada para golpear de nuevo las veces que sean necesarias. Tabla 27. Especificaciones del martillo hidráulico Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

JAR-F†

5,00

2,25

15.000

375

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

JAR-G‡

3,13

1,13

15.000

375

H2S/ácido

23⁄8 Reg. o PH6

†La ‡La

tensión máxima que puede aplicarse al martillo hidráulico es de 70.000 lbf. tensión máxima que puede aplicarse al martillo hidráulico es de 35.000 lbf.

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■

Herramientas operadas a presión

69

Válvula de retención

Restrictor de flujo Lee Jeva Anillo de sello

Empaque de sellos en V

Ranura

Figura 36. Martillo hidráulico.

70

Junta de seguridad La junta de seguridad (SJB, por sus siglas en inglés) (Fig. 37 y Tabla 28) permite la liberación rápida de la sarta de prueba si el empacador o cualquier elemento situado por debajo de éste se atascan. Típicamente ubicada encima del empacador y apretada con el mismo torque que las demás herramientas de la sarta, la junta de seguridad se desenrosca girando a la izquierda. El torque de rotura se controla a 950 pies-lbf mediante un perno de ruptura por esfuerzo de corte. Un anillo de ajuste impide que al girar a la derecha se corte el perno. La junta se puede engranar aplicándole peso y haciéndola girar lentamente hacia la derecha. Tabla 28. Especificaciones de la junta de seguridad Herramienta

OD (in.)

ID (in.)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

SJB-F

5,00

2,25

15.000

425

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

SJB-G

3,13

1,13

15.000

425

H2S/ácido

23⁄8 Reg. o PH6

Anillo de ajuste

Tornillo de seguro

Perno de ruptura al corte

Roscas gruesas

Sello

Figura 37. Junta de seguridad.

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■

Herramientas operadas a presión

71

Válvula de doble acción La válvula de acción doble (DAV, por sus siglas en inglés) es una válvula de prueba de apertura completa para fondo de pozo (Fig. 38 y Tabla 29). Se corre en posición cerrada, se abre por sobrepresión en el espacio anular (disco de ruptura) y se vuelve a cerrar por una segunda sobrepresión del espacio anular (disco de ruptura). Los mandriles operadores están balanceados con la presión interna. Se usa un seguro de dos vías para evitar que el mandril de operación se desplace, excepto en respuesta a la sobrepresión del espacio anular. Cuando el primer disco se rompe, se aplica presión hidrostática al área del mandril de operación, lo que hace que se abra la válvula de esfera. La esfera permanece abierta hasta tanto se rompa el segundo disco. Al romper este disco se aplica presión hidrostática a una mayor área de operación, la cual vuelve a cerrar permanentemente la válvula de esfera. Si se reemplaza la válvula de esfera de la DAV con otra válvula de esfera se puede hacer correr la válvula DAV abierta en el pozo, cerrarla y luego dejarla permanentemente abierta de nuevo. Tabla 29. Especificaciones de la válvula de doble acción

72

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

DAV-E

5,00

2,25

10.000

350

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

Válvula de esfera

Mandril de operación

Disco de ruptura de baja presión Disco de ruptura de alta presión

Collar

Figura 38. Válvula de doble acción.

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■

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73

Cámara anular de muestreo de pleno diámetro La cámara anular de muestreo de pleno diámetro (FASC, por sus siglas en inglés) se emplea para atrapar una muestra de fondo de pozo durante una prueba, sin cerrar el pozo (Fig. 39 y Tabla 30). La muestra, una vez atrapada, está contenida en una cavidad anular en la herramienta hasta que se trae a la superficie. Al correr varias herramientas en serie, se puede tomar cualquier número de muestras simultáneamente o en diferentes momentos durante la prueba. La cámara FASC consta de dos secciones básicas: la cámara de muestreo y la sección operativa. La cámara de muestreo contiene un pistón flotante que separa la cámara en dos compartimentos. El compartimento superior se usa para atrapar la muestra. Este compartimento permanece vacío hasta que la herramienta se activa. El compartimento inferior está lleno con un fluido hidráulico que está equilibrado con la presión interna mediante un pistón de compensación. La herramienta se activa al aumentar la presión anular lo que hace que estalle un disco de ruptura permitiendo que el fluido hidráulico se desplace hacia el interior de la sección operativa. Conforme el fluido hidráulico fluye hacia el interior, a través del restrictor de flujo, el pistón flotante desciende, aspirando una muestra detrás de él. La cámara de muestreo también contiene un collar reposicionable, el cual asegura el mandril de muestreo en su sitio una vez que se ha tomado la muestra. En superficie se fija la capacidad de la muestra, que puede ser de 600, 1000 o 1200 cm3. Tabla 30. Especificaciones de la cámara anular de muestreo de pleno diámetro

