2.- terminacion de pozos
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www.inegas.edu.bo
Diplomado: OPERADORES EN PLANTAS DE GAS
Módulo: «FACILIDADES DE
PRODUCCION“
Docente: Ing. Rolando Mendoza Rioja
Correo: [email protected]
1
TERMINACION DE
POZOS
TERMINACION DE POZOS
INTRODUCCION
Después del trabajo de perforación del pozo,
prosigue la cementación de la cañería de
producción
COMPLETACION
Es el conjunto de operaciones ejecutadas desde el
momento en que se baja la cañería de producción
Operaciones principales:
Reperforación del Cemento
Cambio del fluido
Registros eléctricos (CBL, GR-CCL)
Baleos de cañería (zona de interés)
Pruebas de Evaluación,
Empaque de grava
Bajado de arreglo final de producción.
Instalación del arbolito de producción.
ESTRATIGRAFIA
Escarpment
Taiguati
Tarija
Tupambi
Iquiri
Carbonifero
Iquiri
Los Monos
Huamampampa
Huamampampa
Huamampampa
Los Monos
Arenas no
consolidadas
Intercalacion
es de arcillas
Diamictita y
arenas
Arcillas
Lutitas con
arenas
Arcillas
micáceas
Arenas con
intercalaciones
de Lutitas
Lutitas
limosas
Areniscas
LITOLO
GIA
Lutitas con
intercalaciones
de arenas
Definición de Terminación (Completación)
Se definen como las
actividades que se
efectúan, posterior a la
perforación del hoyo
principal, se ha
cementado la cañería
de producción,
hasta que se coloca el
pozo en producción.
FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS
TERMINACION DE POZOS
.
• Caudal de producción requerida.
• Reservas de zonas a completar.
• Mecanismos de producción en las zonas
o yacimientos a completar.
• Necesidades futuras de estimulación.
• Requerimientos para el control de arena.
• Futuras reparaciones.
• Consideraciones para el levantamiento
artificial por gas, bombeo mecánico, etc.
• Posibilidades de futuros proyectos de
recuperación secundaria o mejorada.
• Inversiones requeridas.
•Hay tres métodos básicos para terminar un pozo:
Pozo abierto.
Entubado y baleado.
Con empaque de grava
TERMINACION DE POZOS
POZO ABIERTO.
Pozo Abierto Formación
productora
Cemento
Fig. 1: Terminación a pozo abierto
Consiste en instalar y cementar la cañería de revestimiento encima del nivel superior de la zona productora dejando libre a la formación para que fluya a través de la cañería ó tubería
Usado en yacimientos de formaciones duras y compactas con buenas acumulaciones de hidrocarburos donde no se tiene problemas de producción de arenas.
TERMINACION DE POZOS
POZO ENTUBADO Y BALEADO.
•Este es el método de terminación convencional, consiste
en alcanzar con la cañería de revestimiento el tope
inferior de la arena productora donde descansa el zapato
de la cañería.
•Una vez cementada la cañería se procede al baleo y
controlando estrictamente el equilibrio de presiones para
tener en todo momento que Ph = Pf
•Luego diseña y baja la tubería de producción.
•Es la terminación recomendada en todo tipo de pozos y
su ventaja radica en el hecho de que se mantiene durante
todo el trabajo del pozo las presiones controladas.
Fig. 2: Terminación con entubación y baleo
Sustituto para mediciones
Baleos o punzados
Formación productora
Cañería de
revestimiento
Tubing de
producción
Niple No-Go
Baleos o
punzados
(a) Sin Tubing (b) Con tubing de producción
POZO ENTUBADO Y BALEADO.
TERMINACIÓN CON EMPAQUE DE GRAVA.
•Se utiliza en pozos cuyas niveles productores son
estructuralmente débiles, que ofrecen poca resistencia
a la fuerza originada por los fluidos que arrastran arena
desde el interior de la formación al pozo, taponando los
baleos y los componentes del arreglo como los filtros y
las válvulas, con la consiguiente obstrucción del flujo.
•El método de control consiste en colocar empaques de
grava en el fondo de pozo utilizando una granulometría
determinada mezclando arenas, por ejemplo con
resinas para formar una pared permeable artificial con
porosidad adecuada para no obstruir el flujo.
Packer
Tubing
Blank Pipe
Sump Packer
Proppant
(gravel)
Casing
Fig. 3: Terminación con empaque de grava
TERMINACIÓN CON
EMPAQUE DE GRAVA.
13
Preparación para Empaque de grava
Calidad de la Cementación (CBL,VDL,USIT)
Limpieza del Revestidor
Desplazamiento de la salmuera (Filtrado)
Cañoneo Limpieza de perforados Control de pérdidas
Limpieza de la tubería de trabajo
14
Baleo
Comunicación entre el pozo y la formación.
Traspasar el daño creado por la invasión del RDF.
