Módulo 16 - Empacadores y accesorios de produccion

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OBJETIVOS Después del estudio de este módulo usted:

• Relacionará las funciones y tipos de empacadores de producción • Identificará los accesorios que se utilizan en los aparejos de producción. • Interpretará correctamente la función que desempeña cada accesorio del aparejo de producción.

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INDICE 1 EMPACADORES Y ACCESORIOS DE PRODUCCION........................................3 2 VALVULAS DE CIRCULACION......................................................................19 3 NIPLES DE ASIENTO...................................................................................23 4 JUNTAS DE TENSION..................................................................................24 5 JUNTAS TELESCOPICAS..............................................................................26 6 VALVULAS DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIALES (DE TORMENTA)..............27 7 VALVULAS DE BOMBEO NEUMATICO.........................................................31

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1 EMPACADORES Y ACCESORIOS DE PRODUCCION La identificación de las accesorios de producción requeridos para efectuar una terminación de un pozo, son compatibles a los que se utilizan cuando se intervienen para su reparación ya sea Mayor o menor. Las variantes se tendrán en la selección de cada uno, en función al diseño propuesto que señale el programa de intervención A continuación se describen las características de interés Empacador de Producción: Es un accesorio que permite el flujo de los hidrocarburos por el interior de la tubería de producción, aislando el espacio anular y evitando daños a la TR por los fluidos corrosivos provenientes del yacimiento. FUNCIONES a) Mejorar la eficiencia del flujo aportado por las formaciones aprovechando y prolongando su etapa fluyente. b) Eliminar la contrapresion ejercida por la columna hidrostática en el espacio anular c) Proteger las TR´s y cabezales de: •

Altas presiones

•

Fluidos corrosivos que producen los hidrocarburos

d) Aislar dos o más intervalos o explotarlos selectivamente e) Evitar la invasión de arena sobre aparejos de cedazos USOS •

En pozos fluyentes e inyectores de agua

•

En pozos de bombeo neumático y electrocentrífugo

•

En pozos de bombeo mecánico FIG. 1 EMPACADOR BAKER F-1 CON GUIA LISA

MARCAS Baker, Otis, Camco, Arrow, etc Las empacadores se clasifican en dos tipos:

a) PERMANENTES: Así se les identifica ya que una vez anclados en su profundidad, no se les recupera completos. Se emplea en pozos donde existen presiones diferenciales elevadas y grandes variaciones de carga en la TP, requiriéndose un máximo de seguridad del sello y larga duración. Es ideal en pozos profundos, desviados o direccionales, donde la TP se necesita ajustar con R-2

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peso, neutro o en tensión, así como en profundidades donde el anclaje sea crítico.

En relación con las marcas descritas, cada fabricante los clasifica por modelos y tipos. La marca Baker suministra los modelos “D” producto 415-13; modelo “F-1” producto 413-06 y modelo “FB-1” producto 413-08 Soltadores de empacadores permanentes: Los empacadores pueden ser anclados por medio de los aditamentos específicos, bajarse y afianzarlos en la TR con cable electromagnético (equipo de registro eléctrico). También se introduce con tubería usando un soltador hidráulico o soltador mecánico. Para su procedimiento operativo de anclaje se aplican las instrucciones de cada fabricante. Antes de introducir al pozo un empacador deberán limpiarse las paredes de la TR con un escariador. Unidades de sello: Para lograr el sello entre el espacio anular y el interior de la tubería de producción, se utiliza un niple sellador que se ajusta a la camisa pulida en el interior de empacador, este efectúa el sello con o sin peso aplicado en la sarta de producción.