74

Herramienta

OD (pulg)

ID (pulg)

Presión de Trabajo (lpc)

Temperatura de Trabajo (°F)

Servicio

Conexión

FASC-E

5,00

2,25

10.000

375

H2S/ácido

31⁄2 IF o PH6

Válvula de drenaje

Pistón flotante Cámara de muestreo Fluido hidráulico

Mandril de muestreo

Restrictor de flujo

Cámara atmosférica

Disco de ruptura Mandril de operación

Antes del muestreo

Durante el muestreo

Después del muestreo

Figura 39. Cámara anular de muestreo de pleno diámetro.

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■

Herramientas operadas a presión

75

Tipos de sarta DST

Esta sección contiene ejemplos de diagramas de sartas para DST comúnmente utilizadas en todo el mundo. Los ejemplos se ofrecen para dar una idea de los diferentes conceptos y no necesariamente contienen todos los detalles de una sarta. Hay muchas formas de diseñar una sarta DST dependiendo de las necesidades del cliente y de los procedimientos operativos.

Sarta IRIS para 10.000 lpc con registrador DataLatch y TCP La sarta IRIS para 10.000 lpc con registrador DataLatch* (Fig. 40) está diseñada para pruebas de exploración donde se esperan presiones inferiores a 10.000 lpc y con lectura en superficie. El monitoreo en tiempo real de los datos de presión de fondo del pozo, suele ahorrar tiempo porque se pueden evitar los periodos prolongados de cierre. La válvula IRDV, que es compatible con el sistema de lectura en superficie DataLatch, se usa como válvula de prueba de fondo de pozo y válvula primaria de circulación inversa. Además del sistema DataLatch colocado inmediatamente por debajo de la válvula de esfera IRIS, también se puede correr cualquier número de registradores por encima y por debajo del empacador a fin de asegurar un muestreo de datos suficiente. Un registrador de presión cercano al yacimiento es fundamental para correlacionar los datos de presión adquiridos más arriba en la sarta. Además de servir como válvula de cierre de fondo de pozo, la válvula IRDV también se usa para hacer la prueba de presión de la sarta y como válvula de seguridad en fondo de pozo. La válvula IRIS de circulación directa o inversa se puede volver a cerrar y se usa principalmente para desalojar los fluidos producidos y matar el pozo al final de la prueba. También sirve para emplazar fluidos de tratamiento y para cambiar el colchón si es necesario. Para redundancia, la válvula SHRV se opera como válvula secundaria de circulación inversa. El sistema de empacador recuperable FlexPac con modulo hidráulico para retener la herramienta en el fondo provee un sello robusto y confiable por encima de la zona productiva. Proporciona soporte a la sarta e impide que la sarta sea empujada hacia arriba por las fuerzas hidráulicas. Se corren dos o más juntas deslizantes, según sea el caso, para compensar cualquier desplazamiento de la sarta entre los dos puntos fijos: empacador y superficie, que sea producido por los cambios de temperatura durante el trabajo. En la fig. 40 se ilustra un sistema básico TCP por debajo del empacador. Hay una gran variedad de sistemas y accesorios de disparo de Schlumberger disponibles para satisfacer las necesidades específicas. Todos los sistemas DST y TCP de Schlumberger se fabrican en el centro SRC en Rosharon, Texas, y son totalmente compatibles entre sí.

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■

Tipos de sarta DST

77

Tubería de perforación Junta deslizante abierta, SLPJ Junta deslizante medio cerrada, SLPJ Junta deslizante cerrada, SLPJ Collar de perforación Marcador radioactivo Válvula de circulación inversa de operación única, SHRV Collar de perforación Lectura en superficie DataLatch Válvula doble IRIS, IRDV

Portador de registrador UNIGAGE Martillo hidráulico, JAR Junta de seguridad, SBJ Herramienta retenedora en fondo FlexPac, FLXH Empacador FlexPac, FLXP

Tubo perforado Sub para desechos

Tubería de producción Cabeza de disparo Espaciador de seguridad Cañón de alta densidad de disparos, HSD

Figura 40. Sarta IRIS para 10.000 lpc con registrador DataLatch y TCP.