Puede generar restos de sólidos que dañan y obstruyen la formación y reducen la conductividad
15
Tipos de Cañoneo Sobrebalance
NO hay flujo del reservorio hacia el hoyo (Presión
Hidrostática > Presión formación). Hay invasión hacia la
formación
Bajobalance
Presión Hidrostática < Presión formación (@ 300 - 500 psi
delta)
Luego de la detonación el pozo fluye, limpiando los restos
de sólidos.
Sobrebalance
La matriz es fracturada durante la detonación.
Los restos sólidos son desplazados mas allá de la matriz
critica.
16
Limpieza de Baleos Una de los factores mas importantes
para el éxito de un Empaque de grava.
Métodos :
• Bajobalance
• Swabbing
• Acido
17
Completacion tipica
Packer
Tubing
Blank Pipe
Casing
Seal
Assembly
Diferencia entre
formación y
empaque
Filtro que contiene
la grava
Packer
18
Consideraciones para un Empaque de Grava
Se puede aislar zonas no deseadas
Técnicas de perforación y completación conocidas y probadas
Requiere una preparación detallada
Requiere un baleo optimizado y cuidadoso
Es critico el alcanzar una buena eficiencia de empaque
19
Eficiencia de empaque
20
Baja Eficiencia del empaque
21
Open Hole - External Gravel Pack
Casing
Packer
Blank Screen
Gravel Formation Sand
Gravel: Sized to
Contain formation
Screen sized to
contain gravel
22
LÁMINA Nº 6
Escala: 1:200
3106.5 m.
RET-2
4120 psi.
3116.4 m.
3106 m. DST - MFE
DST-MFE-21
23107. m.
3109 m.
3100
LKG (3116 mbbp -2435)
3106 m.
3125
SP - GR RESISTIVIDAD
0 2 10010150
4124.8 psi.
4126.0 psi.
4162.7 psi.
4423 psi.
4404 psi.
3109 m.
Profund.
ESTUDIOS GEOLOGICOS CORRELACION ESTRATIGRAFICA
SARARENDA
CAM 124
SARARENDA
Petróleo
106 Bbls
Ar. 1 y 2 Sin baleo
Pedir datos Andina
Ar. 3 Sin baleo
Pedir datos Andina
Ar. N°4 Sin baleo
Pedir datos Andina
Ar. N°7 Sin baleo
Pedir datos Andina
Ar. N°8 Se encontró solo Gas
Ar. N°9 Sin baleo
Pedir datos Andina
Ar. Parapeti Sin baleo
Pedir datos Andina
Ar. Camiri Sin baleo
Pedir datos Andina
PRUEBAS DE
PRODUCCION
Pruebas de Producción
Se realizan en varias etapas en la perforación, completación y durante la explotación. Los objetivos de las pruebas abarcan desde la identificación de los fluidos producidos, la determinación del reservorio y características complejas del reservorio.
Las pruebas se realizan para:
- Obtener muestras para análisis PVT.
- Medir la presión y temperatura del reservorio
- Identificar los fluidos producidos
- Potencial de producción del pozo.
- Evaluar la eficiencia de la completación.
- Caracterizar daños del pozo
- Evaluar tratamiento de estimulación o reparación
Las Pruebas Descriptivas :
- Evaluar Parámetros de
Reservorio.
- Caracterizar
heterogeneidades del
Reservorio.
- Valorar la extensión del
reservorio y su geometría.
- Determinar la
comunicación hidráulica
entre los pozos.
El final de la
limpieza se define
por la
estabilización del
caudal y la presión
de surgencia. No
se puede predecir
el tiempo
necesario para la
limpieza a un
pozo.
• BS&W de menos
del 5%.
• Estabilización de
la Salinidad.
• Estabilización de
presión de fondo
• Estabilización del
caudal de flujo
• PH, neutro
después de
acidificar.
Planificación de Prueba de Pozo
La planificación debe empezar con anticipación,
especialmente para una prueba crítica compleja
involucrando altas presiones y temperaturas, o donde
operaciones de estimulación serán parte integrante de la
prueba.
Los objetivos usuales de una prueba de pozo de
exploración son:
• Realizar la prueba de manera segura y eficiente
• Determinar la naturaleza de los fluidos de formación
Planificación de Prueba de Pozo
• Medir la presión del yacimiento y la temperatura de la
forma más precisa posible
• Determinar la transmisibilidad del yacimiento (producto
kh) y daños
• Determinar la productividad del pozo (y/o inyectividad)
• Determinar las características de la formación
• Evaluar los efectos de delimitación.
Equipos de Prueba de Pozo
• Cabezal
• Mangueras Coflexip
• Panel de Cierre de Emergencia
• Bombas de Inyección Química
• Filtros de Arena
• Tubería
• Válvula de Seguridad de Superficie
• Data Header
• Choke Manifold
• Calentador.
