06 Tipos de Completación

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Types of Completion

Note: This section does not include artificial lift examples. Artificial lift completions, by their nature, require special consideration of several detailed design factors. A description of artificial lift systems (including wellbore configuration examples) is covered in a later manual section/presentation sequence.

Completion designs vary greatly, and can be categorised in many ways. The underlying requirement is, as always, that the completion be safe, efficient and economical.

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Completación de Pozos de Petróleo y Gas

Tipos de Completación

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Completion Design Factors

Completion design processes has evolved as the complexity of components and the overall completion design has increased. However, the principal factors shown are considered “basic” and have a role to play in almost all completion design processes.

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Factores para el Diseño de la completación

Los principales factores para el diseño de la completación incluyen:

• Protección del revestidor– protección contra la erosión y la corrosión

• Posibilidad de remoción de la tubería de producción– Para el caso de reemplazo o de reparaciones

• Seguridad y Contingencias– Requerimiento de válvulas de seguridad y control del pozo

• Control de la Producción– Componentes que provean flexibilidad y opciones de control

de la producción (niples y perfiles de asentamiento, camisas corredizas, etc)

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Configuraciones básicas de producciónLa mayoría de las completaciones se basan en las siguientesconfiguraciones:

• Según la interfase con el yacimiento– Agujero Descubierto– Revestimiento de Producción – Liner de Producción– Pozo con empaque de grava

• Según el conducto de producción instalado– Tubería suspendida– Empacador básico – Empacador con cola debajo del mismo– Empacador con accesorios adicionales de seguridad y producción

Basic Production Configurations

This slide sequence almost describes the evolution of completion design. However, some of the more simple configurations may still be appropriate for some special applications (or locations)

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Características:

• El revestidor provee aislamiento entre las formaciones poco profundas

• No hay control de flujo ni aislamiento en el fondo

• La formación productora no está soportada

Producción en agujero descubierto

Open Hole

No protection against formation movement and minimal control of production (surface only). Wellbore tubulars (casing) exposed to production fluids.

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Producción por el revestimiento

Características:

• El revestidor provee aislamientoentre las formaciones pocoprofundas con potencial de efectuar trabajos de remediación para aislar secciones del intervalo perforado

• No existe control de flujo niaislamiento en el fondo del pozo

Cased Hole

Protection against formation movement and minimal control of production (surface only). Wellbore tubulars (casing) exposed to production fluids.

The perforated producing interval can enable remedial work (cement squeeze) to control excess water or gas production.

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Producción por “Liner”

Características:

• Similar a la producción por el revestidor pero con tubulares más pequeños y más cortos al frente del yacimiento

Liner Production

Protection against formation movement and minimal control of production (surface only). Wellbore tubulars (casing) exposed to production fluids.

Reduced cost associated with liner (less tubulars and smaller hole size)

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Pozo con Empaque de Grava

Características:

• Aplicación especial –requerimiento determinado por el tipo de formación

• Puede requerir operaciones especiales para su instalación (ensanchado debajo del revestidor anterior) durante la fase de construcción del pozo

Gravel Pack Completion

Special application determined by formation type/behaviour often, requiring greater complexity during the well construction phase.

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Gravel pack screens

Gravel pack screens may be standard wire wrapped of prepacked where the void behind the wire screen is packed with epoxy coated sand.

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Empaque con grava – Rejillas o Crivas

Tipos de Rejilla para el Empaque con Grava

Rejilla de alambre o Enmallada Rejilla Pre-Empacada con grava

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Completación Simple con Tubería

Características:

• Posibilidad de circular el pozo(para controlar flujo imprevisto o matar el pozo)

• Mejora el desempeño hidráulico

• Protección limitada del revestidor

Suspended Tubing

Provides partial protection for casing/liner string by providing a separate flow path. However, casing/liner remains exposed to production fluids.

Provides a circulating capability for well kill (and kick-off) purposes.

Reduced cross sectional area results in more efficient production of all production fluids, I.e., preventing liquid loading or water build-up.

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Completación Básica con Empacador

Características:

• Capacidad de circulación: (determinada por el diseño y asentamiento del empacador)

• Sarta de revestimiento protejida de los efectos de fluido y de la presión

Basic Packer Installation

Provides better protection for casing/liner string by providing a separate flow path and enabling a inhibited fluid to be placed in the annulus.

Provides a circulating capability for well kill (and kick-off) purposes, with the additional safety feature of the annulus containing kill fluid. In addition to safety issues, this also reduces the levels of stress to which the casing string is submitted.

