ACCESORIOS DE ARREGLOS DE SUB-SUPERFICIE CONTENIDO 1. INTRODUCCION. 2. DESARROLLO 3. ASCESORIOS SUBSUPERFICIALES 3.1. CAMISA DESLIZABLE 3.1.1. TIPOS DE CAMISA DESLIZABLE 3.1.1.1. CAMISA DESLIZABLE DE ABRIR Y CERRAR 3.1.1.2. CAMISA DE ESTRANGULAMIENTO O CAMISA CHOKE 3.2. TAPON DE FONDO 3.2.1. TIPOS DE TAPON DE FONDO 3.2.2. TAPONES RECUPERABLES DE EDUCTOR 3.3. ASIENTO NIPLE 3.3.1. TIPOS DE ASIENTO NIPLE 3.3.2. NIPLES DE ASIENTO SELECTIVO 3.3.3. NIPLES DE ASIENTO NO SELECTIVO 3.3.4. NIPLES PULIDOS 3.4. PUP JOINT 3.5. BLAST JOINT 3.6. ESTRANGULADORES DE FONDO 3.7. MANDRILES 3.8. CUÑAS 3.9. FILTROS 3.10. PACKER 1
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ACCESORIOS DE ARREGLOS DE SUB-SUPERFICIE
CONTENIDO
1. INTRODUCCION.
2. DESARROLLO
3. ASCESORIOS SUBSUPERFICIALES
3.1. CAMISA DESLIZABLE
3.1.1. TIPOS DE CAMISA DESLIZABLE
3.1.1.1. CAMISA DESLIZABLE DE ABRIR Y CERRAR
3.1.1.2. CAMISA DE ESTRANGULAMIENTO O CAMISA CHOKE
3.2. TAPON DE FONDO
3.2.1. TIPOS DE TAPON DE FONDO
3.2.2. TAPONES RECUPERABLES DE EDUCTOR
3.3. ASIENTO NIPLE
3.3.1. TIPOS DE ASIENTO NIPLE
3.3.2. NIPLES DE ASIENTO SELECTIVO
3.3.3. NIPLES DE ASIENTO NO SELECTIVO
3.3.4. NIPLES PULIDOS
3.4. PUP JOINT
3.5. BLAST JOINT
3.6. ESTRANGULADORES DE FONDO
3.7. MANDRILES
3.8. CUÑAS
3.9. FILTROS
3.10. PACKER
3.11. CENTRALIZADORES
3.12. PESCADORES
4. APLICACIONES
5. EQUIPOS
6. COCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
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ACCESORIOS DE ARREGLOS DE SUB-SUPERFICIE
7. BIBLIOGRAFIA
1.- INTRODUCCION
Durante el curso de la perforación, la obtención y estudio de muestras de arena o
de núcleos convencionales o de pared; el análisis continuo e interpretación del
posible contenido de hidrocarburos en el fluido de perforación; la toma de
diferentes registros petrofísicos e interpretación cualitativa y cuantitativa de la
información; la correlación de la información geológica, sísmica y/o petrofísica;
el comportamiento y velocidad de penetración de la barrena; y la información e
interpretación de alguna prueba de producción hecha con la sarta de perforación
en el hoyo desnudo, configuran por sí o en conjunto la base para decidir la
terminación del pozo en determinado(s) yacimiento(s) y los respectivos
intervalos escogidos.
La abundancia y tipo de información para evaluar y correlacionar las
perspectivas del pozo dependen de si la perforación es de exploración, de
avanzada o de desarrollo, en cuyos casos el grado de control geológico y la
experiencia acumulada del personal encargado de formular la terminación
determinará cuáles datos son suficientes e indispensables para realizar la tarea.
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2. DESARROLLO
Estas tareas preliminares conducen a que el ingeniero de producción pueda
determinar un adecuado diseño de terminación de pozo consistente en:
• Evaluar el yacimiento, mediante pruebas y controles
• Terminación de pozo
• Diseñar un adecuado arreglo final que determine:
o Arreglo sub superficial
o Arreglo superficial
o Sistemas de producción
La elección de la
terminación debe
ajustarse al tipo y a la
mecánica del flujo, del
yacimiento al pozo y
del fondo del pozo a la
superficie, como
también al tipo de
crudo. Si el yacimiento
tiene suficiente
presión para expeler
el petróleo hasta la
superficie, al pozo se
le cataloga como de
flujo natural, pero si la
presión es solamente
suficiente para que el
petróleo llegue nada
más que hasta cierto
nivel en el pozo,
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entonces se hará
producir por medio
del bombeo mecánico
o hidráulico o por
levantamiento
artificial a gas.