FIG. 2 NIPLES DE SELLOS MARCA BAKER

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El niple de sellos modelo “G” se utiliza en pozos donde se considera que no registrará altas presiones. El modelo “E” al aplicar peso sus cuñas que tiene abajo del tope localizador se afianzan en forma “cruzada” en la rosca interna del empacador. Es ideal para soportar altas presiones, teniendo en cuenta los esfuerzos de la TP por cambios de presión y temperatura. En esta marca las unidades de sello son compuestos de hule (elastómeros)del tipo V, cuyos elementos son de Vitón, Rytón y Teflón que soportan presiones diferenciales hasta de 1,055 kg/cm² (15,000 (lb/pg²) con temperaturas de 30 a 300°C (86 a 392°F); así como ambientes amargos.

Extensiones de sello pulida: Son accesorios independientes del empacador permanente; se conectan antes de introducirlo, en su extremo inferior de acuerdo al modelo, permitiendo un área de contacto mayor agregando más unidades de sello multi “V” al considerar que el aparejo de producción estará sometido a movimientos por diferencial de presiones y temperatura. En el caso particular de los pozos de la Región Marina, al ser la mayoría direccionales, cada empacador se introduce con una o más extensiones pulidas, las cuales deberán tener el mismo diámetro interior que el empacador.

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FIG. 3 EXTENSION DE SELLO PULIDA BAKER

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Extensión de pesca o “rugosa”: Es una extensión adicional que previa preparación, se conecta abajo del empacador permanente. Su interior tiene un perfil que permitirá afianzar el arpón de la herramienta moledora (milling tool) cuando se proponga moler y recuperar el complemento del empacador en un solo viaje redondo. Los datos técnicos de las especificaciones se encuentran en los catálogos de cada fabricante.

FIG. 4 EXTENSION DE PESCA (RUGOSA) BAKER

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TUBO DE PRODUCCION: Este accesorio se conecta en la parte inferior del niple de sellos con la finalidad de guiar el tope localizador al interior del empacador permanente durante las operaciones de ajuste para verificar que se ha penetrado y asegurar un sello efectivo. Existen dos tipos que son:  Tipos “E”. Consiste en un tubo de producción con cople en un extremo y en el otro un corte transversal (zapata guía) que sirve para guiarlo hacia adentro del empacador y a la vez, abrir la charnela del mismo. El tubo está disponible en tamaños de 1.660 a 4 pg y longitud estándar de 5 pies  Perforado. Está diseñado para utilizarse en el extremo de la sarta larga de un aparejo doble selectivo, para evitar vibraciones originadas por la turbulencia de fluidos.

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FIG. 5 TUBOS DE PRODUCCION

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Tapón Baker “DR” Se emplea para aislar un intervalo productor empacador permanente (ya anclado) y convirtiéndolo Se introduce con tubería de trabajo o de producción, sustituto soltador por uno de acero, para asegurar pescante al recuperarlo.

agotado, utilizando el en un tapón mecánico. pero antes cámbiele el un agarre efectivo del

La selección de uno de los dos tapones se efectúa consultando las especificaciones del modelo y el tamaño del empacador que se tenga dentro del pozo. Cuando se esperan altas presiones en la parte inferior del empacador, se utiliza con cuñas tipo candado, en caso contrario, se utiliza únicamente con las unidades de sello. Se aloja en el empacador con el peso suficiente de la sarta para romper los tornillos de corte que lo sujetan al sustituto soltador. Su recuperación se hace con un enchufe derecho siguiendo el procedimiento similar a un niple de sello según sea el caso. Se le puede colocar a empacadores permanentes Baker modelos: “D”, “DA”, “N” y “S-2”.

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FIG. 6 TAPON “DR” CON ANCLA Y SIN ANCLA

1A. TIPOS DE EMPACADORES RECUPERABLES: Se les conoce a los empacadores que se introducen al pozo, se anclan dependiendo su mecanismo y se recuperan con la tubería de producción. Los tipos principales que se operan son: De tensión, compresión y anclaje hidráulico o mecánico (semipermanentes) De compresión con ancla mecánica sencilla o ancla doble De tensión Empacador inflable Empacador de copas De aislamiento con ancla de pie 1.

