Tipos de Arreglos Subsuperficiales

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208)

Ingeniería Petrolera

TIPOS DE ARREGLOS SUBSUPERFICIALES Y SUPERFICIALES USADOS EN CAMPOS BOLIVIANOS

Antes de empezar a describir los tipos de arreglos subsuperficiales es menester aclarar algunas herramientas de producción. Los equipos de producción de pozos gasíferos y petrolíferos se instala una vez que ha concluido la terminación con los siguientes trabajos: Baleos de formación Toma de registros de producción Pruebas de formación -

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Los equipos básicos se agrupan en dos grupos: a)

b)

Equipo Equi pos s su supe perf rfic icia iale les s qu que e ab abar arca ca desde desde el fondo fondo de pozo po zo ha hast sta a la ba base se in infe feri rior or de del l ár árbo bol l de na navi vida dad, d, donde do nde es esta ta as aseg egura urada da a tr trav avés és de lo los s co colg lgad ador ores es de tubería. E qu ipo s s up erf ici ale s q u e co mpr e n d e a t od a s las instalaciones que abarca desde boca de pozo, con el árbol de navidad pasando por las líneas de descargas y de flujo hasta los separadores gas – petróleo.

Funciones de los equipos Las funciones principales son las siguientes: Comunicar a la arena productora con el fluido de pozo, controlando las presiones de fondo. Perm Pe rmit itir ir la ci circ rcul ulac ació ión n de lo los s fl flui uido dos s de fo form rmac ació ión n desde el fondo de pozo hasta la superficie.

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Soportar las presiones del flujo de los fluidos. Cont Co ntro rola lar r a tr trav avés és de la tu tube berí ría a la las s ve velo loci cida dade des s de circulación. Controlar a través del árbol de navidad los caudales de producción. Controlar con los equipos superficiales los caudales y las presiones de circulación a través de las líneas de flujo y de descarga. Realizar una eficiente separación gas – petróleo – agua en las baterías de separadores.

DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS SUBSUPERFICIALES

Están constituidos por los siguientes componentes desde el fondo de pozo y base de los árboles de navidad entre los cuales se tienen: )a Tapón ciego o punta de tubería , cuya función es el de proteger a la sarta instalada en toda la longitud del pozo po zo y ev evit itar ar el in ingr gres eso o di dire rect cto o de lo los s fl flui uido dos s al sist si stem ema a de cir circu cula laci ción ón, , va co cone necta ctado do a lo los s fi filt ltro ros s a trav tr avés és de un ni nicl cle e co cone nect ctor or y su di diám ámet etro ro es esta ta en corr co rres espo pond nden enci cia a al di diám ámet etro ro de la las s tu tube berí rías as, , su sus s longitudes pueden variar entre 20 y 30 centímetros. )b son n ac acce ceso sori rios os tu tubu bula lare res s ra rasu surad rados os pa para ra Filtros , so faci fa cili lita tar r la ci circ rcul ulac ació ión n de lo los s fl flui uido dos s de del l fo fond ndo o de pozo hacia el interior de la columna evitando el ingreso de só sóli lido dos s de ar aren ena a gr grue uesa sa pa para rafi fina nas s y ot otro ros. s. Pu Pued ede e instalarse 1,2 o 3 piezas de filtros de acuerdo a la pu re z a d e lo s flu ido s y l a alt u r a d e l a are na productora. Sus dimensiones varían entre 1.5, 2 hasta 3 metros de largo y puede instalarse en el pozo 1, 2 o 3 piezas de filtros. Sus dimensiones en cuanto se refiere a la s ra nur a s var ía n ent r e 3 y 1 0 ce ntí met ro s d e longitud con un número de ranuras que varía entre 20 y 30 ra ranu nuras ras por pi pié é de depe pend ndie iend ndo o de los po porc rcen enta taje jes s de sóli só lido dos s qu que e es está tán n in ingr gres esan ando do al fo fond ndo o de po pozo zo y su sus s diámetros están en correspondencia al diámetro de las tuberías. )c Niples, Niples, son dos los tipos de nicles que se instalan en el arreglo de fondo, el niple N y el niple sello. El niple sello es denominado también válvula de asiento para pa ra con contr trol olar ar la las s ve velo loci cida dade des s de del l fl fluj ujo o de fl fluid uidos os de abajo ab ajo ha haci cia a ar arrib riba, a, no de deja jan n pa pasa sar r fl flui uido dos s de ar arri riba ba hacia ha cia aba abajo jo, , po por r ta tant nto o si sirv rven en ta tamb mbié ién n co como mo vá válvu lvula las s de segu se guri rida dad d cuan cu ando do se pres pr esen enta ta in inte terr rrup upci cion ones es en el proceso productivo por algún problema en la sarta de. Sus

