tema2 herramientas de terminacion

Herramientas de completacion UDABOL

CAPITULO I

INTRODUCCION

1.1. IntroducciónLas tareas de competición en más de una formación, se conocen como

terminaciones múltiples. Las ventajas de las terminaciones múltiples incluyen una

más alta velocidad de drenado del yacimiento a menor costo y tiempo más

reducido de exposición a contaminación. Los ingenieros han diseñado muchos

tipos de terminaciones de pozo. Estas pueden ser tan simples como producir

directamente a través de pozo abierto, o tan complicadas como resultan las

terminaciones múltiples a grandes profundidades submarinas. Algunos tipos de

terminaciones resultan excelentes en algunas áreas y por demás inadecuadas en

otras. Hoy en día, las terminaciones no son tan sencillas, y deben comprenderse

en profundidad para poder planificar cualquier trabajo de reparación. Un buen

trabajo de terminación debe respetar todas las regulaciones gubernamentales y

XVI presentar la menor cantidad de restricciones posible al fluido producido, ser

económico, libre de problemas y requerir el mínimo trabajo de

reacondicionamiento posible durante de la vida útil de la zona productora.

1.2. Concepto

Se entiende por completación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo

después de la perforación o durante la reparación. Las operaciones de

completación del pozo consisten en el trabajo que se realiza para establecer la

producción de un pozo después de asentar el revestimiento de producción, de

cementarlo y de probarlo con presión. Las operaciones de reacondicionamiento

consisten en el trabajo realizado en los pozos después de la completación inicial,

con el fin de mantener o restaurar la productividad de un pozo.

diplomado en producción petrolera 1


1.3. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

1.3.1. Objetivo General

Analizar los diferentes tipos, criterios para la implementación, diseños

y procedimientos operacionales de completacion, tomando en cuenta

que existen diferentes herramientas que pueden mejorar la

producción de pozos de diferentes Campos.

1.3.2 Objetivos Específicos

Conocer el uso y funcionamiento de las empacaduras recuperables y

permanentes que se utilizan en pozos petroleros.

Determinar que tipos de empacaduras y tapones se usan con mayor

frecuencia en la completación de pozos petroleros.

Conocer cuales son los principios de aplicación para el uso de

empacaduras y tapones en pozos petroleros.



CAPITULO II

2.1. Características

2.1.1 Limitación del revestimiento.- A menos ID menor producción.

2.1.2 Completamiento múltiple.- Es factible.

2.1.3 Control de Producción de arena y sólidos.- Es el sistema que mejor maneja los

sólidos.

2.1.4 Control de producción.- Excelente, pruebas de pozo, de producción y temperatura.

2.1.5 Densidad.- Se entiende por el producto del peso por unidad de volumen de

una sustancia.

2.1.6 Gradiente de presión.- Es la presión ejercida por un fluido por cada pie de

peso de fluido.

2.1.7 Gravedad específica.- Es la relación de la densidad o peso específico de

un fluido, para la densidad de un fluido estándar.

2.1.8 Viscosidad.- Es una medida de la resistencia interna que tienen los

líquidos y gases para fluir libremente dentro de una tubería.



3



2.2. VENTAJAS Y DESVENTAJAS

2.2.1. Ventajas

- Se puede controlar las altas presiones

- Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas

- Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales

- Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de arena

- Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma.

- poder realizar diferentes operaciones sin parar la producción.

2.2.2 Desventajas - Su mayor desventaja se debe a que como deben ser liberadas por rotación de la tubería, si hay asentamiento de partículas sólidas sobre el tope de la empacadura se hace imposible realizar cualquier trabajo de rotación,

- Se requiere una fuente de gas de alta presión

- No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro

- No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinas.

- Su diseño es laborioso

- Aplicable a pozos de hasta + 10.000 pies

- Costo económico considerable



2.3. Aplicación

Se aplica a todo tipo de pozo en la completación es decir diferenciando entre

completaciones para pozos horizontales y completaciones para pozos verticale.

CAPITULO lll

3.1. SARTA DE PRODUCCIÓN O EDUCTOR

Estas constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde

arreglos sencillos hasta arreglos muy complicados. Su objetivo primordial es

conducir los fluidos desde la boca de las perforaciones hasta la superficie. Los

Grados API para tubería mayormente empleados son: J-55, C-75, C-95 y P-105.

Los grados C-75 y C-95 son diseñados para soportar ambientes ácidos, son más

resistentes y costosos que el J-55, este último presenta un buen comportamiento

en ambientes básicos. Existen dos tipos de conexiones, para tuberías de

producción, abaladas por la American Petroleum Institute (API). La conexión API

"NU" (NOT-UPSET), que consta de una rosca de 10 vueltas, siendo la conexión

menos fuerte que la tubería. La conexión de tubería "EUE" (EXTERNAL UPSET),

dicha conexión posee mayor resistencia que el cuerpo de la tubería y es ideal para

los servicios de alta presión.

3.2. EMPACADURA DE PRODUCCIÓN.

Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la

tubería eductora y el revestimiento de producción, a fin de evitar el movimiento

vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba.