Empacador semipermanente de anclaje hidráulico

Se utiliza cuando se desea ajustar el aparejo de producción con tensión, neutral o con peso. En áreas donde se esperan presiones diferenciales en ambos sentidos. En la porción inferior de la herramienta tiene un sustituto retén con un asiento donde se aloja una canica, al aplicar presión por dentro de la TP desplaza un pistón de operación activando las cuñas hacia las paredes de la TR y comprimiendo el elemento de sello entre el mandril y el cono. Las cuñas funcionan por presión diferencial hidráulica, soportando presiones en ambos sentidos. Son bidireccionales (hacia arriba y hacia abajo) evitando movimientos del empacador. Cada fabricante recomienda las presiones por aplicar para su anclaje. Su recuperación es con rotación y movimientos de la tubería. Ejemplo: CAMCO HRP-1 2.

Empacador semipermanente de anclaje mecánico

Al igual que el empacador anterior, esta herramienta una vez anclada puede quedar la tubería en compresión, neutro o en tensión. Su diseño de cuñas soportan presiones ascendentes y descendentes, manteniendo el sello contra presiones diferenciales en ambos sentidos. El proceso de anclaje es mecánico, R-2

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o sea se activa girando a la derecha la tubería y aplicando esfuerzo de compresión y de tensión para fijar las cuñas inferiores y superiores y comprimir el elemento de sello. Para desanclar se recupera con rotación derecha y movimientos de la tubería. La ventaja de un empacador semipermanente es que puede sacarse únicamente la tubería, operando un conector-soltador para hacer un cambio de aparejo sin necesidad de remover el empacador. Ejemplo: Baker Lok-Set; Otis Perma-Latch; PREMESA Husky M-1

3.

Empacador de compresión

Su diseño consta de un juego de cuñas que se deslizan sobre un cono y dos o tres elementos de sello. En el cuerpo tiene un mecanismo de “J” que opera con rotación desenganchándose de un perno para activar las cuñas que se afianzan por efecto mecánico y cargando peso para apoyarlas en la TR y comprimiendo los sellos. Se utilizan en pozos donde la fuerza ejercida (peso de sarta más peso del fluido de control) es mayor que la presión del yacimiento, también puede emplearse como empacador de prueba o de inyección. Un empacador de ancla doble su anclaje es similar, con la diferencia que sus cuñas hidráulicas (segmentadas y situadas en la parte superior de la herramienta) se activan por presión diferencial, o sea que la presión interna se transmite al pistón del empacador forzando a los botones hidráulicos contra las paredes de la TR impidiendo cualquier movimiento del empacador. La recuperación de estos empacadores es por tensión. Ejemplos: BAKER R-3; CAMCO C-2 4.

Empacador de tensión

El afianzamiento y sello de este empacador se realiza dando un leve giro de la sarta y aplicando tensión. Su aplicación es en pozos someros, donde el peso de la TP es insuficiente para mantener comprimido el sello de hule. Al momento de tensionar la TP, la cuñas se fijan a la TR y el hule se comprime entre el mandril y el cono del empacador. Para desanclarlo se libera la tensión ejercida, se gira la sarta para destrabar y liberar las cuñas

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comprobando con movimientos de la tubería. Es recomendable no exceder la tensión máxima de la tubería de producción que se utilice. Ejemplo: BAKER AD-1 5.

Empacador inflable

Su aplicación es en pozos terminados en agujero descubierto o en diámetros interiores de TR irregulares. Sirven para aislar intervalos incosteables, para tomar impresiones de fracturas. Su máxima ventaja de uso es el de pasar por diámetros reducidos y ser activado en mayores diámetros. Soporta presiones en ambas direcciones con compresión o tensión en la TP. El elemento de sello es de alta resistencia con alambre vulcanizado. En la parte inferior del empacador tiene un asiento para recibir la canica que al aplicarle presión interna activará el funcionamiento del empacador (esto es inflando el elemento de hule hacia las paredes del agujero o dentro de la TR parcialmente colapsada, rota o corroída). La recuperación se efectúa girando la tubería y con movimientos de la misma. Ejemplo: LYNES, DISTINTOS MODELOS

6.