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diámet diám etro ros s so son n igua ig uale les s a la las s de la las s tu tube berí rías as y su sus s longitudes varían entre 30 a 20 centímetros. )d una a vá válv lvul ula a de ci circ rcul ulac ació ión n Camisa deslizable deslizable, , Es un que lleva en su cuerpo una ventana lateral que funciona a tr trav avés és de un mec mecan anis ismo mo de abe abert rtur ura a ho hori rizo zont ntal al qu que e sirv si rve e de el elem emen ento to de co comu muni nica caci ción ón en entr tre e el es espa paci cio o anular y la sarta de producción para dej eja a r pa sar flui fl uido dos, s, cu cuan ando do se ta tapa pan n lo los s fi filt ltro ros s se ta tapa pan n la las s válvulas obstruyendo flujo, por tanto es una herramienta de au xil i o par a de sfo ga r p res i ó n y c aud al temp te mpor oral almen mente te. . Su Sus s di dime mens nsio ione nes s va varí rían an en entr tre e 1 y 1. 1.5 5 metr me tros os de lo long ngit itud ud en di diám ámet etro ros s co coin inci cide dent ntes es en la tubería de producción. Se denomina arreglo de fondo a todos los componentes de la sar sarta ta que est están án ubi ubicad cadas as deb debajo ajo del pac packer ker que a la vez deli lim mita el fondo de po poz zo. La altura y la delimitación del arreglo de fondo esta en función a la altura útil de la arena productora. Entre otros componentes secundarios del arreglo de fondo se tienen los siguientes: Los niples Los bastardos Las juntas de seguridad Empaquetaduras )e Tubería Tubería de producción producción, , es el componente principal de la sarta de producción y se define como un conducto tubular que conecta el arreglo de fondo a partir del packer con el árbol de navidad hasta la superficie y esta colgada en los colgadores del árbol de navidad, que son so n in inst stal alad ados os pa para ra di diám ámet etro ros s co coin inci cide dent ntes es co con n la tubería y su función es el de controlar el flujo de fluidos en el interior del pozo. La programación de las tuberías se efectúa en base al tipo de terminación diseñada para programas específicos considerando los siguientes datos: Profundidades de las arenas productoras. Geom Ge omet etrí ría a de del l po pozo zo (o se sea, a, si es po pozo zo ve vert rtic ical al, , derecho, inclinado, direccional u horizontal). Las presiones de pozo o sea presión de formación de fondo de pozo, presión Pw (fluyente) y Pbp (surgencia). Diámetro de la cañería de revestimiento. Características del fluido de pozo. Tipo Ti po de te term rmin inac ació ión n de po pozo zo (T (Ter ermi mina naci ción ón si simp mple le, , doble o múltiple). Volumen de producción de gas, petróleo y agua. -

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Método de producción que se aplicará en el pozo sea flujo natural o flujo artificial. Las especificaciones de las tuberías están señaladas comúnmente por las normas API que proporcionan datos sobre grados, diámetros, capacidades, presiones de trabajo y son constituidos de acero al carbono de alta resistencia para: Presiones de trabajo variables entre 2000 a 25000 psi. Diámetros variables entre 2, 2 ½, 2 3/8, 2 7/8, 3 , 3 1/2 ,4 , 4 ½‘‘. Longitudes variables entre 8, 8.5, 9, 11 metros. Los grados de tuberías son los siguientes H40, J55, N80 y P110. Los grados de las tuberías especifican las presiones de trabajo por tanto, de acuerdo al grado podemos obtener tuberías de mayor o menor presión de trabajo. -

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DISEÑO DE PROGRAMAS DE TUBERÍA 

La programación y preparación de la tubería necesaria para instalar y cubrir la profundidad del pozo señalando el diámetro y grados de las piezas o trozos de tubería se efectúa de la siguiente manera: )f Selección de la cantidad de tubería necesaria en función a la profundidad. )g Inspección tubular de cada trozo de tubería. )h Limpieza y lubricación de roscas de tubería. )i Medida e identificación de cada trozo de tubería y registro en la planilla de control de tubería. )j Armado de la tubería en tiros de tubería y su apilamiento en la plataforma de perforación, cada tiro de tubería esta constituida por tres trozos. )k Bajada de la tubería al pozo junto al arreglo de fondo. •

PACKER DE PRODUCCIÓN

Es una herramienta de fondo denominado obturador de pozo que se instala como parte del tubing para aislar el espacio anular entre la tubería y el casing con el objeto de evitar el flujo de fluidos del fondo de pozo a la base del árbol de navidad por la entre columna. El packer es también el elemento que delimita la altura de fondo de pozo que abarca desde el nivel inferior de la arena productora hasta la altura de anclaje del packer.

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Objetivos de su instalación a) Delimitar el fondo de pozo. b) Aislar niveles productores seleccionados para su explotación. c) S d) ervir como elemento de sostén y de protección de la tubería y la cañería. e) Aislar niveles donde se han presentado reventamientos en la cañería de revestimiento durante el proceso productivo. f) Facilitar trabajos de intervención de pozos tales como las reparaciones, los reacondicionamientos y las estimulaciones.

Criterios de selección de packers Los siguientes criterios técnicos se aplican para seleccionar los packers que se adecuen al trabajo de los pozos. a) Diámetro de las cañerías y diámetro de las tuberías. b) Presiones de formación (PFo). Presión de fondo de pozo (PFp). Presiones fluyentes (Pw). Presión hidrostática en el espacio anular. c) Temperaturas de fondo de pozo. Temperaturas del espacio anular y altura total de fondo de pozo. d) Tipo de terminación programado para el pozo, o sea, si es terminación simple (TS), doble (TD) o múltiple (TM). e) Método de producción programado, o sea, se es flujo natural o flujo artificial. f) Tipo de intervención programada para el pozo, o sea: Cementaciones forzadas con packer de alta presión para cementación forzada Acidificación de formaciones con packer para la acidificación Fracturamiento hidráulico con packer para fracturamiento. -

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Estos tipos de packers operaciones especiales. •

se

denominan

COMPONENTES PRINCIPLAES DEL PACKER  - 5 -

packers

para

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Son los siguientes: a) Elemento sellante , son los cilindros de caucho altamente resistentes que forman parte del mecanismo de accionamiento del sistema de anclaje y están prendidos a las u8ñas del, packer. b) Uñas, son unos elementos mecánicos que son accionados sobre la cañería al cual se adhiere para originar junto con el elemento sellante, otro elemento de aislamiento en el espacio anular y en conjunto puede aguantar presiones de trabajo desde 1000 hasta 25000 psi. c) Válvula de circulación, es el mecanismo o conducto por donde circula el fluido de pozo en el interior del packer. d) Dispositivo de anclaje , esta constituido por los pistones de accionamiento que empujan a las uñas y al elemento sellante hacia la pared de la cañería para su anclaje. Este dispositivo puede ser de funcionamiento mecánico o hidráulico y cuando el packer esta anclado se diámetro se hace igual al diámetro interno de la cañería y cuando esta desanclado su diámetro se hace igual al diámetro de la tubería. Las especificaciones de un packer cuando esta anclado en el pozo se efectúa por ejemplo de la siguiente manera. PK – OTIS – RH: 2 3/8’’ x 7’’, 3 – 5000 psi, para terminación simple (TS). O sea el packer debe ser anclado en un pozo con cañería de 7’’, tubería de 2 3/8’’, en una terminación simple. Otro caso: PK – D – BAKER: 2 3/8’’ x 2’’ x 7’’, 5 – 1000 psi, para terminación doble. Otro caso: PK – RH – OTIS: 2 7/8’’ x 2 3/8’’ x 2’’ x 9 5/8’’, 10 – 15000 psi, para terminación triple. e) Junta de Seguridad  , es un accesorio que conecta la parte superior del packer con el primer trozo de tubería. El objetivo de su uso es el de facilitar la recuperación de toda la columna de producción ubicada en una del packer hasta la superficie en casos en que se presente problemas de descontrol de pozo por derrumbes con aprisionamiento de fondo. •