Estas empacaduras son utilizadas bajo las siguientes condiciones:



a. Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de

alta producción o presiones de inyección.

b. Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.

c. Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones

múltiples.

d. En instalaciones de levantamiento artificial por gas.

e. Para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el empleo

de un fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la tubería

eductora y el revestimiento de producción.

3.2.1. MECANISMO BÁSICO.

Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseñada, dos

cosas deben suceder: primero un cono debe ser empujado hacia las cuñas a fin

de que ellas se peguen a la pared del revestidor y segundo el elemento de

empaque (gomas) debe ser comprimido y efectuar un sello contra la pared del

revestidor. Sus componentes básicos son:

a. Tabla 1-2. Tipo de Elementos Sellantes.

b. Elementos sellantes: Estos elementos son normalmente construidos de un

producto de goma de nitrilo y se usan en aplicaciones tales como:

instalaciones térmicas, pozos cretácicos y pozos productores de gas seco.

Se ha comprobado que los sellos de goma de nitrilo son superiores cuando

se utilizan en rangos de temperaturas normales a medias. Cuando se



asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime de manera tal

que forma un sello contra la pared de la tubería de revestimiento. Durante

esta compresión, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la

empacadura y la pared de la tubería. Esta expansión junto con la

maleabilidad del mencionado elemento ayudan a que estos vuelvan a su

forma original al ser eliminada la compresión sobre la empacadura. Algunas

empacaduras incluyen resortes de acero retráctiles moldeados dentro del

elemento sellante para resistir la expansión y ayudar en la retracción

cuando se desasiente la empacadura. Existen cuatro tipos de elementos

sellantes que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano, duro y

especiales. (I, II, III y IV, respectivamente).

c. Cuñas: Las cuñas existen en una gran variedad de formas. Es deseable

que posean un área superficial adecuada para mantener la empacadura en

posición, bajo los diferenciales de presión previstos a través de esta. Las

cuñas deben ser reemplazadas si ya se han utilizado una vez en el pozo.

d. Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo más

simple de asentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en "J" y

pasador de cizallamiento que requiere solamente una ligera rotación de la

tubería de producción al nivel de la empacadura para el asentamiento y

puede, generalmente, ser desasentada por un simple levantamiento sobre

la empacadura. Este procedimiento es aplicable a las empacaduras

recuperables.

e. Dispositivos de fricción: Los elementos de fricción son una parte esencial

de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para

recuperarlas. Pueden ser flejes, en resortes o bloque de fricción, y si están

diseñados apropiadamente, cada uno de estos proporciona la fuerza

necesaria para asentar la empacadura.

f. Anclas hidráulicas: Las anclas hidráulicas o sostenedores hidráulicos

proporcionan un método confiable para prevenir el movimiento que tiende a



producirse al presentarse una fuerza en la dirección opuesta de las cuñas

principales.

CAPITULO lV

Empacaduras.

4.1. TIPOS DE EMPACADURAS.

Los diferentes tipos de empacaduras pueden ser agrupados en clases principales;

luego se pueden subdividir de acuerdo a métodos de asentamientos, dirección de

la presión a través de la empacadura y número de orificios a través de la

empacadura. De esta forma se tienen: Recuperables, Permanentes, Permanentes-

Recuperables.

Existen alrededor de 10 fabricantes de empacaduras, sin embargo, en la industria

petrolera nacional las más utilizadas son de las marcas, Baker, Otis, Camco, en

diámetros de 4 ½, 5½, 7 y 9 5/8 pulgadas.

4.1.1. Empacaduras Recuperables.

Son aquellas que se bajan con la tubería de producción o tubería de perforación y

se pueden asentar: por compresión, mecánicamente e hidráulicamente. Después

de asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubería. Las

empacaduras recuperables son parte integral de la sarta de producción, por lo

tanto, al sacar la tubería es necesario sacar la empacadura.

Las empacaduras recuperables se pueden clasificar tomando en cuenta la

dirección del diferencial de presión en:

4.1.1.1. Empacaduras de Compresión.

Empacaduras de recuperables compresión: Una empacadura de

compresión se asienta aplicando el peso de la tubería de producción sobre

la empacadura y se recupera tensionando. Por estas razones, no se



desasienta aplicando una fuerza hacia abajo, bien aplicando peso de la

tubería de producción (compresión) o bien aplicando presión por el espacio

anular sobre la empacadura. Sus características particulares las hacen

apropiadas para resistir diferenciales de presión hacia abajo. Son

principalmente utilizadas en pozos verticales, relativamente someros y de

baja presión. Pueden soportar presiones diferenciales desde abajo si se les

incorpora un anclaje hidráulico de fondo dentro del ensamblaje de la

empacadura.