78

Sarta IRIS para 10.000 lpc para disparar y extraer La sarta IRIS para 10.000 lpc para disparar y extraer (Fig. 41) es una sarta simplificada para trabajos cortos de disparo y extracción de la sarta. El propósito principal de esta sarta es transportar los cañones TCP y proporcionar condiciones de seguridad para disparar el pozo en condiciones de desbalance de presión. La flexibilidad de la herramienta IRDV con sus operaciones secuenciales la hacen muy apropiada para este tipo de operación. No se necesitan juntas deslizantes a causa de los pequeños cambios de temperatura y el poco o ningún movimiento de la sarta. Sin embargo, se recomienda utilizar registradores para registrar la presión inicial de la formación inmediatamente después de disparar para referencia futura.

Sub para desechos Marcador radioactivo Válvula de circulación inversa de operación única, SHRV Sub para desechos

Válvula doble IRIS, IRDV

Portador de registrador UNIGAGE Martillo hidráulico, JAR Junta de seguridad, SBJ Módulo para retener la herramienta en el fondo FlexPac, FLXH Empacador FlexPac, FLXP

Tubo perforado Sub para desechos

Tubería de producción Cabeza de disparo Espaciador de seguridad Cañón de alta densidad de disparos, HSD

Figura 41. Sarta IRIS para 10.000 lpc para disparar y extraer.

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■

Tipos de sarta DST

79

Sarta IRIS de gran diámetro La sarta de gran diámetro cuenta con un diámetro interno (ID) de 3,5 pulgadas (Fig. 42). Es especialmente apropiada para pruebas de larga duración con alta velocidad de flujo y para operaciones a través de la tubería en revestimiento de 95⁄8 pulgadas. El gran diámetro interno de esta sarta puede dar cabida a cañones de 27⁄8 pulgadas para operaciones de disparo de alto desempeño a través de la tubería. Si se fija un tapón de gran diámetro en un niple por debajo del empacador, el pozo se puede aislar evitando exponer la formación a fluidos dañinos antes de poner el pozo en producción. La válvula IRDV de gran diámetro es la válvula de prueba y la válvula primaria de circulación inversa. La válvula TFTV permite probar la sarta a presión, y la válvula SHRV es la válvula secundaria redundante de circulación inversa.

80

Tubería

Válvula para llenado y prueba de tubería, TFTV-H Válvula de circulación inversa de operación única, SHRV-H

Reducción

Válvula doble IRIS, IRDV-H

Portador de registrador UNIGAGE

Conjunto de sellos

Perfil del niple

Figura 42. Sarta IRIS de gran diámetro.

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■

Tipos de sarta DST

81

Sarta PCT para 10.000 lpc con registrador DataLatch y TCP La sarta PCT para 10.000 lpc con registrador DataLatch (Fig. 43) está diseñada para pruebas de exploración en las que se anticipan presiones inferiores a los 10.000 lpc y con lectura en superficie. El monitoreo en tiempo real de los datos de presión de fondo del pozo, suele ahorrar tiempo porque se pueden evitar los periodos prolongados de cierre. La sarta PCTV es compatible con el sistema de lectura en superficie DataLatch. Además del sistema DataLatch colocado inmediatamente por debajo de la válvula de esfera, también se puede correr cualquier número de registradores por encima y por debajo del empacador a fin de asegurar un muestreo suficiente de datos. Un registrador de presión cercano al yacimiento es fundamental para correlacionar los datos de presión tomados más arriba en la sarta. Además de servir como válvula de cierre de fondo de pozo, la válvula IRDV también se usa para probar a presión la sarta y como válvula de seguridad en fondo de pozo. La válvula MCVL se puede volver a cerrar y se usa principalmente para desalojar los fluidos producidos y matar el pozo al final de la prueba. También sirve para emplazar fluidos de tratamiento y para cambiar el colchón si es necesario. Para redundancia, la válvula SHRV se opera como válvula secundaria de circulación inversa. La válvula MCVL se opera por la presión interna de la tubería y proporciona un sistema que es redundante porque la SHRV se opera con la presión anular. El sistema de empacador recuperable FlexPac con modulo hidráulico para retener la herramienta en el fondo provee un sello robusto y confiable por encima de la zona productiva. Proporciona soporte a la sarta e impide que la sarta sea empujada hacia arriba por las fuerzas hidráulicas. Se corren dos o más juntas deslizantes, según sea el caso, para compensar cualquier desplazamiento de la sarta entre los dos puntos fijos: empacador y superficie, que sea producido por los cambios de temperatura durante el trabajo. Se ilustra un sistema TCP básico por debajo del empacador. Hay una gran variedad de sistemas y accesorios de disparo de Schlumberger disponibles para satisfacer las necesidades específicas. Todos los sistemas DST y TCP de Schlumberger se fabrican en el centro SRC en Rosharon, Texas, y son totalmente compatibles entre sí.