Empacador de copas

Se utiliza solamente en áreas con presiones bajas y balanceadas. Las copas soportan presión diferencial en un solo sentido y al aumentar la presión, aumentará la eficiencia del sello hacia la TR por la expansión de las copas al ejercer una presión por su lado cóncavo. Las herramienta puede anclarse a cualquier profundidad por su diseño y construcción de copas, puesto que si hay flujo de abajo hacia arriba, éstas se expanden al interior de la TR. Ejemplo: Guiberson GW 7.

Empacador de aislamiento con ancla de pie

El mecanismo de esta herramienta se lleva a cabo cuando el extremo de la sarta de TP se apoya en un asiento inferior (en este caso un empacador permanente o semipermanente) y al aplicarle peso se activa un candado posicionando las cuñas sobre sus conos y comprimiendo los elementos de hule. Se utiliza en pozos con aparejos sencillos selectivos y cuando la sarta de TP no requiera estar en tensión. Un empacador con ancla de pie, ancla doble con

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botones hidráulicos se activan por presión diferencial. La recuperación se efectúa con movimientos ascendentes Ejemplos: BAKER MR-1, CAMCO IH-2 CALCULO DE FUERZAS Ahora usted ha conocido los diferentes tipos de empacadores empleados, procederemos a efectuar un cálculo de fuerzas para seleccionar el empacador adecuado en función de la presión del yacimiento. Para poder seleccionar el empacador más adecuado a utilizar en un pozo, debemos de tomar en cuenta lo siguiente: 1. La profundidad 2. Los esfuerzos a los que se va a someter 3. El estado mecánico del pozo Todo esto lo observaremos a través del siguiente: EJEMPLO: Se tiene un pozo con los siguientes datos: TR 6 5/8 pg N-80 28 lb/pie = 5.791 pg D.I. TP 2 3/8 pg J-55

4.7 lb/píe = 1.995 pg D.I.

Profundidad media de los disparos = 2,500 m Nivel de fluido, en la superficie Nivel de operación = 1250 m Aceite = 0.90 gr/cm³ Se pretende anclar el empacador a 2490 m con 14,000 lb Gradiente de presión = 0.090 kg/cm²/m Pf = 2,500 x 0.090 = 225 kg/cm² Pf = Peso en lb de la columna de fluido (agua) Ptp = Peso de la TP sobre el empacador en lb (14,000) Pf = Presión de fondo del yacimiento en lb/pg²

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FIG. 7 ESTADO MECANICO PROF. INTERIOR 2520.0 M INTERVALO 2495 - 2505 M GUIA DEL EMP. 2491.0 M EMPACADOR BROWN HUSKY, MSP DE 6 5/8 PG. 28 LB/P A 2490.M CAMISA DESLIZABLE CAMCO CB-1 A 2481.0 M TUBERIA DE PRODUCIÓN DE 2 3/8 PG. COMBINADA J-55 Y N-80 DE 4.7 LB/P TUBERIA DE REVESTIMIENTO DE 6 5/8 PG

FIG. 7 ESTADO MECANICO

Fuerza ejercida por la presión del yacimiento (Fy) Fy = Pf (Area D.I. TR – Area D.I. TP)

Area D.I. TR =

π

x D² = 0.7854 x (5.791)² = 26.32 pg² 4

Area D.I. TP =

π

x D² = 0.7854 x (1.995)² = 3.12 pg² 4

Fy = (225 x 14.22) (26.32 – 3.12)74,228 = lb Pf = Phf (Area D.I. TR – Area D.E. TP) Phf = 0.10 x 1250 x 14.22 = 1777.5 lb/pg²