4.1.1.2. Empacaduras de Tensión.

Empacaduras recuperables de tensión: Estas empacaduras se asientan

rotando la tubería de producción ¼ de vuelta a la izquierda y luego

tensionando. Para recuperarla, se deja caer peso de la tubería de manera

tal de compensar la tensión y luego se rota la tubería a la derecha ¼ de

vuelta, de manera que las cuñas vuelvan a su posición original. Se usan en

pozos someros y donde se anticipen presiones diferenciales moderadas

desde abajo. Las presiones desde abajo solo sirven para incrementar la

fuerza de asentamiento sobre la empacadura. Son usadas preferiblemente

en pozos de inyección de agua y en pozos someros, donde el peso de la

tubería de producción no es suficiente para comprimir el elemento sellante

de una empacadura de asentamiento por peso o empacadura a

compresión.

4.1.1.3. Empacaduras recuperables de compresión – tensión: Estas

empacaduras se asientan por rotación de la tubería más peso o con

rotación solamente. No se desasientan por presiones aplicadas en cualquier

dirección, por lo tanto pueden soportar un diferencial de presión desde

arriba o desde abajo. Para recuperarlas, solamente se requiere rotación de

la tubería de producción hacia la derecha. Cuando se usan en pozos de



bombeo mecánico se dejan en tensión y actúan como anclas de tubería.

Cuando se utilizan en pozos de inyección de agua permiten mantener la

tubería de producción en peso neutro, lo que elimina la posibilidad de que

se desasienten debido a la elongación de la tubería o por contracción de la

misma. Su mayor desventaja se debe a que como deben ser liberadas por

rotación de la tubería, si hay asentamiento de partículas sólidas sobre el

tope de la empacadura se hace imposible realizar cualquier trabajo de

rotación, sin embargo, eso se soluciona usando un fluido libre de partículas

sólidas como fluido de empacadura.

Empacaduras recuperables sencillas y duales de asentamiento hidráulico: El asentamiento de las empacaduras

sencillas se realiza cuando existe un diferencial de presión entre

la tubería de producción y la tubería de revestimiento. La principal

ventaja de las empacaduras recuperables con asentamiento

hidráulico, es que la tubería eductora puede ser corrida en el

pozo y el cabezal de producción instalado antes del asentamiento

de la empacadura. Estas empacaduras son particularmente

apropiadas en pozos altamente desviados donde la manipulación

de la tubería de producción puede presentar dificultades. Las

empacaduras duales se utilizan en completaciones múltiples

cuando se requiere producir una o más arenas.

4.1.1.4. Empacaduras Permanentes.

Estas se pueden correr con la tubería de producción o se pueden colocar

con equipos de guaya fina. En este último caso, se toman como referencia

los cuellos registrados en el perfil de cementación para obtener un

asentamiento preciso. En caso de formaciones con temperatura de fondo

alta (400ºF-450ºF), el método más seguro de asentamiento consiste en



utilizar un asentador hidráulico bajado junto con la tubería de producción.

Una vez asentada la empacadura, se desasienta el asentador hidráulico y

se saca la tubería junto con la tubería de producción. Las empacaduras

permanentes se pueden considerar como una parte integrante de la tubería

de revestimiento, ya que la tubería de producción se puede sacar y dejar la

empacadura permanente asentada en el revestidor. Usualmente para

destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se denomina

empacadura perforable.

Fig. 1-7. Empacaduras Permanentes.

4.2. Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes.

Las unidades sellantes que se corren con la tubería de producción, se empacan

en el orificio de la empacadura permanente Tabla 1-3. Adicionalmente existen los

niples sellantes con ancla. Este último arreglo permite que la tubería de

producción sea colgada bajo tensión.

Tabla 1-3. Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes.



4.3. SELECCIÓN DE EMPACADURAS.

Para la selección de empacaduras es necesario considerar diversos factores tanto

técnicos como económicos. Generalmente, se escoge la empacadura menos

costosa que puede realizar las funciones para la cual se selecciona. Sin embargo,

el costo inicial de la empacadura no debe ser el único criterio de selección. Es

necesario tomar en cuenta los requerimientos presentes y futuros de los pozos

para la selección de la empacadura, por ejemplo, las empacaduras más

económicas son generalmente las de compresión y las de tensión. Las

empacaduras hidráulicas suelen ser las más costosas. Es necesario tomar en

cuenta facilidades de reparación y disponibilidad. Las empacaduras con sistemas

complejos para el asentamiento y desasentamiento deben evitarse, así por

ejemplo, las empacaduras recuperables que se liberan con simple tensión son

deseables en muchos casos.

La selección de una empacadura para un trabajo en particular, debe basarse en el

conocimiento de las diferentes clases de empacaduras. Sin embargo, para hacer

una selección preliminar es necesario recabar la siguiente información y verificar

que la empacadura seleccionada cumpla con cada uno de los siguientes aspectos:

a. Tipo de empacadura (Recuperable, Permanentes, Permanentes –

Recuperables).

b. Tipo de completación.

c. Dirección de la presión.

d. Procedimiento de asentamiento de la empacadura.

e. Procedimiento de desasentamiento de la empacadura.



La selección final de la empacadura se basará en un balance entre los beneficios

mecánicos y las ganancias económicas, resultando preponderante de dicho

balance lo que genere mayor seguridad para el pozo.