CLASIFICACIÓN DE PACKERS

Se clasifican en dos tipos:

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f) Packers recuperables, los packers recuperables son aquellos que se anclan y desanclan en cualquier etapa de trabajo de acuerdo al tipo de operación. Por tanto su uso es temporal y pueden ser utilizados en operaciones normales de producción, en trabajos de recuperación de pozos, en reacondicionamientos, estimulaciones y otros. Los packers recuperables se clasifican en: Packer de anclaje mecánico , son aquellos que se anclan y desanclan mediante manipulación mecánica de la tubería, o sea aplicando peso de la herramienta combinado con rotación, tensión y compresión. Packer de anclaje hidráulico, que son aquellos que se anclan aplicando presión hidráulica desde superficie con el fluido de terminación y se desanclan tensionando la tubería. g) Packers permanentes, son aquellos que permanecen fijos en forma permanente en el pozo, ésta una vez anclada no puede recuperarse ni por efecto mecánico no por el hidráulico. Se anclan generalmente mediante una combinación de rotación y tensión existente también modelo con sistema de anclaje eléctrico. Las características principales de los packers permanentes consiste para ser extraído del pozo son triturados una vez que cumple su función y su astilla son extraídos del pozo mediante el uso de imanes magnéticos. Los packers permanentes se utilizan generalmente para aislar formaciones de alta presión, pozos profundos, abandonos de pozo, y en operaciones de cementación a alta presión. -

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CÁLCULO DE CARGAS QUE ACTÚAN SOBRE EL PACKER 

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Cuando el packer esta anclado, actúan sobre él, las siguientes presiones de trabajo: P1 ⇒ Presión de fondo de pozo de abajo hacia arriba. ↑(+) P2 Presión hidrostática del fluido de ⇒ terminación en el espacio anular que ejerce de arriba hacia abajo. ↓( −) W(Tb) ⇒ Peso de la tubería que actúa sobre el packer de arriba hacia abajo. ↓( −)

Luego las cargas totales a la que esta sometida el packer anclado se calcula con la siguiente ecuación:

W To ( PK )

=

 P 1 ( Aic

−

 AiTb ) − W ( Tb )

−

 P 2 ( Aic

−

AeTb )

Donde: P1 : Presión de formación desde fondo de pozo a la base del packer en psi. P2 : Presión hidrostática del fluido en el espacio anular en psi. WTb : Peso de la tubería que actúa sobre ekl packer. Aic : Area interna de la cañería en plg2. AiTb : Area interna del tubing en plg2. AeTb : Area externa del tubing en plg2. Por ejemplo: En un pozo de 6200 pies de profundidad el packer esta anclado a 6000 pies de profundidad, calcular las cargas que actúan sobre el packer para los siguientes datos de pozo. OD cañ OD Tb

=

=

5 1 '' 2 2 3 '' 8

=

=

5.5' ' 2.37' '

 ID cañ  ID Tb

=

=

4.87' '

2.17' '

Gradiente de fluido de terminación en EA = 0.60 psi/pie P1 ó presión Fp = 2800 psi Peso de la tubería = 3.25 lb/pie

Cálculos -

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-

Peso total de la tubería = 3.25 lb/pie * 6000 pie = 19500 lb. P2 = PH = Gfluido * h = 0.60 psi/pie * 6000 pie = 3600 psi Cálculo de áreas

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 Aic

d 2 3.14 4.87 2 18.7 p lg 2 4 4 2 3.14 2.17 3.69 p lg 2 4 3.14 2.37 2 4.43 p lg 2 4

π   ⋅ =

 AiTb  AeTb

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⋅

=

=

⋅

=

=

⋅

=

=

Reemplazando datos en ecuación: W To ( PK  ) [ 2800(18 .7 3.69 ) 19500 =

W To ( PK  )

−

−

−

3600(18 .7

−

4.43 ) ]

28844lb

= −

Lo que significa que actúa una presión de arriba debajo de -28844 psi o sea 13184 psi + mas que la que actúa de abajo hacia arriba, o sea: 42028-28844 = 13184 psi Por esta razón el packer no se desanclará durante el trabajo de producción porque se tiene un factor de seguridad de 31% con la carga de arriba hacia abajo, o sea: 13184 ⋅

100%

=

31%

42028

* Por normas, seguridad del 50%. Para aumentar el factor de seguridad se tiene que aumentar el grado de la tubería. •

 MÉTODO DE TERMINACIÓN DE POZOS

Los métodos de terminación de pozos que se utilizan para ponerlos en producción se clasifican en los siguientes tipos:

TERMINACIONES SIMPLES Se aplica en pozos con un solo nivel productor donde se instala una sola columna de tubería de producción, con un packer para terminación simple y un árbol de navidad para terminación simple que puede ser de baja, mediana y alta presión. Las terminaciones simples pueden ser instalados en pozos petrolíferos por flujo natural o flujo artificial y en todos los casos de pozos gasíferos.