• Separador
• Tanque de Calibración
• Bombas
• Diverter Manifold
• Lanzas de Quemador
• Cabezas de Quemador
Diagrama Esquemático de Equipos
Oil AND GAS PROCESSING
OIL IN PROCESSING
GAS IN PROCESSING
WATER IN PROCESSING
NOTE:
- WING Connection
- THD Connection
Description: Layout STE
NOTA:
3
3
4
CHOKE MANIFOLD
3” 10,000 Psi
1
2
5
6
WELL
Surface
flow tree
COFLEXIP
3”
10,000 Psi
SURFACE WELL TEST EQUIPEMENT
PSHL
1 P2
T2
DATA
HEADER
3” 10,000 Psi
SEPARATOR
MAWP=1440 psi, 42”x15’, 3phase
1
3
10
11
19 20
18
23
24 25
26 LCV
2
LCV
1 27
12
PCV
1
6” Sch. 80
3” Sch. 80
2”
3”
2”
3” 22 21
3” 4” Sch. 80
SET @
1440 psi
PSV
2
MC-II
MC-II
Medidor de
turbina
Ar to the burner
PARA QUEIMA DE GAS
3” 3000 Psi
3” 3000 Psi
PIPE 3” 3000 Psi
P3 T3
P4
T4
PLACA DANIEL
SET @
1520 psi
Disco de
Ruptura
PI 1
T1
SC PI
3” 3000 Psi
Relief line
ESDV
1
SSV
4” 602 THD
4” 602 W
3” 602 W
4” 602 W
2” 602 W
Gas line overboard
Linha de Alivio
Overboard
Vent hose
ESDV - EMERGENCY SHUT DOWN
PSHL - PRESSURE SWITCH HIGH / LOW COMBINATION
PSV - PRESSURE SAFETY VALVE ( RELIEF VALVE )
PCV - PRESSURE CONTROL VALVE
LCV - LEVEL CONTROL VALVE
TI - TEMPERATURE INDICATOR
PI - PRESSURE INDICATOR
SC - SAMPLE CONNECTION
HH - HAND HOSE
ESD
COFLEXIP
2” 10k
AIR COMPRESSOR D
ive
rte
r o
il 3
” 6
02
TX
TX
WX
WX
W
MOYNO PUMP 3600 BBL/D
ALCOOL PUMP (MAC-26)
MANIFOLD
MANIFOLD
SEA EMERALD BURNER SEA EMERALD BURNER
2 ESDV
100 BBL
Atmosferic
tank
PSV
3
100 BBL
250 PSI
vertical
Diverter oil 3” 602
TXWXW
TX
WX
W
Diverter oil 3” 602
TXWXW
TX
TX
W
TXTXW
TXTXW
Div
ert
er
oil 3
” 6
02
TX
TX
W
Peneiras
TI
8
9
7
PI
PSV
1 Disco
de
Ruptur
a
STEAM
EXCHANGE
4.5MM BTU/hr
Diagrama Esquemático de Equipos
Cabeza de Regulador de Flujo (Flow Head): Control de Pozo.
Permite flujo y
ahogar o matar el
pozo.
Permite la
intervención del pozo
(slickline, e-line,
coiled tubing)
Configuración: para
cuatro válvulas -
Swab, Master,
Acuador Hidraulico
ESD para la Línea de
Flujo y Línea de
Ahogado de pozo.
Válvula de Seguridad en Superficie - SSV:
Colector de Datos
Permite el fluido para la obtención de
datos tanto en aguas arriba como aguas
abajo desde el choke manifold :
Medida de Presiones
Medidas de Temperaturas
Muestreo
Inyectar
Rangos 10 Kpsi & 15 Kpsi
Choke Manifold:
• Controla el flujo y las
dimensiones de
estrangulamiento.
Previene el daño en la
formación mientras
se abre el flujo de
pozo.
Monitorea Flujo de
pozo en presión y
temperatura
Muestreo
Choke Manifold 15 Kpsi ( Power Chokes ): 100% inconel ;
Resistente a fluidos abrasivos;
Usado em operaciones de estimulación ( frac / acid);
Usado en pozos de gas que producen sólidos in suspensión durante la
limpieza;
Chokes Fijos y ajustable ;
Usado junto con el by pass.
H2S
H2S
H2S
TUBERIA DE WELL TEST
602 PIPE, 3000 PSI WP, H2S
1002 PIPE, 5000 PSI WP, H2S
1502 PIPE, 10000 PSI WP, H2S
Proporciona calor a
los fluidos
producidos
Reduce la viscosidad
del petróleo
Rompe la emulsión
Previene la
formación de
hidratos.
Intercambiador de calor :
Diseñado para separar y medir los diferente fluidos procedentes del pozo.
Cuenta con válvulas de control de presión y Niveles. (Neumática y/o manual).
Mediciones
digitales.
Equipado con válvula de alivio y disco de ruptura.