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Area D.E. TP = 0.7854 x (2.375)² = 4.43 pg²

lb Pf = 1777.5 (26.32 – 4.43) 38,909 = Fuerza resultante: FR = Fy – (Pf + Ptp) FR = 74,228 – (38,909 + 14,000) = 74,228 – 52,909 FR = 21319 lb

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Ptp

Pf

14,000 lb

38,909 lb

Fy = 74,228 lb

FIG. 8 DIAGRAMA DE FUERZAS Por lo tanto la fuerza del yacimiento tratará de desempacar la herramienta, ya que la fuerza resultante hacia arriba es de 21,319 lb. RECOMENDACION a) Utilizar un empacador permanente o semipermanente cuando se pueda represionar el espacio anular. b) Utilizar un empacador de compresión ancla doble, para auxiliar al empacador en su mecanismo hidráulico, producido por la diferencial de presiones. CONSIDERACIONES PRACTICAS PARA POZOS DE APAREJO SENCILLO 1. Para pozos hasta de 800 m de profundidad con aparejos de producción fluyentes, bombeo neumático o inyectores de agua, es necesario Un empacador de tensión 2. Para pozos de 800 a 1,500 m de profundidad con aparejos de producción fluyentes y de bombeo neumático, es necesario Un empacador de compresión sencillo de ancla mecánica

3. Para pozos de 1,500 a 2,500 m de profundidad con aparejos de producción fluyentes, bombeo neumático o inyectores de agua, es necesario Un empacador de compresión con ancla doble

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4. Para pozos de 1,500 a 2,500 m de profundidad con aparejos de producción Un de bombeo neumático, se puedede utilizar empacador semipermanente anclaje de compresión, neutro o tensión.

Esto es siempre y cuando no se presente parafinamiento o arenamiento

5. Para pozos de 2,500 a 4,500 m de profundidad con aparejos de producción fluyentes, bombeo neumático o inyectores de agua, se programa Un empacador permanente

6. Para pozos de 3,500 a 6,500 m de profundidad con aparejos de producción fluyentes o inyectores de agua, se programa Un empacador permanente

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2 VALVULAS DE CIRCULACION Función: La función principal de la colocación de una válvula de circulación en los aparejos de producción, ya sean sencillos, sencillos selectivos o de doble terminación, es la de proveer un medio de comunicación entre el espacio anular y el interior de la tubería de producción. Todos los aparejos de producción deben tener este accesorio con la finalidad de facilitar el lavado y control del pozo. Este accesorio se coloca en los aparejos arriba del empacador, para lavar y controlar el pozo a mayor profundidad y facilitar las operaciones de pesca. a)

Tipo mandril

Existen dos tipos de Válvulas de

Con niple de asiento

Circulación b) Camisa deslizable

Sin niple de asiento

Ambos tipos se operan para abrir y cerrar con equipo y línea de acero a) Tipo mandril de bolsillo Su forma es ovoidal con conexiones caja en ambos extremos y, en el cuerpo, a un tercio de su parte inferior tiene unas ranuras que sirven como orificios de circulación. Por su interior cuenta con un bolsillo o receptáculo donde se aloja un obturador que puede ser de varios tipos, operando con línea acerada para efectuar el cierre del mandril. En otro casos, en el bolsillo pueden alojarse válvulas de inyección de gas, utilizando varios mandriles en el aparejo de producción.