TERMINACIONES DOBLES - 9 -

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Algunos arreglos dobles se los clasifica en el grupo de las terminaciones múltiples aunque sus características varían en el número de líneas y el árbol de navidad. Se caracterizan por la instalación de dos columnas de tubería para producir simultáneamente dos niveles productores que pueden ser ambos petrolíferos, ambos gasíferos o en yacimientos combinados, un nivel petrolífero y un nivel gasífero. En las terminaciones dobles pueden presentarse las siguientes variantes de arreglos: •

Instalación de dos sartas de tubería paralelas

Para explotar individualmente dos arenas productoras se denomina también arreglo doble estándar con un árbol de navidad para terminación doble equipado con dos colgadores de tubería utilizadas uno para la línea corta (LC), y un cortador para la línea larga (LL). Este arreglo tiene la ventaja de controlar individualmente el comportamiento el flujo de cada nivel productor con el uso de dos packers , un packer inferior de terminación simple y un packer superior de terminación doble. El arreglo doble estándar tiene la ventaja de que puede ser utilizada para flujo artificial combinado con flujo natural, por ejemplo gas lift o bombeo mecánico para la línea corta (LC) y flujo natural en la línea larga (LL) •

Terminación doble con una sola sarta de producción

Se caracteriza porque lleva instalada una sola sarta de producción, para producir por esta la arena inferior que puede ser petrolífera o gasífera y por el espacio anular la arena superior que esta limitada a una arena petrolífera de baja presión. En este caso se utiliza un solo packer de terminación simple y un árbol de navidad para terminación doble.

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Terminación doble concéntricas

con

la

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instalación

de

tuberías

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Es una variante de las terminaciones dobles, donde se instala una tubería o línea larga hasta el límite superior de la arena inferior, con un packer simple para producir la arena superior, introduciendo luego otra tubería de diámetro menor para ser anclada en el interior de la tubería de mayor diámetro con el objeto de producir el nivel superior que esta aislada por otro packer para terminación simple. Este es un tipo de arreglo que en algunos casos se utiliza para producir simultáneamente dos niveles gasíferos de alta presión, no es recomendable en pozos petrolíferos. Para este tipo de arreglos se utiliza generalmente tubería para línea larga de 3½’’ o 4’’ de diámetro, para anclar en su interior tuberías de 2’’ o 2½’’ para alta presión .

TERMINCACIONES MÚLTIPLES Se considera como terminación múltiple a los arreglos constituidos por tres o mas sartas de tuberías paralelas, para producir simultáneamente tres o mas niveles productores que pueden estar combinados entre gasíferos y petrolíferos en unos casos o puro gasíferos o petrolíferos en otros casos. En terminaciones triples se instala un árbol de navidad con tres colgadores de tubería para asegurar una línea corta, una línea intermedia una línea larga. Se anclan packer de fondo para terminación simple, un packer intermedio para terminación doble y un packer superior para terminación triple. En la práctica para perforar e instalar estos tipos de terminaciones se programa desde un principio y antes de la perforación las columnas de cañerías y sus respectivas cementaciones para resistir las presiones de trabajo de todos los niveles donde se instale columnas de tuberías.

HT Árboles De Navidad Horizontales Generalmente existe una designación específica para cada aplicación. Los árboles HT Horizontales son convenientes en

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cada tipo de condición de reservorio, para campos de gas con Alta Presión Alta Temperatura (HPHT) con aplicaciones de bombas de presión baja para mecanismo de flujo natural. Una producción con árbol de navidad horizontal permite acceso completo al pozo sin sacar el árbol de navidad. El pozo es producido desde el sitio del colgador tubing/cabeza del colgador y flujo horizontalmente por la válvula maestra. Los árboles HT Horizontales son ideales en pozos donde frecuentemente recuperaciones de completaciones tubing / parte profunda del pozo son anticipadas. También, pueden entregar beneficios económicos para pozos de flujo natural cuando un trabajo de intervención no es requerido, ideales para aplicaciones de onshore y offshore. Ver Figura

CAMERON Cabezal de Pozo & Árbol de Navidad Geotérmico 

Cabezal de Pozo & Árbol de Navidad Geotérmico Cameron proporciona el control total del fluido debido a una planta de poder para los tipos de reserervorio geotérmico los cuales han sido encontrados en rocas duras o sobre presurizadas y a altas temperaturas. Cameron ha diseñado un

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especial diseño de arreglo de Cabezales de Pozo y válvulas para cada tipo de aplicación geotérmica.

Arbol de Navidad para terminación doble

 Árbol de Navidad para terminación doble

 Arbol de Navidad para terminación dual

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 Arbol de Navidad para terminación doble

Componentes Básicos de un árbol de navidad 

Siempre el conjunto del árbol de navidad debe ser probado con presión de trabajo y verificar el diámetro interno antes de ser instalado. Un choque o restricción se conecta después de la válvula lateral para controlar y regular el flujo, de acuerdo a las necesidades, el cual puede ser fijo o ajustable. Casi siempre todo yacimiento al comienzo de su vida productiva presenta producción por flujo natural.

•

Cabezas de Revestimiento

Cabeza del revestimiento, superficial es una unidad conectada al tope del revestimiento de superficie, para soportar la siguiente sarta de revestimiento, que puede ser el revestimiento de producci6n o el intermedio, y da también sello al espacio anular entre los dos revestimientos. Está compuesta de una concavidad para colocar el “casing hanqer” del siguiente revestimiento, un su parte superior termina son colocados los preventores mientras se continúa con la perforación, posteriormente pera colocar la cabeza del revestimiento intermedio o una cabeza de “tubing”. Todos los componentes de una cabeza de pozo deben, tener un diámetro interno mínimo de aproximadamente 1/32 de pulgada - 14 -

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mayor que el diámetro “drift” (diámetro para correr una herramienta) del tubo sobre el cual dicha cabeza es usada.

•

 Manómetro

Estos indicadores de presión permiten controlar las presiones del pozo, las presiones anulares o la presión del tubing y casing se miden con manómetros.