Separador de Prueba :
Esquema del Separador Trifásico
Partes de un Separador Trifásico
Medidor de Gas Diseñado y construido para medir gas de bajo caudal, principalmente en pozos que producen petróleo viscoso con GOR bajo. Esto requiere la utilización de pequeños platos de orificio que no son el estándar para crear un diferencial de presión perceptible. Montado sobre la salida del gas del separador
Almacenaje
Liquido
Puede ser
utilizado como
un separador de
2ª etapa
Medidor de
calibración y
factores de
corrección y
Encogecimiento
Tanque de Compensación
Tanque de almacenamiento de liquido
Bombas de Transferencias
Sistemas de inyección
Cortina de agua para reducir la radiación de calor
Rotación Hidráulica en Quemadores de 6 cabezas
Quemadores
Laboratorio de Campo Equipos
Balanza de Peso Muerto
Gravitómetro de Gas
Set Muestreo de Gas
Densímetros para Petróleo
Centrífuga
Kit de Detección H2S / CO2
Manómetros
Registrador gráfico para Presión & Temperatura (Foxboro)
Bomba de Inyección Química
Termómetros y termodensímetros
FLUIDOS DE TERMINACION
•Los fluidos de terminación o reparación de pozos
entran en contacto con la formación durante el
ahogado, limpieza, estimulación o el baleo.
•El contacto de los fluidos con la formación será una
fuente de daño por influjo (contrapresión).
Este contacto fluido/pozo no puede ser evitado.
Por tal motivo se debe elegir fluidos que minimicen
la posibilidad de daño.(fluidos compatibles con la
formación)
TERMINACION DE POZOS
FLUIDOS DE TERMINACIÓN.
Un fluido de intervención sucio puede reducir la permeabilidad taponando los canales de flujo. Aun los fluidos relativamente limpios pueden provocar daño de formación por inyección de micropartículas.
TERMINACION DE POZOS
FLUIDOS DE TERMINACIÓN.
Las terminaciones dependen de:
Técnicas de producción (productividad del pozo).
Posibilidades de reparación futuras (problemas
mecánicos de fondo y otros).
El mejor diseño proveerá la operación mas rentable de un pozo a lo largo de su vida útil.
Un diseño deficiente tendrá elevados costos operativos, abandono prematuro, y reservas no recuperadas.
CRITERIOS DE DISEÑO
TERMINACION DE POZOS
Tipos de Terminaciones Configuración Terminación
Simple
Terminación Simple básica, Pozo Vertical.
Se aplica en pozos de un
solo nivel productor con
una sarta de tubería de
producción, un packer
simple y un árbol de
producción para
terminación simple. Las
terminaciones simples
pueden ser instaladas en
pozos petrolíferos y
gasíferos.
Tipos de Terminaciones Configuración Terminación Simple
Cañería 7”
N-80, P-110,
26-29 #/ft
Zap. 2961 m.
2677 m.
2680.7 m.
2686.26 m.
Taig Y.
Cañería 9.5/8”
N-80, 40, 43 Lb/ft
C.F.
2701.8 -2 702 m.
2830 m.
T.T.C. 2890 m.
CF. 2900-1.5 m.
2788 m..
P.F. 2964 m.
Taig W Inf.
Taig W Sup.
Unión de flujo
Niple asiento selectivo
Camisa de circulación
Packer de producción
Configuración Terminación Simple
Tubing
Tipos de Terminaciones Terminación Doble
Terminación de dos sartas de tuberías paralelas.
Las terminaciones
dobles se dividen en:
•Instalación de dos
sartas de tubería
paralelas
•Terminación doble con
una sola sarta de
producción
•Terminación doble con
la instalación de
tuberías concéntricas
Tipos de Terminaciones Configuración Terminación Doble
Terminación doble con una sola sarta de producción Terminación doble con la instalación de tuberías concéntricas
Cañería 7”
N-80, P-110,
26-29 #/ft
Zap. 2961 m.
2226.7 m.
2631 m.
N° ACCESORIOS LINEA LARGA
ACCESORIOS LINEA CORTA
1
2
3
4
5
6
7
8
Niple Sello “J”
Red. 2.7/8” Hyd. x 2.3/8” Hyd
Niple asiento “N”
9 Pzas. Tub. 2.3/8 cs. 4.7 #/ft. N-80
Pup J. 2.3/8” cs.
2 Pzas. Blas Joint 2.3/8” Hyd. cs.
Camisa Otis “XO” 2.3/8” Hyd.cs.
Sust 2.3/8” Hyd. cs. x 2.3/8” 8RD.
Pup J. 2.3/8” 8RD.
Sust. 2.3/8” 8RD. x 2.3/8” Hyd.cs.
Camisa Otis “XO” 2.3/8 Hyd. cs.
Red. 2.3/8” Hyd. cs. x 2.7/8” cs.
9
10
11
12
13
14
15
2677 m.
2680.7 m.
2686.26 m.
Niple Sello ( OD.cupla 2.15/16 )
Red. ( OD. 2.11/16 )
5 Pup J. 2.3/8”
PACKER SUPERIOR
Marca: Otis Tipo: Recup.
Tamaño: 7” Modelo:”RDH”
PACKER INFERIOR
Marca: Otis Tipo: Recup.
Tamaño: 7” Modelo: BK-“D”
OD 2.7/8” Grado: N-80 Peso: 6.5 #/ft
Tipo: Hydril cs Piezas: 264
OD 2.3/8” Grado: N-80 Peso: 4.7 #/ft
Tipo: Hydril cs Piezas: 274 Taig Y.