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FIG. 9 MANDRILES CAMCO KB Y KBM

b) Tipo camisa deslizable Tiene una pieza móvil en su parte interior denominada “camisa”, cuya función es abrir o cerrar los orificios de circulación. Este tipo de válvulas pueden diseñarse con niple de asiento o sin él. - Con niple de asiento: Están maquinados para recibir accesorios con el equipo de línea acerada tales como: válvula de retención, separador de flujo y estrangulador lateral en caso de presentar dificultad para cerrar. Es factible colocar en un aparejo varias camisas, seleccionando adecuadamente los niples de asiento de cada una de ellas para evitar obstrucciones en las operaciones del equipo de línea acerada. - Sin niple de asiento: Tiene el mismo diámetro interior que la tubería de producción por lo cual se puede colocar varias válvulas de este tipo en una misma sarta. Las válvulas de circulación tipo camisa deslizable son de mayor empleo sobre las tipo mandril, ya que su diámetro uniforme y exterior que el cople R-2

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de la tubería de producción facilita su recuperación en caso de pesca. Además aún si se introduce invertida se puede abrir o cerrar.

VÁLVULA DE CIRCULACION TIPO CAMISA DESLIZABLE Los orificios son en forma ranurada e integrado a la camisa, tiene el conjunto de sellos vulcanizados. Para abrirla se opera hacia arriba; para cerrarla hacia abajo; operando con equipo y línea acerada. Debajo de la conexión superior tiene el perfil (asiento) para recibir algún dispositivo de control.

FIG. 10 CAMISA OTIS TIPO “XA”

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3 NIPLES DE ASIENTO Se utilizan en los aparejos de producción e inyección de agua, según la distribución indicada. También en los casos especiales de siniestro en el aparejo para control del pozo. Tiene en su interior un asiento o perfil (característica propia del accesorio), en el cual se insertan válvulas de contrapresion, estranguladores y tapones ciegos de tubería (dispositivos), por medio de candados y herramientas con la unidad de línea acerada. En los aparejos de producción se colocan a uno o dos tramos arriba del empacador sencillo, arriba o entre empacadores en aparejos dobles o sencillos selectivos. Se usan para aislar intervalos o para colocarle en su interior alguno de los dispositivos ya descritos. En la marca OTIS se distinguen dos tipos; Niples de asiento tipo “X”, que tiene dos perfiles hacia abajo, uno de 90° y otro de 45° y dos hacia arriba de 45° cada uno. Se utiliza con tuberías de peso estándar. En el niple de asiento OTIS tipo “R” tiene tres perfiles hacia abajo: dos de 90° y uno de 45° y tres hacia arriba de 45° cada uno. Se utiliza con tuberías extrapesadas Cada uno de los dos descritos pueden contar con una variante denominada “N” (No-Go) el cual es un perfil de paso reducido (menor D.I.) identificándoseles como niples de asiento OTIS tipos “XN” y “RN”. Los niples tipos “X” y “XN” se utilizan con tuberías de peso estándar. Los tipos “R” y “RN” se usan con tubería pesada.

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FIG. 11 NIPLE DE ASIENTO ASIENTO “R”

FIG 11A. PERFIL DEL

CAMCO TIPO “N”

4 JUNTAS DE TENSION Existen varios diseños de este accesorio, según sea el fabricante; consiste en un ensamble de receptáculos cilíndricos, sostenidos entre si por tornillos o pernos de corte de diferentes diámetros y tipos de metal calibrados a una resistencia determinada a la tensión de corte. Se utiliza en aparejos de producción sencillos selectivos y doble terminación, preferentemente se distribuye arriba del intervalo superior, permitiendo su desconexión por el esfuerzo de tensión a que se somete la tubería de producción; cuando los sellos del empacador permanente inferior se encuentran atrapados por asentamientos de sólidos en el espacio anular. Al programar una junta de tensión entre dos empacadores se debe verificar y confirmar si al niple de sellos se le elimina el candado abajo del tope localizador. Hay juntas de tensión que no permiten darle rotación a la TP durante la introducción del aparejo ya que ocasionarán la ruptura de los pernos que la sujetan. Otros tipos de juntas si están diseñadas para aceptar rotación.