4.4. NIPLES

existen dos tipos de niples: selectivos y no selectivos

4.4.1. Selectivos: Es un dispositivo tubular conectado a la tubería de producción

que se coloca a una determinada profundidad. Internamente son diseñadas para

controlar la producción en la tubería Básicamente existen dos tipos de niples los

cuales son selectivos y no selectivos



4.4.2. No Selectivos: Niple de Asiento Selectivo: Su principio de funcionamiento

está basado en el conjunto de cerraduras que hacen juego con las llaves colocado

en un mandril de cierre. Pueden ser colocados más de uno en una corrida de

tubería de producción, siempre que tengan la misma dimensión interna .

Se utiliza para Taponar el pozo hacia arriba, hacia abajo o en ambas direcciones.

Probar la tubería de producción. Colocar válvula de seguridad, reguladores de

fondo, herramientas de medición es un receptor para dispositivos de cierre. Su

principio de funcionamiento es tener una disminución de diámetro llamado no pasa

(NOGO), para localizar los dispositivos de cierres; por lo tanto, el diámetro exterior

del dispositivo deberá ser ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño

.En el mercado, existen multiples marcas disponibles, entre ellas las OTIS, con

sus modelos X, XN ,R y RN.



4.5. Mangas: Son dispositivos compuestos por una manga interior, la cual debe

abrirse o cerrarse por métodos de guaya, para permitir la comunicación o

separación de los fluidos hacia la tubería. Estas permiten, traer pozos a

producción, matar pozos, lavar arenas y la producción de pozos de múltiples

zonas .Las mangas pueden ser utilizadas como.

MANGAS DE CIRCULACIÓN, MANGAS DE PRODUCCIÓN



4.5.1. Mangas de Circulación:

Son dispositivos que se colocan sobre la primera empaca dura. Se inyecta a

través del anular un fluido liviano que permita desplazar el fluido de completación y

aligerar la columna de fluido existente en el pozo para crear un diferencial

suficiente en el fondo del pozo y traerlo a producción. Se coloca en la tubería de

menor diámetro y en caso de no tener mandriles de gas-lift se pueden usar para la

inyección de gas

4.5.2. Mangas de Producción

Se colocan unos pies por debajo o por encima del horizonte productor pero nunca

frente, con el propósito de evitar que los fluidos lleguen directamente a la manga

de producción ocasionando flujo turbulento en la cara de la manga y como

consecuencia una posible obstrucción al paso de fluidos.

4.6. Mandriles de Gas-Lift (LAG):



Estos forman parte de la tubería de producción y en ellos se instalan las válvulas

que servirán para realizar el levantamiento artificial por Camisa gas a las

profundidades requeridas admitiendo el gas en la tubería .Junta de Expansión: Es

una herramienta que esta compuesta básicamente de dos componentes

principales que son el cuerpo o camisa y el mandril deslizante. Niple Junta de

Madril de LAG Expansión

4.6.1.Junta de Erosión:



Son fabricados en longitud de 10, 20 y 30 pies .Estas son corridas con la tubería

de producción y ubicadas frente a intervalo perforado. Ofrecen una protección

adicional contra la erosión por el efecto de flujo de las perforaciones de

producción. On-OFF Tool: Es una herramienta que permite el acople y desacople

de Ia tubería de producción sin comprometer Ia característica de Ia sarta de

completación esto permite desconectar a tubería sin desasentar Ia empacadura.

4.6.2. Tapón Expulsable por Bombeo



Es utilizado en las completaciones donde se utilizan empacaduras de

asentamiento hidráulico, asi como también con las empacaduras mecánicas

donde sea necesario probar Ia sarta de completación .Usos Para taponear

provisionalmente las sartas de completación o tubería .Permitiendo probar Ia

misma y/o asentamiento de la(s) empacadurashidráulicas.Medidas2—3/8” 2—7/8”,

3—1/2”, 4—1/2”, segun requerimientos del cliente.

4.7. Guía de reentrada de guaya fina

Compone la parte baja de la tubería de ,se utiliza para el reingreso seguro de las

herramientas de líneas de acero del casing hacia interior de la tubería de

producción Esta diseñada con una guía biselada y de diámetro interno amplio

W.E.G

CAPITULO V

HERRAMIENTAS DE COMPLETACION

5.1. Equipos adicionales para la producción

Definición.- son aquellos que se bajan con guaya y se instalan a la tubería

de producción; los cuales permiten llevar a cabo trabajos de mantenimiento

sub-superficial, sin tener que parar el pozo o sacar la tubería de producción.

También proporcionan facilidades para instalar equipos de seguridad en el

subsuelo.

El objetivo final de toda completación de un pozo consiste en producir los fluidos

desde el yacimiento y transportarlos hasta la superficie en forma segura, eficiente

y económica.



La integridad de una completación depende de que se haya realizado un buen

trabajo de cementación ya que, de lo contrario, es probable que surjan

inconvenientes desde un principio. Es evidente que el diseño de la completación

deberá estar de acuerdo con el tipo de yacimiento, el mecanismo de drenaje, las

propiedades del fluido, la configuración del pozo y cualquier otra complicación que

pudiera existir, como por ejemplo la producción de arena o el depósito de

parafinas.