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Completación con empacador y cola

Características:

• Flexibilidad adicional para control del flujo en fondo (uso de tapones, desviadores)

• Facilidad de instalarinstrumentos y registradoresen el fondo del pozo(medidores de P y T)

Packer with Tailpipe

Provides all advantages of the basic packer installation but enables downhole flow control (including plugging) and a facility for downhole gauges.

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Instalación mejorada del Empacador

Características:

• Flexibilidad mejorada para el control de la producción en el fondo del pozo(tapones arriba o abajo del empacador)

• Capacidad de circular el pozo independientemente del empacador

• Válvulas de seguridad en el subsuelo (SSSV)

Enhanced Packer Installation

Provides all advantages of the previous basic packer installations but enables greater flexibility in downhole flow control and circulation.

Safety components (SSSV) provide a higher safety factor (typically considered to be a minimum requirement).

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Ejemplos de Completación

Ejemplos de diseño de completación para:

• Completaciones en Zona simple• Completación de Múltiples Zonas• Completaciones con Liner• Completaciones Especiales

– Control de arenamiento– Inyección de inhibidor– Pozo inyector de agua– Completación Térmica– Reparación de revestidor (parche de liner)

Completion Examples

The following completion examples are provided to illustrate the range, or diversity, of applications under which an extensive selection of completion components can be used.

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Single Zone - Retrievable Packer

The majority of single zone completions are of a simple configuration, utilizing a retrievable packer conveyed and set by the production tubing. The completion shown is designed to facilitate installation and future workover operations.

Recovery/Function

Primary recovery

Frequency of Usage

Common

Operational Advantages

• Fully retrievable completion – no permanent components.

• Packer can be set with well flanged up –sliding sleeve allows circulation of kick-off or perforating fluids.

• Thru-tubing perforation possible where size permits.

• Tail-pipe facility for pressure and temperature gauges – located in no-go nipple below perforated spacer. This protects instruments from turbulence during high production rates.

Operational Disadvantages

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Zona Simple – Empacador Recuperable

Características:

• Opción de cola de tubería debajo del empacadorpara instalación de registradores de presión y de temperatura

• Completación 100% recuperable

• El empacador se puede asentar después de haber instalado el cabezal del pozo

• Posibilidad de cañoneo a través de la tuberíacuando los tamaños lo permiten

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Single Zone – Seal-bore Packer

Seal bore packers are typically utilized in application where dependability and longevity are important issues. Electric line setting enables the packer depth to be accurately correlated in critical applications.

Recovery/Function

Primary recovery

Frequency of Usage

Common

Operational Advantages

• Seal-bore packer set on electric line or tubing.

• On-off connector and tubing anchor allows tubing to be retrieved while leaving the packer and tailpipe in place.

• Tailpipe can be plugged before the tubing is removed to protect formation from kill fluid or workover fluids.

• Tailpipe can be retrieved with tubing if required.

Operational Disadvantages

• Completion retrieval and replacement may be more complex

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Zona Simple – Empacador con pasaje de sello

Características:

• Empacador Permanente con pasaje de sellos asentado con cable eléctrico o con tubería

• Conector/desconector rápido con ancla de tubería que permite recuperar la sarta del pozo dejando el empacador asentado

• Cola de tubería debajo del empacador que se puede taponar y dejar en el pozo o recuperarcon la sarta de producción

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Single Zone – Seal-bore Packer with Tailpipe

Permanent packer with tailpipe provides flexible option for well kill without endangering the reservoir formation (exposure to kill fluids)

Recovery/Function

Primary recovery

Frequency of Usage

Less common - more specialised

Operational Advantages

• Tailpipe permanently attached to packer.

• Tailpipe plug isolates formation during workover/tubing retrieval.

• Permits safe thru-tubing perforating.

• Block and kill system facilitates the killing and control of h igh-pressure, high volume wells.

Operational Disadvantages

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Zona Simple – Empacador con tubería de cola

Características:

• La tubería de cola se puede taponar y dejar en el pozo cuando se retira la sarta de producción

• Permite el cañoneo seguro a través de la tubería de producción

• El sistema de bloqueo y matada facilitala operación de control en pozos de alta presión y alta producción

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Single Zone – CSR

Uncommon option with limited application

Recovery/Function

Primary recovery

Frequency of Usage

Infrequent

Operational Advantages

• Tailpipe retrievable separately.