Cañería 9.5/8”
N-80, 40, 43 Lb/ft
C.F.
2701.8 -2 702 m.
N°
PACKER INTERMEDIO
Marca: Otis Tipo: Recup.
Tamaño: 7” Modelo:”PW”
TUBERIAS
L.L.
L.C.
2830 m.
T.T.C. 2890 m.
CF. 2900-1.5 m.
2788 m..
P.F. 2964 m.
8
6
11
Prof (m)
2704
2690.7
2641.8
2686.2
2674
2652
2765
2786.5
Taig W Inf.
Taig W Sup.
Configuración Tubing-
Packer Terminación Doble
Tipos de Terminaciones Configuración Terminación Triple
Terminación vertical Triple Terminación vertical Triple con tres tuberías
Se midió el nivel actual de restitución
resultando bastante bajo.
11 m
1038 m 181 m
1027 m
1208 m
Petroleo Gas Agua T. Cerrado T. Abierto Ciclos
BPD MPCD BPD Minut. Seg. Minut. Seg. Dia
5 23 0 232 0 8 0 6.00
1027 m
P.FP.F.. 1393.54 m.
CaCaññ. 7. 7”.
NNºº 44
NNºº 55
NNºº 66
NNºº 77
NNºº 99
ParapetParapetíí
CamiriCamiri
1005.27 m
1038.9 m
1240.2 m
Recuperar arreglo.
Bajar arreglo doble con
packer, 170 m de tubing 2
7/8” para producción con PL
y 2 3/8” para inyección de
gas lift.
Limitantes: Complejidad del
arreglo doble.
Presión de inyección en
línea matriz de Gas Lift “550
psi”
Propuesta
P.FP.F.. 1393.54 m.
CaCaññ. 13. 13 3/8”.
CaCaññ. 7. 7”.
PckPck BOCBOC
PckPck BPBP--11
Se midió el nivel actual de restitución
resultando bastante bajo.
11 m
1038 m
181 m
1027 m
1208 m Petroleo Gas Agua T. Cerrado T. Abierto Ciclos
BPD MPCD BPD Minut. Seg. Minut. Seg. Dia
5 23 0 232 0 8 0 6.00
1027 m
P.FP.F.. 1393.54 m.
CaCaññ. 7. 7”.
NNºº 44
NNºº 55
NNºº 66
NNºº 77
NNºº 99
ParapetParapetíí
CamiriCamiri
1005.27 m
1038.9 m
1240.2 m
Recuperar arreglo.
Bajar arreglo doble con
packer, 170 m de tubing 2
7/8” para producción con PL
y 2 3/8” para inyección de
gas lift.
Limitantes: Complejidad del
arreglo doble.
Presión de inyección en
línea matriz de Gas Lift “550
psi”
Propuesta
P.FP.F.. 1393.54 m.
CaCaññ. 13. 13 3/8”.
CaCaññ. 7. 7”.
PckPck BOCBOC
PckPck BPBP--11
POZO CAM-79
Se midió el nivel actual de restitución
resultando bastante bajo.
11 m
1038 m
181 m
1027 m
1208 m
Petroleo Gas Agua T. Cerrado T. Abierto Ciclos
BPD MPCD BPD Minut. Seg. Minut. Seg. Dia
5 23 0 232 0 8 0 6.00
1027 m
P.FP.F.. 1393.54 m.
CaCaññ. 7. 7”.
NNºº 44
NNºº 55
NNºº 66
NNºº 77
NNºº 99
ParapetParapetíí
CamiriCamiri
1005.27 m
1038.9 m
1240.2 m
Recuperar arreglo.
Limpieza de fondo (cuchara)
Bajar arreglo con bombeo
mecánico.
Propuesta
P.FP.F.. 1393.54 m.
CaCaññ. 13. 13 3/8”.
CaCaññ. 7. 7”.
PckPck BOCBOC
PckPck BPBP--11
POZO CAM-79
POZO CAM-79
69
Csg. 13 3/8” Zpto. 2502m (MD)
Csg. 20” Zpto. 1423m (MD)
Csg. 30” Zpto. 80m (MD)
Csg. 9 5/8” Zpto. 4260m (MD)
Liner 7” Zpto. 5200,0 / 5000,7 m (TVD)
Liner 7” BL: 4194,4 m
Hole 6 1/8” 5380 m / 5147,5 m (TVD) Incl: 27.76° / Azim: 67.09°
Liner perforado 5” Zpto. 5379 / 5147 m (TVD)
Top Packer 4186 m
Liner 5” BL: 5145 m
KOP: 3842 m
Hole 8 1/2” 4315 m Incl: 47,47° / Azim: 38,27°
Liner 7” Zpto. 4307,6 m
Liner 7” BL: 3822 m
Liner perforado 5” Zpto. 5030 m
Liner 5” BL: 4263 m
IQUIRI
-
LOS MONOS
4292m MD / 4234 TVD
4352m MD / 4272 TVD
4441m MD / 4317 TVD
IQUIRI
-
LOS MONOS
H1 H2A
H2B
H3
H4
4274m MD / 4261 TVD 4323m MD / 4307 TVD
4383m MD / 4363 TVD
4436m MD / 4410 TVD
4482m MD / 4450 TVD
4602m MD / 4546 TVD 4666m MD / 4596 TVD I1
I2
I Lower
4949m MD / 4799 TVD
5206m MD / 5001 TVD
SR1
H1 H2A
H2B
H3
H4
I1
* 4524m MD / 4343
TVD * 4643m MD / 4355
TVD
Nota.- (*) Topes de Formación
Mud Log s/corrección por
registros eléctricos.