Los trabajos con equipos de producción se realizan con guaya fina, la cual permite

lo siguiente:

5.1.1. Taponar la tubería de producción para:

Reparar o reemplazar el cabezal de producción

Probar fugas en la tubería de producción

Hacer producción selectiva, a través de una camisa deslizante.

Permitir la bajada de un cañon en un pozo de alta presión.

5.1.2. Circular el pozo sobre la empacadura para: Matr el pozo, desplazando el fluido contenido en la tubería de

producción por otro de mayor densidad.

5.1.3. Colocar válvulas de seguridad subsuperficiales.5.1.4. Colocar equipo especiales, tales como:

Estranguladores de fondo.

Reguladores de fondo.

Válvulas de levantamiento artificial por gas.

5.2. Tapones recuperadores de eductor.



Definición.- son empleados para taponar la tubería de producción y tener la

posibilidad de realizar así trabajos de mantenimiento y recuperación sub-

superficial.

Existen tres tipos básicos de tapones

recuperables, los cuales son

asentados en niples o en tuberías de

producción o eductor y recibir así

presión por encima, por debajo o en

ambas direcciones, bajo condiciones

de operación.

Los tapones ¨X¨, ¨XN¨, ¨H¨ están

diseñados para bloquear una presión

superior e inferior, el cual es colocado

con un equipo de Wire Line.

Cada perfil de tapones están

diseñados para ser asentados en

niples que tengan el mismo perfil que

tenga el tapón



5.2.1. El tapon tipo ¨E¨.- Es asentado

en un niple de asiento ¨E¨.

Su funcionamiento operativo es

taponar, y aislar arenas productoras

de otras.

5.2.2. El tapón ¨X¨.- también puede

ser usado en las camisas de

circulación de tipo ¨X¨ para detectar

cualquier juga que pueda existir en la

camisa

5.3. Válvulas de seguridad.-

5.3.1 Válvulas de seguridad de control superficial

Se llaman también válvulas de tipo

hidráulica y cumplen la función de

cortar el flujo una vez recibida una

señal automática o manual desde la

superficie.

El método de control puede definir,

pero el principio consiste en aplicarle

presión desde fuente ubicada en la

superficie, para mantener la válvula

abierta; debe mantenerse una presión

de 4000 psi a través de la línea de

control para que esté completamente

abierta.



5.3.2. Válvulas de seguridad de control sub-superficial.-

son aquellas que su función de

cierre del flujo cuando existe una

variación en las condiciones de

fondo, sin que se requiera ninguna

fuente emisora de señal en la

superficie.

Existen dos tipos de válvulas:

Válvula de seguridad operada por presión

Válvula de seguridad diferencial

5.4. Definiciones de términos y variablesDefinimos en este apartado alguno de los términos y variables que se utilizarán en

esta nota técnica.

5.4.1. Válvula de seguridad: Ese dispositivo empleado para evacuar el caudal de fluido necesario de tal

forma que no se sobrepase la presión de timbre del elemento protegido.

5.4.2. Presión de tarado: Es la presión a la cual abre la válvula.



5.4.3. Sobrepresión: Es el incremento de presión que se produce por encima de la presión de

tarado estando la válvula completamente abierta.

5.4.4. Presión de cierre: Es aquella presión a la cual se cierra la válvula una vez desaparecida la

causa que motivó su apertura.

5.4.5. Escape: Es la diferencia existente entre la presión de tarado y la de cierre.

5.4.6. Presión de precinto: Es la presión a la que están tarados los elementos de seguridad que

protegen el aparato o sistema.

También se denomina "timbre" cuando se refiere a la presión máxima de

servicio y es la que limita el propio sistema de seguridad.

5.4.7. Presión de servicio: Es la presión normal de trabajo del aparato o sistema a la temperatura de

servicio.

5.4.8. Presión máxima de servicio: Es la presión más alta que se puede dar en el aparato o sistema en

condiciones extremas de funcionamiento del proceso. Es el máximo valor

efectivo de tarado de la válvula de seguridad.

5.4.9. Temperatura de diseño:



Es el valor de la temperatura que se toma para el cálculo del espesor del

aparato en condiciones severas de funcionamiento.

5.4.10. Temperatura de servicio: Es el valor de la temperatura alcanzada en el interior del aparato o sistema

en condiciones normales de funcionamiento a la presión de servicio.

5.4.11. Temperatura máxima de servicio: Es el máximo valor de la temperatura que se estima puede producirse en el

interior del aparato o sistema en condiciones extremas de funcionamiento.

5.4.12. Temperatura mínima de servicio: Es el mínimo valor de la temperatura que se estima pueda producirse en el

interior de Las NTP son guías de buenas prácticas. Sus indicaciones no son

obligatorias salvo que estén recogidas en una disposición normativa

vigente. A efectos de valorar la pertinencia de las recomendaciones

contenidas en una NTP concreta es conveniente tener en cuenta su fecha

de edición.