•

Brida de Medición (tapa)

La brida de medición sella la parte superior del árbol y esta adaptada para la instalación de un manómetro, retirando esta brida se tiene acceso al tubing.

•

 Válvulas

Los tamaños de estos implementos varían desde 2 a 4 pulgadas, aunque dos pulgadas es normalmente adecuado. Entre las válvulas mas utilizadas tenemos:

a) Válvula de Pistoneo (corona) Se utiliza para cerrar la presión y permitir el acceso al pozo de las unidades a armar para trabajos con cables de perfilaje, tuberías continuas (coil tubing) y reparación.

 b) Válvula Lateral Se utiliza para cerrar el pozo en la mayor parte de las operaciones de rutina, son las más fáciles de reemplazar en caso de deterioro o lavadura de la misma.

c) Te de Flujo (cruz) Se usa para permitir que las herramientas puedan correrse en el pozo; mientras continua la producción por la línea de flujo.

d) Estrangulador Permite controlar la cantidad de flujo que el pozo produce.

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e) Válvulas Maestras Son las válvulas principales de cierre , se encuentran abiertas durante la mayor parte del ciclo de vida del pozo y se utilizan lo menos posible, en especial la válvula maestra inferior.

f) Válvula de Contrapresión (b-p-v) Es una válvula choque instalada para sellar el tubing mientras se quitan los preventores y luego se coloca el árbol de navidad o las válvulas de control. Después de puesto el árbol navidad, e1 tubing“, puede ser circulado a través del b-p-v y el empaque del fondo asentado. Una vez desplazado el tubing y asentado el empaque con un lubricador instalado sobre el árbol se retira el BOP y el pozo se pone en producción. •

Colgador de Tubing

La canasta colgadora sostiene la columna de tubing, cierra el espacio anular del casing y permite la circulación hacia el árbol de producción.

•

 Válvula de Casing

Permite el acceso al espacio anular entre el tubing y el casing.

•

Colgador de Casing

La canasta colgadora (conjunto de cuña y empaque) sostiene y empaqueta la tubería de revestimiento dentro del carretel colgador.

•

Casing

Es una columna de cañería que evita el cierre del pozo por derrumbe e impide la comunicación de una zona a otra.

•

Tubing

Se trata de una columna de cañería que sostiene y permite el flujo del fluido que produce la formación.

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 MODELOS DE ÁRBOL DE NAVIDAD EN LOS CAMPOS PRODUCTORES DE BOLIVA  Los modelos de árbol de navidad varían en función a su procedencia, características, ventajas y otros que nos pueden ofrecer. De acuerdo a estos parámetros se tiene los diferentes ejemplos de árbol de navidad en los diferentes campos petrolíferos o gasíferos de Bolivia.

CAMPO VUELTA GRANDE

Características: Modelo: API SPEC 6A País de Origen: China Marca: PRIME Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasifero Clase de Material: AA, BB, CC, DD, EEFF Presiones de trabajo: de 2000 a 20000 psi •

•

Rango de temperatura: -20 F hasta 250°F.

•

Sellos Anulares: LS o capa de

•

Colgadores de tubería: De tipo simple

o

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metal(MEC)

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Características: Modelo: 55-3-336-8-1650 Serie: 196594-1 País de Origen: China Marca: PECO Tipo de Pozo: Gasifero Caudal: 2000 BPD Presiones de trabajo: de 2000 a •

20000 psi

•

Rango de temperatura: -20 F hasta 200°F.

•

Colgadores de tubería: De tipo simple

o

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Características: Marca: CAMERON Tamaño: 7-1/16 hasta 20-3/4 •

•

Presiones de trabajo: 10000 psi

•

Rango de temperatura: -20 F hasta 250°F.

•

Sellos Secundarios: Simple P, Simple T, Doble

o

Bushing, Doble P •

Sellos Anulares: LS o capa de

metal(MEC)

•

Colgadores de tubería: De tipo simple

CAMPO KANATA  Características: País de Origen: China Marca: ANSON Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasifero Presiones de trabajo: de 2000 a 10000 psi •

•

Rango de temperatura: -50 F hasta 250°F.

•

Colgadores de tubería: De tipo simple

•

Valvulas: SG, SRE, SG2, SGD

•

Cabeza del Árbol de Navidad: Tipo B, C

•

Tamaño de Colgador:4”1/2 – 9”5/8

•

Tamano del Casing: 9”5/8

o

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T, NX

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Características: País de Origen: China Marca: ANSON

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•

Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasifero Presiones de trabajo: Hasta 15000 psi

•

Rango de temperatura: -50 F hasta 250°F.

•

Colgadores de tubería: De tipo simple

•

Válvulas: SG, SG 2, SRE, SGD

•

Cabeza del Árbol de Navidad: Tipo B, C

•

Tamano de Colgador:4”1/2 – 9”5/8

•

Tamano del Casing: 10 ”3/4

o

Características: País de Origen: China Marca: ANSON Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasifero Presiones de trabajo: De 2000 hasta 15000 psi •

•

Rango de temperatura: -50 F hasta 250°F.

•

Colgadores de tubería: De tipo simple

•

Válvulas: SG, SGD, SGHS and SGPS

•

Tamano de Colgador: 5 ”1/2– 7”

o

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•

Tamano del Casing: 7”

•

Cabeza del Árbol de Navidad: Tipo B, C

CAMPO SAN ROQUE

Características: País de Origen: China Marca: ANSON Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasifero Modelo: KY65-21 Tamanos: 1”1/13 – 3”1/16 Presiones de trabajo: De 2000 hasta 15000 psi •

•

Rango de temperatura: -50 F hasta 250°F.

•

Colgadores de tubería: De tipo simple

•

Válvulas: SG, SGD, RSE, SGHS and SGPS

•

Cabeza del Árbol de Navidad: Tipo B, C

o

CAMPO RIO GRANDE

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Características: País de Origen: China Marca: ANSON Tipo de Pozo: Petrolífero Modelo: KY65-35 Presiones de trabajo: De 3000 hasta 5000 psi •

•

Rango de temperatura: -20 F hasta 180°F.