TABLA 1 ESPECIFICACIONES DE LA JUNTA TP pg

JUNTA D.E. pg

D.I. pg

1.05 0

1.66 0

0.75 0

1.66 0

2.20 0

1.90 0

2.50 0

CARRER A pg

LONGITUD ABIER TA

CERRA DA

10 1/2

29 1/2

19

1.30 0

10 1/2

31 3/4

21 1/4

1.51 0

10 1/2

31 3/4

21 1/4

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2 1/16

2.50 0

1.70 0

18

46

28

2 3/8

3.00 0

1.93 7

18

46

28

2 7/8

3.68 7

2.43 7

18

46

28

3 1/2

4.50 0

3.00 0

10

35 1/4

25 1/4

4

5.00 0

3.46 9

10

43

33

4 1/2

5.50 0

4.00 0

10

45

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5 JUNTAS TELESCOPICAS Su diseño permite subir y bajar la sarta de producción durante las operaciones de ajuste y compensar simultáneamente los movimientos de contracción o elongación por efectos de presión y temperatura durante la etapa de explotación del pozo. Básicamente es una camisa que en su interior tiene un receptáculo pulido que se desliza sobre un vástago con un conjunto de sellos y la conexión inferior. De acuerdo a su fabricación se tienen longitudes de carreras mayores o menores de 3.66 m (12 pies). Para mantener durante la introducción del aparejo, en posición abierta la camisa de la junta; se utilizan pernos de corte calibrados a determinado esfuerzo los cuales rompen a la compresión. Durante el ajuste se rompen estos, comprobándose la carrera y definiendo la posición de cómo quedará la sarta (en tensión, neutra o en compresión).

FIG. 12 JUNTA TELESCOPICA OTIS TIPO TD

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6 VALVULAS DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIALES (DE TORMENTA) Son accesorios de seguridad que se utilizan en todos los aparejos de producción de los pozos marinos como lo describen las Normas API RP-14B, API RP14E del Instituto Americano del Petróleo y la Subseccion “H” incisos 250.121; 250.122 y 250.126 en el Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS 30 CFR, Cap 11, Edición 1 Julio 1993). Su función es mantener la integridad del pozo en caso de accidentes, siniestros o catástrofes. Para accionarlas se operan hidráulicamente por medio de un tubo acerado con diámetro de ¼ pg conectado desde la válvula hasta la superficie y controlado a través de un tablero. La profundidad a que se distribuyen en el aparejo es a un máximo de 300 m (1,300 pies) dependiendo de la presión de cierre recomendada de cada fabricante. Su promedio es a 150 m. Se utilizan varias marcas, modelos, series o tipos: BAKER, OTIS, CAMCO, AVA-INT´L, etc. VALVULA DE TORMENTA BAKER Su diseño es del tipo charnela y se construyen en los modelos “FVL”, FVH”, “FVLE” y FVHD”, cuya nomenclatura y significado de acuerdo a sus letras es la siguiente: F – Charnela (Flapper) V – Válvula (Valve) L – Baja presión (Low pressure) H – Alta presión (High pressure) E – Igualador (Equalizar) D – Profundidad (Deep) En los modelos “FVL”, FVH” y “FVLE”, el funcionamiento para abrir la charnela es aplicar y mantener una presión; para cerrarla, es decir aislar el flujo del pozo hacia la superficie, es descargar la presión aplicada. El mecanismo interno consta básicamente de dos piezas móviles:

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UN TUBO DE FLUJO Y UNA CHARNELA El tubo de flujo recibe por la parte superior la presión aplicada, deslizándose hacia abajo y comprimiendo un resorte localizado a su alrededor permitiendo que al retirarse el tubo de flujo opere la charnela quedando en posición abierta.

Al descargar la presión aplicada, el resorte se expande retornando el tubo a su origen, provocando que la charnela se deslice hacia arriba por efectos de su resorte, bloqueando el flujo del pozo y cerrando el interior de la tubería de producción.