5.5. Tipos de válvulas

5.5.1. Según su elevació

5.5.1.1. Válvulas de seguridad de apertura instantánea:Cuando se supera la presión de tarado la válvula abre repentina y

totalmente.

5.5.1.2. Válvulas de alivio de presión:Cuando se supera la presión de tarado, la válvula abre

proporcionalmente al aumento de presión.



5.5.2. Según su actuación

5.5.2.1. Válvulas de actuación directa:Son válvulas cargadas axialmente, que al alcanzar la presión de tarado

abren automáticamente debido a la acción del fluido a presión sobre el

cierre de la válvula.

5.5.2.2. Válvulas de actuación indirecta:Son válvulas accionadas por piloto. Deben actuar debidamente sin

ayuda de ninguna fuente exterior de energía.

5.5.3. Según su agrupación

5.5.3.1. Válvulas de seguridad sencilla:Son las que alojan en su cuerpo a un solo asiento de válvula.

5.5.3.2. Válvulas de seguridad dobles o múltiples:Son las que alojan en su cuerpo dos o más asientos de válvulas.

5.5.4. Según su conexión

5.5.4.1. Embridadas.

5.5.4.2. Roscadas.

5.5.4.3. Soldadas.



5.6. ElementosAlgunos de los elementos más importantes presentes en las válvulas de seguridad

se representan en la figura siguiente.

5.7. CABEZAL DEL POZO (ÁRBOL DE NAVIDAD)

Aunque no es propiamente o especificamnete una herramienta de completacion ni

consta en los diagramas de completacion de los pozos, y además es dejando

armado por el personal de perforación luego de terminar la perforación y revestir el

hueco, se lo ha incluido en esta categoría porque en la practica lo ultimo que se

hace luego de armar y bajar la completacion definitiva del pozo, es dejar armado el

árbol de navidad de la misma manera que se lo encontró antes de intervenir en el con algún

trabajo de pruebas o reacondicionamiento.



CABEZAL DEL POZO (ÁRBOL DE NAVIDAD

El árbol, junto con el BOP, constituyen las herramientas de mayor seguridad colocadas en el

pozo. Mientras las seguridades del BOP son temporales, durante los trabajos que se ejecuten

en el pozo; las del árbol de navidad son permanentes durante la vida productiva del mismo. Sus

sistemas de válvulas tanto para la tubería de producción como para el espacio anular, permiten



controlar el flujo del pozo y son útiles para la circulación y matado del pozo previos a las

operaciones de reacondicionamiento.

El cabezal del pozo es el lugar donde las hileras concéntricas de casing y tubing

llegan a la superficie. Constituye una colección de válvulas, colgadores y

elementos empacadores. Todo el equipo que lo conforma sirve como un m e d i o

d e :

a. Controlar y dirigir la entrada y salida de los fluidos (gases y líquidos) bajo las

condiciones de presión de las varias sartas de tubería principalmente con el uso

de válvulas.

b. Suspender la tubería de producción (tubing) y la parte libre de la tubería de

revestimiento (casing) mediante colgadores en las secciones apropiadas del

cabezal.

c. Sellar un espacio anular (entre tuberías) de otro.

d. Servir como base para la instalación de las válvulas de seguridad válvulas con

fines especiales usadas para permitir el cierre de cualquier presión mientras se

esta trabajando en el pozo. La configuración y especificaciones del árbol de

navidad dependen de las Compañías proveedoras.

Básicamente comprende tres secciones:

La sección “A” es la más inferior y a ella pertenece parte del casing superficial y

es donde va sujeta la tubería de revestimiento del hueco (casing).



La sección “B” es la parte intermedia y es donde va sujeta la tubería de

producción (tubing) al dejar finalizada la completación del pozo, y es también

donde están ubicadas las válvulas del espacio anular.

La sección “C” es la más superior y es propiamente la que se llama árbol de

navidad, nombre que se ha generalizado para designar a todo el cabezal o

complemento de las tres secciones. En esta parte “C” se encuentra la válvula

master del pozo con la que se lo puede abrir o cerrar y las válvulas laterales de

producción.

Está diseñado con un mandril que se estira y encoge dentro de un niple o cilindro,

este mecanismo le permite compensar la expansión y contracción de la tubería

causada por el peso de la misma o por cambios de temperatura en las

operaciones, donde normalmente existe calor. Su uso es recomendable con

empacaduras que no tienen una unión de expansión como parte integral de su

diseño, o en completaciones de levantamiento artificial, donde la tubería está

sometida a mayor actividad por el mecanismo de los sistemas. Petroproducción

utiliza el modelo "D" Baker, normalmente sobre la camisa de circulación y solo

con tubería de 3 1/2 pulgadas D. E. Cuando se lo usa en la completación de un

pozo, antes de asentar las empacaduras, debe levantarse la tubería para extender

completamente el tubo de expansión y lograr la máxima prolongación, si el

espacio bajo la plataforma de la torre lo permite puesto que se levanta con la parte

"C" del cabezal del pozo.