•

Colgadores de tubería: De tipo simple

o

Características: País de Origen: China

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•

Marca: BIGTEX Tipo de Pozo: Petrolífero Modelo: KR65-21(KR THERMAL RECOVERY) Presiones de trabajo: hasta 3000 psi

•

Rango de temperatura: hasta 250°F.

•

Colgadores de tubería: De tipo simple

•

Tamano de Colgador: 5 ”1/2– 7”

•

Tamaño del Casing: 7”

Características: País de Origen: China Marca: BIGTEX Tipo de Pozo: Gasifero Modelo:KQ65-70 / KQ 78-70 Presiones de trabajo: De3000 hasta 10000 psi •

•

Rango de temperatura: De -20 hasta 250°F.

•

Colgadores de tubería: De tipo simple

•

Tamano de Colgador: 5 ”1/2– 7” 1/16

•

Tamaño del Casing: 7”1/16

Presiones de Trabajo Los requerimientos de la presión varían y están relacionados con la profundidad y las características geológicas del pozo y de cada yacimiento petrolífero o

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gasífero en particular, también están relacionadas con los tipos de petróleo y de gas existentes Hasta ahora los requerimientos de presión en el mercado son del rango de 5000 a 10000 libras por pulgada cuadrada (PSI). La presión de prueba hidrostática, es la presión a la cual debe probar el fabricante en celdas especiales. La presión de trabajo debe aplicarse a temperatura igual o menor de 2500F. Nunca se debe sobrepasar la presión de trabajo.

CUADRO DE PRESIÓN DE TRABAJO Presión de Trabajo(Psi)

Presión de Prueba

Serie

Hidrostática, (Psi)

Equivalente

1440

400

2000

4000

600

3000

6000

900

5000

10,000

1500

10000

15000

2900

15000

22500

Los principales tipos de árboles de navidad adquiridos para la producción de los pozos petrolíferos y gasíferos en Bolivia utilizan tubería de producción o tubing de 2 3/8 pulgadas de diámetro. El Programa de Tuberías de 13 3/8 pulgadas x 9 7/8 pulgadas x 7 pulgadas. Las presiones de trabajo utilizadas son de 3000 a 5000 libras por pulgada cuadrada (PSI). En el cuadro siguiente se muestran algunos precios unitarios típicos de árboles de navidad:

CUADRO DE PRECIOS DE ÁRBOLES DE NAVIDAD VENDIDOS EN BOLIVIA  Arbol

Navidad de RIO GRANDE

Tipo de terminación Simple Presion de trabajo 5000psi

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RGD 18 18 LC a la izda, 18 LL a la decha

CAMPO CARRASCO

La profundidad media es de 4500 m. Formaciones productoras: Roboré I y II, Petaca y Yantata. Producción promedio actual: Petróleo: 126 BPD Gas: 11.3 MMPCD Agua: 395 BPD

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Gasolina: 52 BPD GLP: 25 MCD Actualmente producen los pozos CRC-7 y CRC-11. Son pozos inyectores de Gas: CRC-6, CRC-8 y CRC-9. Son inyectores de agua el CRC-2W y CRC-12W.

SEPARADORES EN ALGUNOS CAMPOS DE BOLIVIA  Un separador es un cilindro de acero que por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua, citadas a título de ejemplo. Otras veces, cuando se utiliza en plantas de tratamiento este equipo se emplea para separar el glicol, que se usa como deshidratante del gas natural, de las naftas que se condensan dentro de las torres de absorción; o, cuando se refiere al uso de las aminas, que circulan en contracorriente con el gas natural, los separadores se emplean para eliminar los componentes ácidos, como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono que se absorben en la solución. El separador está constituido por un cuerpo cilíndrico horizontal o vertical, diseñado especialmente para que por su interior circulen los fluidos que han de separarse; equipado con una serie de elementos y dispositivos que favorecen dicha separación. En la Figura 1 se puede observar un esquema de este tipo de equipos, y la distribución de las conexiones de entrada y salidas, correspondiendo el ejemplo a un separador vertical bifásico. (Figura 1)

Fig. 1

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Como ya se ha comenzado a describir, los separadores más usados en la industria se pueden clasificar en  bifásicos o trifásicos según el tipo de separación; como así también en u según sus características verticales horizontales constructivas. Cada equipo debe tener la placa de construcción donde, entre otros datos, figura: Presión nominal: Es la máxima presión a la que puede trabajar el equipo, sobre éste valor deberían estar calibradas las válvulas de alivio o venteo de seguridad. Presión de trabajo: Es la presión recomendada por el fabricante para una operación normal. Temperatura de trabajo: Es la temperatura recomendada por el fabricante para una operación normal. Los equipos varían en tamaño y espesor de pared, según los caudales a tratar y las presiones de trabajo. Los diámetros más frecuentes son de 18 a 60 pulgadas, las alturas tienen gran variedad, entre 1.5 y 7 metros y la presión de trabajo pueden ser de aproximadamente 30 PSI (baja presión) a los de alta presión, equipos que pueden trabajar con más de 3000 PSI. El diseño del cuerpo y de los accesorios que están en su interior, permiten que al ingreso de los fluidos se origine una importante caída en la presión de los mismos y una dispersión del flujo altamente pulverizado. (ver figuras 2 y 3). Figura 2

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Fig. 2

PROCESO DE SEPARACION Los fluidos ingresan al separador por su sector medio, circulan por el interior del equipo durante un cierto tiempo mientras se produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el líquido. Durante este proceso las burbujas de gas ascienden a la parte superior del separador por ser más livianas, y los líquidos van descendiendo por ser más pesados y se acumulan en la parte inferior. Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el interior del mismo será elevada y puede arrastrar hacia la parte superior a las gotas más pequeñas de petróleo pulverizado. Para evitar estas pérdidas y favorecer la separación, se diseñan deflectores de turbulencia, deflectores de condensación y filtros rejillas como elementos internos del equipo. Estos dispositivos, como los extractores de nieblas, que se colocan en el interior de un separador, normalmente se diseñan para permitir que el gas pase a través de los mismos pero efectuando bruscos cambios de dirección. Al mismo tiempo, esta corriente de gas impacta contra una superficie de choque, produciéndose la coalescencia (agrupación) de las partículas, las que al aumentar de tamaño caen por gravedad a la parte inferior del equipo. Además, por el hecho de que la corriente de gas y líquido es conducida por el interior de una cañería dentro de la cual existe una determinada presión, y que al ingresar al separador se produce una brusca expansión en una cámara más amplia, el flujo pierde velocidad, «cortando» el arrastre de partículas,

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permitiendo la caída gravitacional de las mismas hacia el lecho líquido.