Cuando estas condiciones fueron cumplidas y elegida el
tipo de arreglo a bajar se procede a determinar los
accesorios que debe tener el arreglo final de profundidad
o sub superficie existiendo una serie de accesorios
empleados en el arreglo de producción de un pozo, en la
etapa de completación del mismo.
Dichos accesorios contribuyen a establecer: Mecanismos
de producción y control, selección de reservorios o
formaciones a producir o características adecuadas en las
zonas de flujo agresivo.
3.- ACCESORIOS SUB-SUPERFICIALES
Entre los accesorios más comunes empleados en los
arreglos sub-superficiales, tenemos:
Camisa de circulación
• Comunica la TP con el EA
• Controla el pozo con fluido por el EA
• Permite cambiar el fluido
• Permite terminación selectiva
Niples de asientos selectivos
• Proporciona lugar para anclar y sellar Lock Mandril,
válvulas, tapones, estrangulador de fondo
Tapones de fondo, pup joints y blast joints.
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3.1.- CAMISA DESLIZABLE
Son herramientas de producción que forman parte de la
completación de fondo de un pozo. Instaladas como parte
integrante en el tubing de producción o entre
empacaduras, su finalidad es abrir y cerrar la
comunicación entre el espacio anular y el interior del
tubing, para seleccionar zonas productoras o para regular
la presión entre zonas Fig. 1.1
Se pueden instalar múltiples camisas a diferentes
profundidades para operar zonas de producción
independiente o en algunos casos producción commingle.
Pueden ser configuradas para abrir hacia arriba o hacia
abajo, dependiendo de las necesidades de los clientes.
Fig. 1.1
El flujo turbulento cuando se combina con arrastre de
abrasivos como la arena puede dañar rápidamente el tubo
de la camisa de deslizamiento y sus accesorios.
Hay dos categorías principales de camisas deslizables: de
abrir y cerrar y de estrangulamiento.
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3.1.1.-Las camisas deslizables de abrir y cerrar:
Se desplazan entre una posición completamente abierta y
una posición cerrada. Se utilizan para cerrar el flujo de
una zona por razones económicas o para cerrar una zona
que está agotada o que producen demasiada agua.
En pozos de multi-zona, se usan para seleccionar las zonas
a producir y para cerrar aquellas que no se quiere
producir.
Las camisas accionadas mecánicamente son simples y
poco costosas. Requieren la actuación de un "bloqueador o
cierre", que debe ser corrido en el pozo con equipo de
cable o coiled tubing.
Las camisas accionadas hidráulicamente son más
complicadas, pero pueden ser accionadas con una
pequeña bomba en la superficie.
Fig. 1.2
3.1.2.-La camisa de estrangulamiento o camisa choke:
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Estas camisas se pueden ajustar para proporcionar una
apertura específica o un orificio de tamaño. Las camisas de
estrangulamiento pueden ser empleados para regular la
presión entre dos o más zonas.
También se utilizan para regular el flujo de líquido en un
pozo durante el fractura miento hidráulico. Las camisas
son accionadas hidráulicamente y tienen un diseño mucho
más complejo que las camisas de abrir y cerrar.
Camisa Deslizable, modelo L
La camisa deslizable modelo L se constituye en una
herramienta de control de flujo de fondo de pozo, instalada en
la tubería de producción para promover comunicación entre la
tubería y el anular.
Características
• Confiable, simple y de
rápida acción.
• Posee un perfil de niple en
la parte superior y una
superficie de sellado
interno arriba y otra
debajo de las puertas de
comunicación.
• Las puertas de
comunicación pueden ser
cerradas sin que la tubería
sea obstruida, habiendo
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sido completada la
operación de cierre de la
válvula.
• La herramienta modelo
“D-2” es usada para abrir
la válvula (movimiento
para arriba) o para cerrar
(movimiento para abajo).
Camisas Deslizables, modelos CMD y CMU
Las camisas deslizables modelos CMD y CMU son de alto
desempeño, que permiten la comunicación entre la tubería y el
anular, para la circulación o producción en zonas selectivas.
Para el modelo CMD, la camisa deslizable abre con percusión,
para abajo, mientras que para el modelo CMU, abre con
percusión para arriba.
Características
• Perfil de niple de asentamiento localizado en la parte superior
y bore de sello disponible, tanto arriba como abajo de las
puertas de comunicación de la camisa deslizable.