• Protective sleeve run in CSR during primary and remedial cementing operations

• Expansion joint allows for tubing movement.

• Safety valve run and retrieved on wireline.

• Circulation of well fluid/kill fluid facilitated by sliding sleeve.

Operational Disadvantages

• Relatively complex installation providing little flexibility of operation

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Zona Simple – Receptáculo de sello en el revestidor

Características:

• Junta de expansión que permite el movimiento de la tubería de producción

• Tubería de cola recuperable (en forma separada)

• Camisa de protección instalada en el receptáculo del revestidor durante los trabajos de cementación primaria o remedial

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Multiple zone completions

Multiple zone completions can be extremely complex. Key to their success of is the ability to control or service each zone selectively. Sufficient room must obviously be allowed within the production casing or liner strings for multip le tubing strings and the necessary components.

Multiple Zone – Seal-bore Packer

A simple approach to multiple zone production. However, the use of the annulus as a production conduit it not always acceptable to the regulatory authorities.

Recovery/Function

Primary recovery

Frequency of Usage

Uncommon

Operational Advantages

• Separate or commingled flow through single production tubing s tring.

• Upper zone may be produced through the annulus.

• Blast joint protects tubular integrity across perforated intervals.

• On-off connector and tubing anchor allows tubing to be retrieved with lower interval isolated.

• Seating and polished nipples above and below the blast joint provide for contingency repair in the event of blast joint deterioration.

• Sliding sleeve or the on-off connector facilitates circulation of well fluids and kill fluid.

Operational Disadvantages

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Múltiples Zonas – Dos Zonas, Un Empacador

Características:

• Producción separada o mezclada a través de la única sarta de tubería

• Tubulares de pared gruesa para evitar flujoerosivo frente a intervalo superior

• Conector / desconector rápido con anclajede tubería que permite retirar la sartadejando aislado el intervalo inferior

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Multiple Zone – Multiple Packers

An effective option providing a high degree of safety and control for each zone. However, The complexity of dual string packer installations requires careful planning and preparation.

Recovery/Function

Primary recovery

Frequency of Usage

Uncommon

Operational Advantages

• Independent production through two tubing strings.

• Both packers are fully retrievable.

• Tailpipe instrument facility in both strings.

• Thru-tubing perforation possible on bottom zone.

• Blast joint protection

Operational Disadvantages

• Complexdownhole design and configuration.

• Multiple packer system retrieval can be difficult to release.

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Características:

• Producción independiente a través de dos sartas separadas

• Tubulares de pared gruesa frente a intervalo superior para evitar erosión del flujo

• Ambos empacadores son recuperables

• Facilidades para instalar instrumentos en las tuberías de cola de ambas sartas

• Posibilidad de cañonear la zona inferior a través de la tubería

Múltiples Zonas – Dos Zonas, Dos Empacadores

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Multiple Zone – Multiple Packers

Provides a multiple zone option without the requirement for dual conduits (and packers). However, commingled flow and interconnected zones may not always be feasible due to reservoir management and pressure difficulties.

Recovery/Function

Primary recovery

Frequency of Usage

Uncommon

Operational Advantages

• Several zones produced through one tubing string.

• Flow controlled by wireline retrievable choke/check valves.

• By-pass sliding sleeve prevents communication during service work.

• Up to five zones have been produced using this method.

Operational Disadvantages

• Complexdownhole design and configuration.

• Multiple packer retrieval can be difficult to release.

• Commingled flow limits reservoir management options.

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Características:

• Varias zonas produciendo por la misma tubería

• Flujo controlado por válvulas y chokes instalados y retirados con línea de alambre liso

• Camisa deslizante de desvío previene la comunicación durante los trabajos de servicioselectivo

• Se han producido hasta cinco zonas con estetipo de instalación

Múltiples Zonas – Tres Zonas, Tres Empacadores

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Multiple Zone – Multiple Packers

Complex and specialised installation requiring extensive engineering and planning effort. However, this illustrates the potential for effective mu ltiple zone production if the economics can be justified.

Recovery/Function

Primary recovery

Frequency of Usage

Uncommon

Operational Advantages

• Four zone selective production system, two at a time, with the lower two zones alternating or commingled through the long string.

• Upper zone produced through the short string with remaining zone being produced through either the short or long string.

Operational Disadvantages

• Complexdownhole design and configuration (System contains 28 major downholecomponents).

• Multiple packer retrieval can be difficult to release.

• Flow capabilities may limit reservoir management options.