82

Tubería de perforación Junta deslizante abierta, SLPJ Junta deslizante medio cerrada, SLPJ Junta deslizante cerrada, SLPJ Collares de perforación Válvula de circulación de varios ciclos, MCVL Collares de perforación Marcador RA Válvula de circulación inversa de operación única, SHRV Collares de perforación Lectura en superficie Data Latch Válvula probadora en fondo de pozo, PCTV

Herramienta hidrostática de referencia, PORT o SHRT Portador de registrador UNIGAGE Martillo hidráulico, JAR Junta de seguridad, SBJ

Empacador del sistema FlexPac, FLXH y FLXP Tubo perforado Sub para desechos

Tubería Cabeza de disparo Espaciador de seguridad Cañón de alta densidad de disparos, HSD

Figura 43. Sarta PCT para 10.000 lpc con registrador DataLatch y TCP.

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■

Tipos de sarta DST

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Sarta PCT para alta presión y alta temperatura—15.000 lpc—con TCP La sarta PCT para alta presión y alta temperatura para 15.000 lpc está diseñada para condiciones hostiles en pozos con hasta 220°C [425°F] y 15.000 lpc de presión diferencial máxima (Fig. 44). La mayoría de las herramientas de esta sarta también se encuentra disponible para una presión diferencial máxima de 17.500 lpc (condiciones extremas). La sarta de herramientas se ha desempeñado con éxito en condiciones de alta presión y alta temperatura en todo el mundo, tanto con fluidos normales utilizados para matar el pozo como con agua de mar (fluido sub-balanceado) en el espacio anular. Para operaciones muy prolongadas a presión y temperatura máximas, se recomienda usar herramientas de operación únicas a fin de evitar el daño de los sellos dinámicos. Un conjunto de sellos y empacador permanente son preferibles para eliminar el número de herramientas de fondo de pozo y aumentar el rango operacional de presión diferencial del empacador. La válvula de prueba PCT se usa para múltiples cierres de fondo de pozo durante la prueba. Una válvula PTV por encima del montaje de sello permite hacer la prueba de presión a todas las conexiones en la sarta. El montaje de sellos y la válvula PTV se prueban a presión antes de levantar las herramientas, y el resto de la sarta se puede probar a presión contra la válvula PTV cuando se corre en el pozo. La válvula PTV viene adaptada con un disco de ruptura de baja presión fijado para que se abra a una presión hidrostática de 1.000 lpc mientras que se corre en el pozo. La válvula de prueba PCT se corre abierta, y todas las demás pruebas a presión se realizan con la válvula TFTV colocada encima de la sarta de herramientas. La válvula TFTV también proporciona el llenado automático de la sarta y un bypass cuando se inserta en el empacador permanente. Su posición encima de la sarta protege los sellos de todas las herramientas contra los ciclos de presión. También protege los registradores de presión de presiones extremadamente altas durante las pruebas a presión. La válvula PFSV automáticamente cierra el pozo en caso de un aumento súbito de presión del espacio anular como resultado de un escape en la tubería. Cuando se pone por encima del portador del registrador también actúa como herramienta de cierre de respaldo para el cierre final. Para redundancia, se ponen, por encima de la válvula de prueba PCT, dos válvulas SHRV fijadas para operar a la misma presión. Por debajo de la válvula PCT se encuentra una tercera válvula SHRV que actúa como bypass de emergencia para inyección al final de la prueba en caso de que la válvula PCT no se abra. Se muestra un sistema básico TCP por debajo del empacador. Hay una gran variedad de sistemas y accesorios de disparo de Schlumberger disponibles para satisfacer las necesidades específicas. Todos los sistemas DST y TCP de Schlumberger se fabrican en el centro SRC en Rosharon, Texas, y son totalmente compatibles entre sí.