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• Utiliza la herramienta de posicionar modelo BO, para operar
la camisa deslizable (abrir / cerrar).
• Proyecto modular permite conversión de un modelo en el otro
(CMU en CMD o viceversa), simplemente cambiando de
posición entre sí, el adaptador superior y el adaptador
inferior.
• El conjunto de empaque es constituido por sellos especiales,
químicamente inertes y con elevada resistencia mecánica.
Los Niples XN siempre van al final de la tubería de
producción, porque después de instalar este no se puede
insertar otra herramienta, tiene un go de 1,791 que es la
parte más reducida.
Tiene dos partes: el gog (donde encaja otra herremienta)
y el ping (la rosca).
3.5.- PUP JOINT
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Con ancla y sin
ancla
Ni ple recto
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Entre las tuberías
especiales tenemos los
pup joint. Los pup joint
son Tuberías pequeñas
de distintas longitudes
que sirven para
dimensionar la
longitud total de la
sarta de tubería.
Definición: Son
tuberías pequeñas de
distintas longitudes
que sirven para
dimensionar la
longitud total de la
sarta de tubería.
En los diámetros tenemos los siguientes: 2, 4, 6, 8 y 10
pulg.
Cuando se instala un pup joint se debe saber el tipo de
rosca que se debe utilizar como por ejemplo el tipo
cónico en la rosca es el pup joint 1,992
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Expandable Pup Joint
El Expandable Pup Joint (EPJ) consiste en un cilindro cuya
parte central es deformable y está recubierta exteriormente de
caucho vulcanizado para lograr un conjunto totalmente
hermético.
Los extremos del Pup Joint están roscados según la norma API.
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Pup jointCónico
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El EPJ puede integrarse desde la construcción del pozo y puede
conectarse a tuberías de revestimiento o a tubos perforados
convencionales.
Esta anticipación permite, una vez el EPJ instalado en el pozo,
bajar la herramienta DHCT de deformación para expandir un
EPJ a demanda.
La expansión del EPJ permitirá aislar zonas del pozo definidas
previamente.
3.6.- BLAST JOINT (tubo reforzado)
Los blast joint son tuberías reforzadas para soportar
grandes presiones y que se colocan frente a los baleos.
Tienen un buen espesor.
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Junta contra el efecto de flujo (Blast Joint)
• Se colocan frente a los baleos
• Tiene el mismo ID de la TP y mayor OD
3.7.- ESTRANGULADORES DE FONDO
Son choques instalados en el fondo del pozo, en la
terminación de la tubería, pueden asentar sobre un niple y
ser instalados y retirados con herramientas de cable.
El propósito de estos estranguladores de fondo es:
a) reducir la presión de superficie y atenuar la caída de
temperatura causada por las grandes reducciones de
presión a través del estrangulador en superficie,
reduciendo la tendencia al congelamiento.
b) Se aumenta la vida de flujo de un pozo mediante la
disminución de salida de gas, reduciendo la RGP.
c) La presión de fondo se mantiene más constante
retardando la posible invasión de agua.
Estos estranguladores de fondo son usados en diámetros
mayores como 1’’ – 1.1/2” y pueden utilizarse combinados
con un estrangulador de superficie.
3.8.-MANDRIL
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Definición: Es una barra o eje cilíndrico alrededor del cual se
disponen o conectan
otras piezas, o que
encaja en el interior
de un tubo o cilindro.
Es el miembro que
bloquea la presión en
un empaquetador; el
miembro que se usa
para transferir
energía a las cuñas;
también es el
miembro de
alojamiento de una
válvula de gas lift.
Características
Tipo de mandril: el mecanizado (sin orientador) y el
hidráulico (con orientador).
Medidas: 2.3, 2.7 y 3 ½ pulg.
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Por lo general se los hace sin rosca (blandos) para luego
hacer la rosca a pedido del cliente.
3.9.-CUÑAS
Definición: Piezas de metal de forma cónica con dientes u otros
elementos de agarre que se utilizan para evitar el deslizamiento
de la tubería pozo abajo o para mantenerla en su lugar.
Las cuñas rotativas se ajustan alrededor de la tubería y se
encajan contra el buje maestro para sostenerla.
Las cuñas de potencia se activan en forma neumática o
hidráulica evitando a la dotación el manipuleo de las cuñas al
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realizar una conexión. Los empacadores (packers) y otros
equipos de fondo de pozo quedan asegurados en su posición
mediante cuñas que sostienen la tubería y que son comandadas
desde la superficie.