HCM – A (Hydraulic Choke) 5,5”
Packer PREMIER 9.75”
CMD Sliding Sleeve 5,5”
Flowmeter/ P-T Sensors 5.5”
SSSV (Sub-Surface Safety Valve) 7” ONYX
Splice Sub 5,5”
HCM (On / Off Valve) 3,5” / 2,813 BX
Flowmeter/ P-T Sensors 4,5”
Snap Latch Seal Assembly S-22
Blast Joint 4,5”
PK 9 5/8” 3848,5 m
PK 7” 4637.2 m
PK 7” 5142.5 m
Hole 6” 5060 m Incl: 80,64° / Azim: 25,09°
Arbolito de producción Es un conjunto de válvulas, bridas, carreteles
Y conexiones.
Función:
•Control del flujo de fluidos del pozo.
•Control de acceso con wireline, C.T. .
Elevación de tubulares
• acceso al espacio Anular.
• Instalación de BOP’s
/ y arbolito de producción.
2.1/16”, 2.9/16”, 3.1/8”
Equipos Básicos.
Equipos subsuperficiales abarcan desde el fondo de pozo hasta la base inferior del árbol de navidad, donde está asegurada a través de los colgadores de tubería.
Equipos superficiales que comprende a todas las instalaciones que abarca desde boca de pozo, con el árbol de navidad pasando por las líneas de descargas y de flujo hasta los separadores.
Funciones Principales de los Equipos Comunicar a la arena productora con el fluido de
pozo, controlando las presiones de fondo.
Permitir la circulación de los fluidos de formación desde el fondo de pozo hasta la superficie.
Soportar las presiones del flujo de los fluidos.
Controlar a través de la tubería las velocidades de circulación.
Controlar a través del árbol de navidad los caudales de producción.
Controlar con los equipos superficiales los caudales y las presiones de circulación a través de las líneas de flujo y de descarga.
Realizar una eficiente separación gas – petróleo – agua en las baterías de separadores.
Colgador de tubería (Tubing
Hunger)
Conectado al tope de la sarta de prod.
Su función es sostener la misma.
Promueve el sello tanto en el E.A. como
del interior
de la tubería de producción con la
ayuda del tapón
BPV.
Back Pressure Valve ó Two
way Check. Es una válvula que se instala en
el tubing Hunger.
En un solo ó doble sentido y es
del tipo check
TUBERIA
Es un elemento cilíndrico hueco compuesto de
acero, con una geometría definida por el
diámetro y el espesor del cuerpo que lo
conforma.
Es fabricada bajo los sgtes. parámetros:
•Resistencia a la tensión
•Resistencia al colapso.
•Resistencia al reventamiento.
•Resistencia a la corrosión.
•Diámetro interno/externo
•Longitud de la tubería.
•Tipo de rosca inferior y superior.
•Peso nominal (acoplamiento/sin
acoplamiento)
•Grado
•Espesor de pared
• Sin Costura (seamless)
• Soldados por resistencia eléctrica
Tipos de Manufactura
Grado de la tubería API.
• La micro estructura del acero y las propiedades mecánicas
pueden ser dramáticamente cambiadas mediante aleaciones
especiales y por medio de tratamiento de calor.
• Debido a esto, se pueden fabricar diferentes grados de
tubería para las diferentes situaciones y condiciones de
reservorio
• El API a adoptado una designación de GRADO a la tubería
definiendo la característica de esfuerzo a la cedencia (yield strenght)
• El código del grado consiste en una letra seguida de un numero.
• Grado: Letra + Numero = Tipo acero + Esfuerzo de cadencia (deformación del tubo)
Conexiones
• Una conexión es un objeto mecánico usado para unir la tubería y accesorios
con el fin de formar una sarta de tubería continua.
Por que es tan importante?
Las fallas en la tubería > 90% son debidas a las conexiones
TIPO DE ROSCA
1. Rosca cuadrada
2. Rosca Triangular.
3. Rosca Hydrill
EUE=External upset.
NPT= No press Temp.
REG= Regular Comun.
Hyd= Hydrill
DRIFT. Es el mínimo diámetro para permitir el paso
de herramientas o tubería.
Espesor de pared
Es el espesor de la pared del tubo .