Fig. 3

El proceso será entonces: 1. Asegurar las condiciones óptimas de temperatura y presión de trabajo. 2. Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla al ingresar al equipo; 3. Ayudar a la separación mecánicamente con barreras de choque, tubos ciclónicos y mallas de retención de niebla; 4. Darle al flujo el tiempo de residencia necesario dentro del equipo. Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos puede ser suficiente si no existe la formación de espuma, en caso contrario puede ser necesario 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y de la configuración del equipo. En la Figura 4 se observa un equipo separador con detalles de diversos accesorios internos que favorecen la separación de ambas fases, líquida y gaseosa. Figura 4 Se pueden determinar, cuatro zonas internas de un separador, que colaboran con la eficiencia del mismo: Sección Primaria: A la entrada, compuesta por las placas deflectoras, el difusor o el distribuidor ciclónico. Sección Secundaria: En el intermedio del cuerpo del equipo, donde se realiza la retención de espuma, se realiza la separación de las gotas de líquido y la rectificación de flujo mediante placas paralelas horizontales en la fase gas

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((coalescedor o atrapador de gotas), y rompeolas en la fase líquido. Sección Aglutinadora: A la salida de la fase gas, donde se encuentra el retenedor o atrapador de niebla.  Acumulación de Líquidos: La parte inferior del separador y la/s descarga/s de líquido/s del equipo. En las Figuras 5 y 6 se aprecia las mencionadas zonas y los elementos que componen el equipo: El proceso de separación descrito anteriormente se desarrolla en el interior del separador, pero debido a que el gas tiene una alta movilidad, que es muy superior a la del petróleo, se escaparía sin restricciones por la parte superior. Por lo tanto, es necesario que la salida de gas del separador sea controlada y regulada, para evitar justamente la salida irrestricta del mismo, lo que rompería el equilibrio producido en la interfase y evitaría la separación del fluido que vaya ingresando. También la salida de líquidos debe ser regulada convenientemente.

Fig.4

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Fig.5

Fig.6 

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Por lo tanto es necesario equipar el equipo con diversos elementos, instrumentos y válvulas de regulación para: 1) Por un lado, controlar el nivel de la interfase y mantenerlo constante, de manera de abrir la salida de líquidos cuando aumente el nivel y cerrarla cuando disminuye. Esto se logra con un instrumento controlador del nivel, que actúa enviando una señal sobre una válvula motora de descarga ubicada a la salida de los líquidos. 2) Por otro lado es necesario mantener una presión de trabajo en el interior del separador, (“presión de operación” o “contrapresión”), la que se mantiene a un valor adecuado que permita que el gas captado pueda ser distribuido al consumo, o sea que ingrese a un gasoducto; que provoque el desplazamiento de los líquidos por la parte inferior del separador, hasta los tanques y que sea conveniente para tener una separación eficiente. El equipamiento externo se completa con una serie de accesorios y válvulas de control y de seguridad y con instrumentos y sistemas de medición de los caudales del gas y de los líquidos separados. Para obtener una buena operación de un separador, deben cuidarse dos aspectos fundamentales:

la eficiencia y la capacidad de separación. EFICIENCIA DE UN SEPARADOR  Si el separador es eficiente en su operación, el gas captado será limpio, sin humedad y sin líquidos. A la salida del separador no deberá ensuciar la mano o una placa que se interponga. En caso contrario, si el gas sale sucio, no es eficiente la separación, lo que puede deberse a varios factores tales como: alta velocidad de circulación del fluido (mucho caudal a tratar), temperatura excesiva (se producen muchos livianos); retenedor de niebla roto o tapado (no retienen las partículas de líquidos) etc. Si habitualmente un separador entrega un gas limpio y en un determinado momento se produce un rebase o salida de petróleo por la salida de gas, puede ser que esté ingresando más líquido del que puede tratar o que no sea adecuada la salida de líquidos (mucha pérdida de carga por bajo diámetro en la cañería de descarga), o que alguno de los parámetros no están bien regulados, como por ejemplo una temperatura más baja que lo conveniente lo que provoca elevar la viscosidad del petróleo y aumentar las dificultades para movilizarlo hacia afuera del equipo.

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Es decir que un separador que estaba trabajando bien, por causas ajenas al mismo puede pasar a disminuir tanto su eficiencia que no separe adecuadamente ambas fases. Pero como se ve, es de suma importancia realizar un diagnóstico adecuado a fin de encontrar la solución correcta al problema.