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Dowell

Características:

• Sistema de producción selectiva para cuatro zonas independientes

• Dos sartas de producción

• Producción alterna o mezclada controlada por camisas deslizantes

• El sistema contiene 28 componentes mayoresen el subsuelo.

Múltiples Zonas – 4 Zonas, 4 Empacadores

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Liner Completion – CSR

A relatively simple liner completion which is typically suited to larger completion sizes.

Recovery/Function

Primary recovery

Frequency of Usage

Becoming more common

Operational Advantages

• Simplest liner-type hook-up.

• CSR replaces packer function.

• Sliding sleeve permits well fluid or kill fluid circulation.

• Tailpipe retrieved with production tubing

Operational Disadvantages

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Dowell

Zona Simple – Receptáculo de sello en el Liner

Características:

• Sistema más simple de colgador de liner

• El Receptáculo de sellos reemplaza al colgador del liner

• Circulación de fluidos a través de la camisadeslizante arriba del colgador

• La tubería de cola es retirada con la sarta de producción

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Liner Completion – CSR and Seal-bore Packer

Similar to previous design but with more safety/contingency options included. The ability to remove the tubing string without unseating the packer or exposing the producing interval to kill fluid is an attractive feature of such completions.

Recovery/Function

Primary recovery

Frequency of Usage

Uncommon

Operational Advantages

• Liner lap/top is permanently isolated.

• Fluid circulation through sliding sleeve.

• Tailpipe can be plugged to allow retrieval of tubing string with the producing zone isolated.

Operational Disadvantages

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Dowell

Receptáculo de sellos y Empacador con pasaje

Características:

• El traslape superior del liner permanece aislado

• Circulación de fluidos a través de la camisadeslizante arriba del empacador

• La cola de tubería se puede taponar y dejar en el pozo mientras se retira la sarta de producción

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Special Service

Special service completions, like remedial completions, are typically designed on an individual, or limited number basis.

Remedial Completions

Remedial completions are specially designed and configured for specific or individual applications. Careful review of the reservoir, wellbore and production conditions are required, as well as a careful assessment of the risk and consequences of failure, e.g., economic impact, loss of the well etc.

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Dowell

Completaciones Especiales

Ejemplos de completaciones especiales inclyen:

• Control de arenamiento• Inyección de inhibidor• Pozo inyector de agua• Reparación de tubería o revestidor

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Gravel Pack Completion

A relatively simple liner completion which is typically suited to larger completion sizes.

Recovery/Function

Sand control

Frequency of Usage

Common - generally within certain regions (dependent on reservoir characteristics)

Operational Advantages

• Tools and equipment placed using a service tool and tubing workstring. Through tubing installation using CT possible in some situations.

• Production string can generally be removed while leaving the pack in place.

Operational Disadvantages

• Gravel pack equipment and the resulting intervals can constrain subsequentwellbore or reservoir treatments.

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Completación con Empaque de Grava

Características:

• Se asientan las herramientas en el subsuelo y se coloca la grava en el sitio deseado a través de la sarta de trabajo y herramienta de servicio

• Forzado de grava a través de los túneles de lasperforaciones en el revestidor

• La tubería de producción es enchufada con el ensamblaje de sellos de producción

• Servicio especializado que típicamente incluye equipo y personal de servicio dedicados

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Inhibitor Injection

The requirement for inhibitor injection is determined by the reservoir formation and fluid composition, and the presence of injected water break through. These characteristics and the wellbore conditions (temperature and pressure) will determine the level of protection required.

Recovery/Function

Primary and secondary

Frequency of Usage

Uncommon

Operational Advantages

• System comprises conventional components

Operational Disadvantages

• Protection at relatively shallow depths only

• Full protection of producing conduit/tubulars not possible

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Inyección de Inhibidor

Características:

• Mandriles de inyección con bolsillo lateral danprotección dentro de la sarta de producciónarriba del empacador

• Nipple y línea de inyección esterior a la sarta yconectada a la superficie son opcionales paraaplicaciones poco profundas

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Inhibitor Injection

Dual strings provide an injection point below the main conduit enabling complete protection

Recovery/Function

Primary and secondary

Frequency of Usage

Uncommon

Operational Advantages

• Complete protection of flow wetted components

Operational Disadvantages

• Additional (dedicated) injection string required.