El mismo en cualquier parte del tubo no deberá ser menor
que el espesor tabulado Su tolerancia debe ser -12.5%
Diámetro interno El diámetro interno d, esta gobernado por el diámetro externo y
la tolerancia de la masa
ANALISIS DE ESFUERZOS
Resistencia al Reventamiento • Es la capacidad de la tubería para soportar la presión interna sin presentar
falla alguna.
Presión externa ó colapso Es la capacidad de la tubería para soportar la presión externa, sin experimentar
falla alguna. Los parámetros son: Tipo de acero, tensión, espesor de pared,
compresión.
Resistencia a la Tensión ó Compresión. • Esta se debe a las fuerzas que actúan sobre el tubo.
Válvula de seguridad Sub-Superficial
(Subsurface Safety valve) •Es utilizada en todos los pozos.
•Protección en caso de fallas en instalaciones superficiales.
•Funcion, cierre automático de emergencia del pozo
•Cierre por control remoto ó manual, controlado en locación ó desde sala de control.
•Requiere de pruebas en forma rutinaria.
•Se constituye en una barrera más de seguridad del pozo
• Reciben varios nombres según el fabricante (SSSV, TRSV, DHSV)
Dispositivos de circulación
Funcion ó objetivo:
•Permitir circulación
entre la tubería y el
espacio anular.
•Ahogando pozo
(killing well)-
overbalance.
•Alivianando columna
hidrostatica-
Underbalance.
Opciones:
•Sliding Sleeve/side
door
•Side pocket mandrel.
•Realizar un tubing
puncher si se
requiere.
Packers Es un elemento de sello con cuñas,
gomas y mordazas
Su función:
•Proteger la cañería y el E.A.
•Mejorar la estabilidad en el flujo
•Retención del fluido de empaque.
•Aislamiento entre zonas
productoras.
•De gran utilidad en
completaciones
con GLS
Según Requerimiento pueden ser:
•Simple, Dobles.
•Permanente, recuperable
Tipo de anclaje:
•Hidráulicos, mecánicos,
eléctricos (adapt kit), inflables
Packer Simple
Recuperable Packer
permanente
Tub. capilar
Conjunto de sellos
Función:
•Localizar sealbore del packer, realizar sello
hermético dentro del mismo.
•También puede ser retractable, es decir que se acomode al movimiento
de la tubería (sello dinámico).
•Puede ser fijo (sello estático) incorporando unas cuñas las
mismas que se agarran en el tope del packer.
Sistemas de control de Flujo (Nipples)
Permiten la instalación de:
•Tapones
•Chokes
•Medidores de presión
Uso de un nipple con perfil para lock mandrel
Flow Couplings (B. joint) Son piezas importantes para alargar la vida del
arreglo en el pozo, poseen un espesor de pared
mayor al de la tubería. Su función es minimizar
el impacto de la erosión de flujo
Aplicaciones:
Se instala por encima y por debajo del niple
asiento, válvula de seguridad, camisa de
circulación ó alguna otra restricción que cause
turbulencia.
Caracteristicas:
•Mínimo 0.91 m de largo
•Espesor mayor al de la tubería.
Beneficios:
•Alarga la vida del arreglo de completación.
Tubos Complementarios
Pup Joint:
Aplicación:
Son componentes tubulares
que sirven para dimensionar
y espaciar arreglos de
producción.
Características:
Existen de variado diámetro y
longitud
Beneficios
Fácil espaciamiento de sartas
de producción.
Blast Joints:
Son tubulares de mayor espesor de pared
que la tubería de producción.
Aplicación:
Utilizado para prevenir el daño a la tubería
Se coloca frente a los baleos.
Se puede utilizar en una ó varias zonas.
Caracteristicas:
Disponible en longitudes > 5 ft
Espesor de la pared mayor al del tubing.
Beneficios:
Alarga la vida útil de la tubería de
producción.
REENTRY GUIDE
Diseñado para proveer acceso de herramientas
de wireline a la tuberia.
Aplicación
Es instalado en el fondo de la sarta de producción
Sirve como ayuda para la reentrada de las herramientas
de wireline, que pudieron haber sido bajadas por
debajo
del fondo de la sarta de tuberia de completación.
Beneficio del diseño.
ID Biselado, Es de gran ayuda para recuperar
Herramientas de wireline que estan por debajo de la
sarta.
Junta de Seguridad Herramienta que permite la liberación de la sarta
Aplicación Parte componente del arreglo de producción
Prueba. Es instalado por debajo del packer superior
Característica Herramienta provista de pines para liberación
Beneficio Permite la liberación de la sarta con Tensión en caso
de aprisionamiento.
Junta de expansión Giratoria Junta telescópica de longitud variable concéntrica
giratoria (Swivel)
Aplicación En corridas (bajado) arreglo finales dobles de
producción
Característica Diámetro y longitud variables
Beneficio Permite compensar diferencia de alturas cuando se baja
2 sartas paralelas
Junta de expansión Junta telescópica concéntrica que permite movimiento
vertical de la sarta
Aplicación
Utilizado en sarta de terminación y prueba de pozos.