Luego de asentar las empacaduras, la expansión y contracción de la tubería es

entonces compensada mediante el movimiento del niple sobre el mandril, y la

sección "C" del cabezal regresa a su lugar donde es asegurada. Para la

herramienta mencionada está estipulada una expansión máxima de nueve pies,

pero otras longitudes pueden ser utilizadas de acuerdo al requerimiento. El niple

es un tubo de paredes relativamente delgadas por eso hay que evitar apretarlo



demasiado cuando un torque alto es usado para a justar o liberar una rosca del

tubo de expansión.

5.8.STANDING VALVE (EQUALIZING CHECK VALVE) Su nombre inglés se ha generalizado en nuestro medio. Es un accesorio o válvula

de control de flujo diseñado en varios modelos y para ser asentada en el NO-G0

correspondiente ocasionando el sello requerido. El hecho de usar un NO-GO

modelo "R", por ejemplo, nos obliga a emplear un standing valve modelo "RB-2",

que es el apropiado para dicho NO-GO. Se lo representa en la figura 47. Para

determinados propósitos, el standing valve es también utilizado en una camisa

deslizable.

En estos casos, el modelo "FB-2" es el recomendado para una camisa modelo "L".

El standing valve tiene la propiedad de permitir que el _líquido fluya totalmente en

una sola dirección (hacia arriba), e impide el flujo en dirección opuesta, es decir,

hacia abajo. Esto hace que una formación productora fluya normalmente aun

estando colocado el standing valve en el NO-GQ el mismo que probablemente

pudo haber" sido utilizado como sello para impedir la circulación hacia abajo y

poder asentar las empacaduras hidráulicas aplicando presión desde la superficie.

Si bien es cierto que permite el flujo hacia arriba, no deja de ser una moderada

obstrucción para la producción porque en cierto modo se reduce el área

transversal de avance del fluido; por esta circunstancia, a veces se requiere

recuperar el standing valve, lo cual se logra con herramientas maniobradas con

cable de acero (puing tool). El Standing Valve puede asentarse en el NO-Go

utilizando los servicios de cable de acero (runnig tool); soltándole desde la

superficie para que pueda baje brevemente, hasta la profundidad del NO-GO, o la

tubería que pueda bajarse con el Standing Valve ya insertado en le NO-GO. Esta

última práctica no es muy recomendables por la resistencia que el fluido ejerce al

bajarla.



Tubería con el Standing puesto en el NO-GO. Lo recomendable para colocar un

Standing valve en el NO-GO sería el uso de cable de acero, con el inconveniente

del costo correspondiente. En la práctica, se ha preferido dejarlo caer libremente,

con riesgo de que al golpearse en el NO-GO, en su caída libre, puede sufrir algún

daño y no cumpla con la finalidad de sello, cosa que hasta la presente fecha no ha

ocurrido y de acuerdo a lo experimentado es difícil que pueda ocurrir.

5.9. TAPONES (BLANKING PLUGS)

Son accesorios de control de flujo, diseñados para ser instalados en NO-GO apropiados y

servir como sello con características propias.

Se asientan y recuperan mediante cable de acero con herramientas apropiadas,

pudiendo también ser lanzados en caída libre hasta su destino en el NO-GO, al



igual que un standing valve; pero a diferencia de éste, los tapones que se usan en

Petroproduccion para un NO-GO modelo "R" y que veremos a continuación, no

pueden ser bajados con la tubería, ya insertados en el NO-GO, porque no

permiten el paso del fluido hacia arriba. Vale indicar que varios modelos de

tapones que cumplan con las condiciones de un NO-GO "R", pueden ser

asentados en el mismo. Su elección depende de las características, necesidades,

beneficios, costos e implementaciones modernas que han hecho las compañías

fabricantes

CAPITULO VI

6.1. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1.1. CONCLUSIONES • Para llevar adelante las tareas de perforación, terminación y reparación de pozos

es necesario un conjunto de personas con diferentes grados de especialización:

ingenieros, geólogos, técnicos, obreros especializados y obreros; tienen

responsabilidades directas como programación, supervisión, operación y

mantenimiento, e indirectas, tales como las de las compañías proveedoras de

servicios técnicos, productos químicos y fluidos de perforación, unidades de

mezcla y bombeo de cemento u otros servicios de bombeo, unidades para correr

registros eléctricos y proveedores de servicios auxiliares como transporte de

equipo, materiales, cargas líquidas, personal, etc. El personal directo e indirecto

involucrado en la perforación de un pozo, cuando se trata de perforación en tierra

en pozos de desarrollo, asciende a una cantidad entre noventa y cien personas;

en la medida que aumente la complejidad del trabajo, como, por ejemplo, en los

pozos exploratorios profundos, pozos costa afuera, la cantidad de personal

requerido puede llegar a duplicarse.



• En cuanto a las operaciones de workover necesarias para adecuar a un pozo

productor a re inyector, hemos seguido la metodología que realiza el

Departamento de Perforación y reacondicionamientos de Petroproducción del

Distrito Amazónico. Se ha logrado tener una visión general de los trabajos que se

realizan para convertir pozos productores viejos en pozos re-inyectores; se

emplean los servicios de varias compañías especializadas, convirtiendo tales

trabajos en multidisciplinarios, lo que permite la ejecución de las operaciones con

alta fiabilidad y calidad.