Una de las herramientas con cuñas utilizadas en
terminación de pozos es el packer; en las siguientes
imágenes muestra claramente a las cuñas.
También los tapones tienen cuñas.
3.10. PACKER
El packer aísla y ayuda en el control de la producción de fluidos a altas presiones, protegiendo el casing y otras formaciones por encima y por debajo del nivel productor.
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Llamados también
obturadores o
empacadores, son
herramientas diseñadas a
fin de ayudar en la eficiente
producción del petróleo y
gas de un pozo con uno o
más niveles productores,
aislando los niveles de
interés.
Se utilizan packers con el propósito de efectuar un sello entre el
exterior de la tubería y el interior de la cañería de producción a
fin de evitar el movimiento vertical de fluidos desde el packer
por el espacio anular hacia arriba, debido a la presión
diferencial sobre y debajo el punto sellado.
Características Packers
Existen desde el simple y económico Packer de tubería STP-
1
Packer de tracción compacto,
Packer de ajuste mecánico, Integrator X, que se puede
ajustar para tracción, para compresión o en posición
neutral.
Hay en distintos tamaños para todos los pesos comunes de
casing.
Se pueden acondicionar con cualquier sistema de sellado
requerido, para brindare protección hasta en los entornos
más hostiles.
Uno de los accesorios ofrecidos para Packers es el niple de
sello y overshot CT-2. Este conector de dos piezas y
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liberación rápida está diseñado para un servicio sencillo y
confiable para todas las condiciones de diámetro de pozo.
3.11.-FILTROS
Son herramientas para controlar la producción de arena en
pozos verticales u horizontales, dependiendo del grado de
consolidación de la arena a producir, basados en el ancho de las
ranuras o aperturas para el flujo, denominado también calibre,
creando así un filtro que permite la producción de petróleo.
Caracteristicas.
Tienen dos capas de malla.
Para hacer mantenimiento o limpieza se lo hace con Jet a
presión de 0 a 8000 psi.
Tienen una longitud de 3,5 metros.
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No se pueden poner frente al baleo porque los perforan,
se deben poner mínimo a 1 mt. por encima del primer
baleo.
3.12.-CENTRALIZADORES
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Definición: Dispositivo que se utiliza para “centrar” el casing
en el pozo, o el tubing en el diámetro interior del casing.
Caracteristicas
A parte de los casings y los tungs; los packers y los
tapones también tienen centralizadores.
3.13.-PESCADORES
Definición: Es una herramienta de rescate o instrumento que
se agrega al tubing o a la tubería de perforación, y se y se baja
por fuera de la tubería rescatada, la tubería o varillas de succión
perdidas o atascadas en el pozo. Dispositivo de fricción del
pescador, por lo general, una canasta o arpeo en espiral, que
agarra con firmeza la tubería rescatada, permitiendo su
extracción del pozo.
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Pescadores
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Hay diferentes tipos de pescadores, de espiral y de canasta;
también de
Anclas de Tubería
Se trata de herramientas sencillas y confiables que actúan como
anclas de tubería para mantener la tensión en la sarta de
tubería durante el ciclo de la bomba, y como sujetadores de
tubería para evitar la caída de tubos desprendidos al fondo del
pozo.
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4.- Aplicaciones
Son necesarias en terminaciones de pozos de diferentes
yacimientos, que les da las características necesarias de
producción, estos accesorios deben ser diseñados previamente
para su utilización en los estados subsuperficiales.
Las diferentes completaciones serán diseñadas para cada pozo
perforado, pudiendo ser estas simples, duales o tres líneas.
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De acuerdo a los requerimientos de producción y diseño estas
pueden ser tan sencillas como complicadas.
Un sinnúmero de compañías ofrecen diferentes accesorios para
los arreglos de subsuperficie, dando las ventajas y desventajas
de los mismos.
El informe final de terminación o completacion de pozo nos da
como resultado el arreglo final del pozo, con las características
de cada uno de los accesorios que llevara este pozo o su estado
sub superficial.
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5. Equipos
Un equipo de perforación puede realizar la completacion de
pozo, pero esto representa un costo adicional a la terminación
del pozo.
Existen equipos de terminación de pozos y otros auxiliares
como los Wire line y Slick línea, equipos de registro.
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Bajando el arreglo final
Existen diferentes condiciones para realizar el bajado o
colocado del arreglo final, lógicamente las iniciales deben ser