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FIG. 13 VALVULA DE TORMENTA BAKER MOD. “FVL”

TABLA 1 ESPECIFICACIONES VALVULAS DE TORMENTA MARCA BAKER TP D.E. pg 2 3/8 2 7/8

3 1/2

D.I. MODELO VALVULA FVL

pg 1.870

FVH FVL

2.180 2.310

FVL

2.560

SERVICIO MAXIMO BASICO MEDIO D.E. D.E. AMBIENTE pg pg NORMAL 4.015 3.516 H2S, CO2 NORMAL 4.624 4.141 H2S, CO2 H2S, CO2 NORMAL 5.890 5.266 H2S, CO2 H2S, CO2

DIAM. MINIMO PASO DEL SELLO pg 1.875

AREA MINIMA DE FLUJO pg² 2.76

CLASIFICACION PRESIÓN DE TRABAJO lb/pg² lb/pg² 6,000 422

2.188

3.75

10,000

703

2.312 2.560

4.20 5.14

2.812

6.20

6,000 10,000 9,000 6,000

422 703 632 422

CLASIFICACION TEMPERATURA °F (°C)

MAXIMA PROF. DE COLOCACION m (pies) 270 (1215) 380 (1248) 457 (1498)

20° a 275° (-7°a 135°) 4 1/2

FVL

3.810

NORMAL H2S, CO2

7.750

6.875

3.812

11.41

6,000 7,500

422 527

5 1/2

FVL

4.560

H2S, CO2

8.375

7.520

4.562

16.34

7,500

527

R-2

523 (1328) 404 (1328)

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WellCAP MODULO XVI

MANUAL FUNDAMENTAL COMBINADO

EMPACADORES ACCESORIOS DE PRODUCCIÓN

Estos modelos de válvula tienen un mecanismo interno, con el cual pueden operar abiertas temporal o permanente. OPCION DE TEMPORALMENTE ABIERTA Se prepara en la superficie y se introduce en esta posición con el aparejo programado, con el fin de tener una mayor seguridad de su cierre prematuro por su interior, durante operaciones con línea acerada o tubería flexible. Para eliminar el sistema de temporalmente abierta, se aplica presión a un mecanismo normal de operación quedando lista para operarse desde la superficie hidráulicamente. OPERACION DE PERMANENTE ABIERTA Se utiliza cuando su mecanismo normal se encuentra en malas condiciones de operación y se requiere tener la completa seguridad de su apertura en operaciones con línea acerada o tubería flexible. Su dispositivo se acciona en el perfil interior de la válvula de la TP y se coloca con una herramienta candado (lock-open) con la unidad de línea acerada, aplicando una presión por el interior del aparejo de producción, lo que origina la rotura de un perno interno en el mecanismo de la válvula haciendo que el tubo-pistón descienda y coloque la charnela en posición abierta, quedando el tubo-pistón fijo sin retornar a su posición anterior.

R-2

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WellCAP MODULO XVI

MANUAL FUNDAMENTAL COMBINADO

EMPACADORES ACCESORIOS DE PRODUCCIÓN

7 VALVULAS DE BOMBEO NEUMATICO Las válvulas de inyección de gas (BN) forman parte de un aparejo de producción. Tienen como objetivo aligerar el peso de la columna de los hidrocarburos que aporte el pozo, elevándolos hasta la superficie. Previamente el gas es inyectado al interior de la TR, haciendo operar las válvulas de acuerdo a su calibración por medio de flujo intermitente o continuo. Para pozos terrestres las válvulas están montadas en mandriles diseñados para tal fin. En los pozos marinos al ser la mayoría direccionales, cada válvula es colocada en el bolsillo de la válvulas de circulación tipo mandril. Su distribución en los aparejos de producción es propuesto previamente a la intervención del pozo por Ingeniería de Diseño, junto con los demás accesorios.

FIG. 14 VALVULA DE BN MC MURRAY MODELO VR-STD-D R-2

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