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Tubería de producción Válvula para llenado y prueba de tubería, TFTV-F Válvula de circulación inversa de operación única, SHRV-F Tubería de producción Marcador radioactivo Válvula de circulación inversa de operación única, SHRV-F Tubería de producción

Válvula de prueba de fondo de pozo, PCTH-F Herramienta de referencia hidrostática, PORT-F Válvula de circulación inversa de operación única, SHRV-F Válvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo, PFSV-F Portador de registrador UNIGAGE Válvula de prueba de tubería, PTV-F Localizador de sello Empacador permanente Conjunto de sellos

Tubo perforado Sub para desechos

Tubería de producción Cabeza de disparo Espaciador de seguridad Cañón de alta densidad de disparos, HSD

Figura 44. Sarta PCT para alta presión y alta temperatura—15.000 lpc—con TCP.

Servicios de Pruebas de Fondo de Pozo

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Tipos de sarta DST

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Sarta para condiciones extremas—17.000 lpc—con herramientas de operación única La sarta para condiciones extremas ha sido desarrollada para condiciones en fondo de pozo de hasta 220°C [425°F] y presiones diferenciales de hasta 17.500 lpc (Fig. 45). Esta sarta actualmente se basa en herramientas de operación única, permitiendo altas presiones de operación y un diseño sencillo y robusto. La válvula PTV en el extremo inferior de la sarta es para probar a presión la sarta. La válvula PTV inferior se fija para que se abra automáticamente a los 1000 lpc de presión hidrostática, mientras que es corrida en el pozo. Las pruebas de presión subsiguientes de la sarta se hacen con la válvula PTV en el extremo superior de la sarta cerrada. Una válvula PFSV cierra automáticamente el pozo en caso de un aumento súbito en la presión del espacio anular, resultante de un escape en la tubería. También proporciona un cierre de fondo de pozo al final de la prueba. Para redundancia se colocan encima de la válvula PFSV, dos válvulas SHRV fijadas para que operen a la misma presión.

Tubería de producción Válvula de prueba de tubería, PTV-FF Válvula de circulación inversa de operación única, SHRV-FF Válvula de circulación inversa de operación única, SHRV-FF

Tubería de producción

Válvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo, PFSV-FF Portador de registrador UNIGAGE Válvula de prueba de tubería, PTV-FF Localizador de sello Empacador permanente Conjunto de sellos

Guía para reentrada del cable eléctrico

Figura 45. Sarta para condiciones extremas—17.500 lpc—con herramientas de operación única.

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Sarta para condiciones ultra extremas; 17.000 lpc La sarta para condiciones ultra extremas ha sido desarrollada para condiciones de fondo de pozo por encima de 220°C [425°F] y presiones diferenciales de 17.500 lpc (Fig. 46). Estas herramientas han sido diseñadas para soportar 260°C [500°F] a presión máxima en las instalaciones de pruebas de SRC en Rosharon, Texas. Se ha desarrollado un paquete de sellos especial y se ha puesto a prueba con esta sarta. La sarta para condiciones ultra extremas, hoy en día se basa en herramientas de operación única, permitiendo altas presiones de operación y un diseño sencillo y robusto. La válvula TTV en el extremo inferior de la sarta es para probar a presión la sarta. La válvula TTV inferior se fija para que se abra automáticamente a los 1000 lpc de presión hidrostática mientras se corre en el pozo. Las pruebas de presión subsiguientes de la sarta se hacen con la válvula TTV en el extremo superior de la sarta cerrada. Una válvula PFSV cierra automáticamente el pozo en caso de un aumento súbito en la presión del espacio anular resultante de un escape en la tubería. También proporciona un cierre de fondo de pozo al final de la prueba. Para redundancia se colocan encima de la válvula PFSV, dos válvulas SHRV fijadas para que operen a la misma presión. Tubería de producción Válvula probadora de tubería, TTV-J Válvula de circulación inversa de operación única, SHRV-J Válvula de circulación inversa de operación única, SHRV-J Tubería de producción Válvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo, PFSV-J Portador de registrador UNIGAGE Válvula de prueba de tubería, TTV-J Localizador de sello Empacador permanente Conjunto de sellos

Guía para la reentrada del cable eléctrico

Figura 46. Sarta para condiciones ultra extremas; 17.000 lpc.