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Inhibidor – Protección total

Características:

• Un tubo de inyección paralelo a la sarta y un empacador de pasaje con sellos permite que el inhibidor sea bombeado desde la superficie

• Todos los componentes de la completación en contacto con los fluidos de formación quedanexpuestos al fluido inhibidor

• Flujo del inhibidor controlado desde la superficie

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Waterflood

More common offshore, for obvious reasons, the complexity of waterfloodinstallations is dependent on the current (and required) reservoir parameters, especially pressure!

Recovery/Function

Primary and secondary

Frequency of Usage

Common on offshore installations or where adequate quality water is available. May also serve as a disposal well for separated water.

Operational Advantages

• Dual zones can be controlled independently

Operational Disadvantages

• Annular injection exposes casing string to pressure and potential corrosion/erosion

Comp 4/ 28Schlumberger

Dowell

Inyección de Agua

Características:

• Dos zonas de inyección tratadas con reguladores de flujo operados en la superficie

• Sistemas de inyección totalmente independientes

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Waterflood

Thick zones, or multiple streaked zones may require multiple injection

Recovery/Function

Primary and secondary

Frequency of Usage

Common on offshore installations or where adequate quality water is available. May also serve as a disposal well for separated water.

Operational Advantages

• Dual zones can be controlled independently

Operational Disadvantages

• Annular injection exposes casing string to pressure and potential corrosion/erosion

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Dowell

Inyección de Agua – Múltiples Zonas

Características:

• La inyección de agua en zonas de alto espesor se puede mejorar distribuyendo el fluido inyectado a través de varios puntos de inyección que se pueden operar en forma selectiva mediante el uso de empacadores y camisas deslizantes

• Los accesorios para regulación del flujo en el fondo ayudan a prevenir la ruptura prematura a través de secciones intermedias en la zona

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Steamflood

More common offshore, for obvious reasons, the complexity of waterfloodinstallations is dependent on the current (and required) reservoir parameters, especially pressure!

Recovery/Function

Special application - heavy crude

Frequency of Usage

Uncommon - limited application

Operational Advantages

Operational Disadvantages

•

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Dowell

Completación Témica – Inyección de Vapor

Características:

• El empacador incorpora el ensamblaje de unajunta de expansión deslizante para absorber lasdilataciones de la sarta por incrementos de temperatura

• Un mandril de bolsillo lateral permite circular material aislante hacia el espacio anular

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Scab Liner

More common offshore, for obvious reasons, the complexity of waterfloodinstallations is dependent on the current (and required) reservoir parameters, especially pressure!

Recovery/Function

Special application - remedial installation or temporary repair

Frequency of Usage

Uncommon - limited application

Operational Advantages

• Rigless intervention

• Enables continued production from damaged tubing/casing/liner

• Shuts off selected perforated interval

Operational Disadvantages

•

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Completación Remedial – Camisa protectora

Caracrterísticas:

• Camisa concéntrica de proteccón que se instala para el aislamiento de secciones dañadas en el revestimiento o liner de producción o paraabandonar zonas abiertas indeseables o depletadas

• La camisa está provisa de empacadores en ambos extremos para asegurar sello hidráulico de la zonaaislada

• La completación se corre a través de la camisaprotectora y se instala en forma convencional con conectores / desconectores y tubos de producciónpara activar las zonas de interés

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Completación de conducto uniforme único (Monobore)

Características:

• Diseñada para cumplir con los criterios de:

– Tasas de producción apropiadas– Flexibilidad y contingencias– Seguridad– Mediciones (control del yacimiento)– longevidad

Válvulade Seguridad

Ensamblaje deEmpacador/Colgador

Liner

Monobore Completion

?

Recovery/Function

?

Frequency of Usage

?

Operational Advantages

?

Operational Disadvantages

?

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Completación de Múltiples Zonas

Zona 1 Zona 2

Válvula de Seguridad de Subsuelo en el TubingRecuperable y operada desde la superficie (TRSCSSV)

Válvula de Seguridad en el Anular (ASV)Con desconector húmedo

Mandril para inyección de gas

Empacador de producción con pasaje para TEC

Revestidor de 10 ¾”

Tubería de producción de 5 ½”

Empacador con alimentador de TEC

Control de Flujo con sensor integral de P y T

Medidor de flujo tipo Venturi Liner de 9-5/8”

Ejemplo de una Completación Multi-Zonacon configuración estándar para cada zona

(se puede aplicar a cualquier número de zonas)

Línea de control hidráulico para la TRSCSSV

Línea de control hidráulico para la ASV

Tapón

Conductor al interior de tubería, Tubing Encased Conductor,TEC

Grapa del Acople de Cruce

Multizone Completion