Característica
Diámetro y longitud variable
Beneficio
Permite el movimiento vertical de la sarta
Junta Giratoria Junta giratoria tipo swivel.
Aplicación
Todo tipo de sarta de producción
Característica
Variedad de diámetros y grado
Beneficio
Permite realizar uniones con restricciones de rotación en
superficie.
Combination Coupling
Crossover BxB, de diametro interno adecuado.
Aplicación
Sartas de producción.(..)
Característica
Variedad de diámetros y longitud pequeñas.
Beneficio
Permite realizar conexiones en la sarta
Flow sub (Nipple de Flujo)
Pieza tubería ranurada (perforada) que permite la entrada de fluido del
reservorio a la sarta producción
Aplicación
Pruebas de pozos TCP, arreglos de producción con cañones
descartables
Característica
Tubo ranurado de diferentes diámetros de longitud pequeña
Beneficio
Permite la entrada del fluido del reservorio a la tubería de producción.
Straight Slot No Go Locator
Localizador del tope del packer
(deslizamiento)
Aplicación
Sartas de producción
Característica
Diámetro > al diámetro del
sealbore del packer.
Beneficio
Permite conocer que longitud de
los sellos han sido
Enchufados en el sealbore del
packer.
Catcher Sub Niple que retiene la bola de asentamiento.
Aplicación
Retener la bola de asentamiento del packer
Característica
Niple con perfil para que no pase la bola
Beneficio
Permite retener la bola de asentamiento del packer
después que el mismo fue anclado y el asiento de
la bola roto.
Nipple de extensión Niple de extensión entre sellos para optimizar las
dimensiones del ensamble de sello.
Aplicación Utilizado para espaciar el ensamblaje de sellos
Característica Tubo liso de longitud y diámetro variable
Beneficio Es utilizado entre sellos para optimizar las dimensiones
del ensamblaje de los mismos.
Seal Bore extension
Pieza de tubería de diámetro interno pulido
Aplicación
En packers de sartas de producción
Característica
Diferentes diámetro y longitud.
Beneficio
Receptor del conjunto de sellos, entre ambos realizan
sello hermético aislando la tubería del E.A.
Millout Extension
Pieza tubular lisa
Aplicación
Parte del arreglo final de producción ubicada por
debajo del packer
Característica
Diámetro y longitud variable
Beneficio
Permite fresar y enganchar packer en un solo viaje.
Crossover
Adaptador de cruce de rosca y diámetro
Aplicación
Sartas de terminación (Pruebas, TCP- DST etc)
Característica
Variedad de diámetro y tamaño.
Beneficio
Permite efectuar combinaciones de rosca y diámetro
En la sarta
Mule shoe guide
Pata de mula
Aplicación
Guia de la sarta
Característica
Tubo de corte transversal.
Beneficio
Permite guiar la sarta de producción en la cañería
Mechanical gun release Herramienta que permite la liberación de la sarta TCP.
Aplicación:
En arreglos finales de producción con cañones descartables
Característica
Liberación mecánica ó automática. Si es mecánica para liberarla
se debe utilizar slickline ó CT. Beneficio
Libera los cañones de la sarta de producción haciendo que los
mismos caigan al fondo del pozo, permitiendo flujo pleno del pozo.
Safety Spacer
Son cañones sin cargas.
Aplicación
En arreglos TCP
Característica
Cañones sin cargas de diferentes diámetro y longitud.
Beneficio
Permiten separar los cañones de la cabeza de disparo
Herramientas utilizadas durante el baleo TCP
Mechanical Firing Head Mecanismo que actúa mecánicamente al ser accionado
por un golpe de jabalina
Aplicación
Baleos del tipo TCP
Característica
Actuador mecánico que con golpe acciona el percutor
Beneficio
Permite bajar los cañones y la sarta de producción ó prueba
y efectuar pruebas de hermeticidad de las mismas sin riesgo
de detonación de los cañones.
Firing Head Adapter Cross-over con mecha (primacord)
Aplicación
Baleos TCP
Característica
Cross-over con mecha (hilo de pólvora)
Beneficio
Permite unir la cabeza de disparo con la sarta de cañones
Bull Plug
Tapón ciego
Aplicación
Se coloca al final de la sarta de producción
Característica
Tapón ciego (diferente diámetro)
Beneficio
Cerrar la punta de la sarta y servir como guía
de la misma en el OH.
Tapón Mecanico EZ Drill 7”
Sirve para Aislamiento de zonas.
Se baja con slickline y herramienta.
Con GR-CCl
Su mecanismo de anclaje funciona activando un
Explosivo de carga lenta, este desplaza el fluido
de una cámara moviendo un pistón que acciona
el mecanismo de anclaje.
Caracteristicas
Parte integral del ensamblaje del
packer para completaciones
Beneficios:
Control de fluidos después del
empaque de grava.
Posee una manga que la protege
de roturas prematuras.
Ceramic Flapper Están diseñadas para controlar la perdida de fluidos después del
empaque de grava. La válvula que es de forma de una chapaleta, Se
cierra inmediatamente sale el conjunto de waspipe.
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