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Tipos de sarta DST

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Sarta PCT de diámetro reducido con TCP para 15.000 lpc La sarta PCT de diámetro reducido está diseñada para hacer pruebas en pozos de diámetro reducido con revestimientos de hasta 41⁄2 pulgadas (Fig. 47). Las herramientas de 31⁄8 por 11⁄8 pulgadas, para 15.000 lpc tienen las mismas características que la sarta PCT estándar. Además de servir como válvula de cierre de fondo de pozo, la válvula PCT también se usa para probar a presión la sarta y como válvula de seguridad en fondo de pozo. La válvula MCVL se puede volver a cerrar y se usa principalmente para desalojar los fluidos producidos y matar el pozo al final de la prueba. También sirve para emplazar fluidos de tratamiento y para cambiar el colchón si es necesario. Para redundancia, la válvula SHRV se opera como válvula secundaria de circulación inversa. La válvula MCVL es operada por la presión interna de la tubería y proporciona un sistema que es redundante porque la válvula SHRV se opera con la presión anular. El sistema de empacador recuperable FlexPac con modulo hidráulico para retener la herramienta en el fondo provee un sello robusto y confiable por encima de la zona productiva. Proporciona soporte a la sarta e impide que la sarta sea empujada hacia arriba por las fuerzas hidráulicas. Se corren dos o más juntas deslizantes, según sea el caso, para compensar cualquier desplazamiento de la sarta entre los dos puntos fijos: empacador y superficie, que sea producido por los cambios de temperatura durante el trabajo. Hay una gran variedad de sistemas y accesorios de disparo de Schlumberger disponibles para satisfacer las necesidades específicas. Todos los sistemas DST y TCP de Schlumberger se fabrican en el centro SRC en Rosharon, Texas, y son totalmente compatibles entre sí.

Sarta con diámetros decrecientes Si la distancia entre el tope del revestidor colgado de diámetro reducido y el yacimiento es relativamente corta, se puede pasar una sarta con diámetros decrecientes. Las herramientas estándar (5 pulg × 21⁄4 pulg) se colocan entonces en el revestimiento de mayor tamaño por encima del revestidor colgado, siempre y cuando la prueba se pueda realizar sin problemas. En situaciones especiales, se pueden correr una válvula de seguridad para hueco estrecho y una válvula de circulación inversa en el revestimiento colgado de diámetro reducido conectadas al resto de las herramientas que se encuentran por encima, en el revestimiento más grande.

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Tubería de perforación Junta deslizante abierta, SLPJ-G Junta deslizante medio cerrada, SLPJ-G Junta deslizante cerrada, SLPJ-G Collares de perforación Válvula de circulación de varios ciclos, MCVL-G Collares de perforación Marcador radioactivo Válvula de circulación inversa de operación única, SHRV-G Collares de perforación Válvula de prueba de fondo de pozo, PCTV-G

Herramienta de referencia hidrostática, PORT-G o SHRT-G Portador de registrador UNIGAGE Martillo hidráulico, JAR-G Junta de seguridad, SBJ-G Modulo para retener herramienta en el fondo FlexPac, FLXH-G Empacador del sistema FlexPac, FLXP-G

Tubo perforado Sub para desechos

Tubería de producción Cabeza de disparo Espaciador de seguridad Cañón de alta densidad de disparos, HSD

Figura 47. Sarta de diámetro reducido con TCP para 15.000 lpc.

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Sarta PERFPAC para 10.000 lpc El servicio PERFPAC de disparo y empaque de grava en un solo viaje (Fig. 48) ahorra en promedio 24 horas de tiempo de equipo comparado con el servicio estándar de empaque de grava, el cual requiere múltiples viajes en el pozo. Además del ahorro en tiempo, otra gran ventaja reside en que no hay necesidad de matar el pozo entre las operaciones de disparo y el empaque de grava, con lo que se evitan las pérdidas de fluido y los daños de la formación. La válvula IRDV desempeña un papel importante en el éxito del sistema PERFPAC. La herramienta IRIS se usa para emplazar el colchón y controlar el pozo durante la fase de disparo y limpieza. También proporciona ecualización de las presiones y bypass conforme el empacador se tensa y pasa por debajo de los disparos, previniendo los excesos de presión y la fijación prematura del empacador de grava. El singular sistema de comandos de la válvula IRDV y su insensibilidad a los excesos de presión y arena son importantes características de las operaciones PERFPAC.

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Tubería de producción Marcador radioactivo

Válvula doble IRIS, IRDV

Portador de registrador UNIGAGE

Herramienta de servicio QUANTUM Empacador de grava QUANTUM Válvula tipo charnela de gran diámetro

Filtro de grava

Empacador para disparo y sumidero

Tubo perforado Sub para desechos Tubería de producción Cabeza de disparo Sub de liberación automática explosiva del cañón, SX Espaciador de seguridad Cañón de alta densidad de disparos, HSD

Figura 48. Sarta PERFPAC para 10.000 lpc.

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