• En lo referente al tema de la presente tesis, el objetivo fue proponer y explicar los

componentes de los equipos de bombeo de superficie y el diseño de la

completación para pozos re-inyectores. Pero, para poder cubrir el objetivo

especifico de la tesis, hemos tenido que establecer un estratagema que consintió

en delinear los pasos explicando cada tema con un soporte técnico - teórico y no

con un práctico-analítico.

• De la experiencia obtenida en los taladros de workover, en los trabajos de

cambio de completaciones para re inyección de agua en el Campo Paraíso, he

logrado precisar que “Todo proyecto en la industria petrolera tiene una secuencia

operativa que cumplirse. Dentro de la secuencia operativa se encuentran

establecidos una serie de operaciones se deben llevar a cabo. Cada operación

tiene un cronograma establecido y un costo aproximado. La demora o la dificultad

altera el programa general y dependiendo de la dificultad o complicación, los

ingenieros y los técnicos de las compañías contratistas, de inmediato ponen en

marcha un programa alterno para poder continuar con el proyecto”.

6.1.2. RECOMENDACIONES En el caso de decidir recompletar un pozo productor como reinyector de agua de

formación producida, se recomienda tomar en cuenta las siguientes

consideraciones para la selección del pozo más apto de entre los posibles

candidatos: Que sea un pozo que esté cerrado por poca producción de petróleo y



a la imposibilidad de incrementarla. Que sea un pozo que ofrezca buenas

propiedades petrofísicas en una o varias formaciones, con buenas porosidades y

permeabilidades para poder reinyectar grandes volúmenes de agua de formación.

Que sea un pozo en el cual no se pueda poner a producir ninguna otra arenisca

reservorio. Es recomendable en el caso de tener pozos productores cerrados,

recompletarlos para reinyectores en lugar de perforar nuevos pozos reinyectores,

debido a su menor costo y similares resultados que se han obtenido en otros

campos. Durante las operaciones de reacondicionamiento, cada operación debe

ser supervisada por un técnico de la compañía de servicios y también por un

representante técnico de la compañía operadora.

6.2. CITAS BIBLIOGRÁFICAS

1) CORRALES PALMA MARCO; Manual Didáctico.- Fundamentos Para La

Ingeniería del Levantamiento Artificial. 2006 ……………….

…………………………….…… 11

2) BAKER OIL TOOLS; PACKER SYSTEMS.-Sales Manual. 2005

………………. 17

3) BAKER OIL TOOLS; Manual de Cálculo y Empacaduras. 2006 …………..

…… 24


…... 49



5) DOUGLAS PATTON, L.D. Patton & Ascots; Production Packers

……………… 57

6) BAKER OIL TOOLS; Manual de Cálculo y Empacaduras. 2006

………………. 64


….. 66

8) BAKER OIL TOOLS; Workover Systems. 2006 ………………………….

……… 70

9) BAKER OIL TOOLS; Workover Systems.2006 ………………………….

………. 87

6.3. BIBLIOGRAFÍA.

Baker Oil Tools; Manual de Cálculo y Empacaduras.

Baker Oil Tools; Packer Systems.

Baker Oil Tools; Workover Systems.

Cléber H. Quiroga; Manual de Pruebas, Completación y

Reacondicionamiento de pozos petrolíferos.

Douglas Patton, L.D. Patton & Ascots; Production Packers.

Marco Corrales; Manual Didáctico.- Fundamentos Para La Ingeniería del

Levantamiento Artificial

BROWN, Ph.D. Petroleum Engineering Department University of Texas.

Heriot - Watt University - Production Technology II - Department Of

Petroleum Engineering.



ENGINEERING CONSULTANTS INTERNATIONAL TRAINING GROUP.

Brown, Kermit E.: The Technology of Artificial Lift Methods Volume 4.

Production Optimization of Oil and Gas Wells by Nodal* Systems

6.4. Páginas de internet

http://www.academia.edu/6498605/Terminacion_de_un_pozo_productor_1_

http://wwwelrinconpetrolero.blogspot.com/2010/10/presentaciones-powerpoint-

completacion.html

https://www.youtube.com/watch?v=LkvI-K2I6FE

https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish08/spr08/

terminaciones_inteligentes.pdf

ANEXOS


https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish08/spr08/terminaciones_inteligentes.pdf

https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish08/spr08/terminaciones_inteligentes.pdf

https://www.youtube.com/watch?v=LkvI-K2I6FE

http://wwwelrinconpetrolero.blogspot.com/2010/10/presentaciones-powerpoint-completacion.html

http://wwwelrinconpetrolero.blogspot.com/2010/10/presentaciones-powerpoint-completacion.html

http://www.academia.edu/6498605/Terminacion_de_un_pozo_productor_1_



FUENTE: HERIOT-WATT UNIVERSITY - PRODUCTION TECHNOLOGY III