CAPACIDAD DE UN SEPARADOR  Se entiende por «capacidad de un separador» a la cantidad de fluidos, líquidos y gaseosos, que puede procesar eficientemente a separarlos a cada uno en sus fases. Los valores de capacidad dependen del tamaño del recipiente, de las características de los fluidos para los que fue diseñado y de las condiciones de operación. Estas ultimas, en muchos casos son determinantes, ya que la capacidad puede verse limitada en un alto grado debido a condiciones de trabajo inadecuadas, para las que el equipo no fue diseñado y no puede responder eficientemente. Por ejemplo una situación que se puede dar sería que, debido a un impedimento o restricción en la salida de los líquidos, el nivel del mismo dentro del equipo aumente hasta ingresar petróleo a la salida de gas. Esta situación traería aparejado muchos problemas operativos, entre los que se deben contar la falta de gas durante el tiempo en que el equipo esté fuera de servicio y las dificultades para realizar la limpieza de todo el sistema de líneas y de control neumático que hayan quedado contaminados con petróleo. Se puede decir que la capacidad de los separadores es función de los siguientes factores: · Diámetro y longitud del recipiente (tamaño del mismo). · Diseño y distribución de los dispositivos internos. · Presión y temperatura de operación. · Características físicas de los fluidos (densidad, viscosidad,) · Relación gas-petróleo a la entrada. · Diámetro y distribución de las partículas líquidas en el gas antes del extractor de niebla. · Nivel del líquido que mantiene el separador. · Condiciones de fluencia a la entrada (temperatura, velocidad, presión) · Impurezas contenidas en los fluidos del pozo. · Tendencia a la formación de espumas y parafinas. Entre las condiciones operativas que disminuyen la capacidad de un separador, se pueden mencionar las siguientes: - 34 -

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1. Por trabajar a muy baja temperatura, lo que aumenta mucho la viscosidad del petróleo y consecuentemente, disminuye la facilidad para descargar hacia los tanques. Hay que recordar que elevar la temperatura de los fluidos que ingresan, tiene la ventaja de disminuir la viscosidad del petróleo y por lo tanto facilitar la descarga del equipo. Esto se podría lograr con un precalentamiento de los fluidos antes del ingreso al separador. Pero también hay que tener en cuenta que un aumento de la temperatura, aumenta también la cantidad de componentes livianos que se separan de la corriente líquida y que, sin ser gases, son arrastrados hacia la salida de los gases, disminuyendo de esta manera la eficiencia de la separación. Por lo tanto es necesario lograr un equilibrio entre ambos efectos al seleccionar la temperatura de trabajo, o tener en cuenta la necesidad de enfriar a la salida del separador para recuperar los componentes livianos que salieron con el gas separado. 2. Por trabajar con una presión interior insuficiente como para movilizar los líquidos hasta los tanques, pero también se debe recordar que elevar la presión de operación es disminuir la separación de ambas fases, por lo que es necesario tener en cuenta estos efectos al seleccionar el valor de la presión de operación. 3. Por instalar una válvula de drenaje de líquidos inadecuada, que produzca mucha restricción al pasaje o que no abra lo suficientemente rápido como para responder a una variación importante del caudal de entrada. 4. Por montar una línea de salida de diámetro reducido, por lo que muchas veces conviene sobredimensionar estos diámetros, dado que estas líneas de descarga son de recorrido relativamente cortos hasta los tanques de recepción. En las baterías es común ver separadores verticales que trabajan a baja presión. Su capacidad de separación es menor que un horizontal, por lo se utilizan generalmente para valores medianos a bajos de relación gas-líquido. Son fáciles de limpiar cuando presentan arenas, parafinas o resinas y pueden ser equipados con dispositivos de evacuación de sólidos. Son perfectamente ubicables en los lugares donde se carece de suficiente espacio, como en plataformas marinas o predios privados reducidos.

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Algunas de las eventualidades operativas descriptas anteriormente se suelen prevenir con la instalación de elementos de control y de seguridad, tal como un controlador de muy alto nivel de la interfase por arriba del operativo, que actuará frente a la contingencia que el nivel de líquidos aumente por arriba del rango de operación normal. Este segundo controlador de nivel deberá accionar la apertura de una válvula de descarga, que tendrá que estar ubicada en una cañería a tanque independiente de la línea de descarga normal de operación, a fin de asegurar estar libre en todo momento ya que actuará como una descarga de seguridad para evitar que el líquido salga por la línea de gas.

CLASES DE SEPARADORES USADOS EN LOS CAMPOS BOLIVIANOS SAN ROQUE Separadores Horizontales Separador horizontal 1 Marca Max. Presión de trabajo permitido Temperatura mínima de diseño No. De serie Construido Número de diseño File

NTC 500 PSIA a 650ºF -20 ºF a 500 psia ELIX 58361- 01 12-89 A – 88230 E89 – 567

Separador horizontal 2 LTV Max. Presión de trabajo 500PSI a 180ºF permitido No. De serie 1864 Número de trabajo 34723 Tipo de recipiente Separador Dimensiones 42in OD * 10 ft Separador horizontal 3 Marca Maloney Crayford Max. Presión de trabajo 1440 PSIA a 100ºF permitido No. De serie 88w – 169 - OA Presión de prueba 2166 psi Construido 1988 Item 36 OD * 20 * Horz 30 ep

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Separador horizontal 5 Marca No. de serie No. De diseño Máxima temperatura de trabajo Año de construcción File

C- ENATCO T – 1A10001- 012 H – 72018 130 ºf 3 – 81 81 – 1465

SEPARADORES VERTICALES Separador vertical 1 Marca Tipo Capacidad de gas Capacidad de petroleo Presión de trabajo Presión de prueba No. de serie

OIL & gas de separador BS&B INC. S – 221 3.4 MMSCFD 600 Bbl/dia 125psi a 100ºF 188 psi 22794

Separador vertical 2 Marca Tamaño Capacidad de gas Capacidad de petroleo Presión de trabajo Presión de prueba No. de serie

BS&b INC. 30 in * 10 ft 6000 HCFD 6000 Bbl/dia 125psi a 100ºF 180 psi 18606

Separador vertical 3 Marca Dimensiones Capacidad de gas Capacidad de petroleo Presión de trabajo Presión de prueba No. de serie

BS&b INC. 30 in * 9ft 6 MMscfd 6000 Bbl/dia 125psi a 100ºF 188 psi K021194

Separador vertical 4 Marca No. De patente Tipo No. de serie Dimensiones Presión de trabajo Presión de prueba

PACKERSBURG 2.037.426 10.22 H – 10854 24 in * 5 ft * 125 125 ft 187 psi

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