06 componentes de la completación - empacadores
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Terminación de Pozos de Petróleo y Gas
Componentes de la Completación
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Componentes de la Completación
Criterios y Objetivos básicos para la selección:
– La selección de los equipos y accesorios a instalar en la completación se basa en las condiciones particulares del yacimiento, del campo y del pozo y en los requerimientos operacionales que lograrán una producción eficiente, segura y económica
Categorías básicas de los componentes utilizados en la completación
– Empacadores de producción
– Accesorios para la completación
– Válvulas de seguridad
– Equipos para control del flujo
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Empacadores de Producción – Funciones (1)
Las funciones de los empacadores (obturadores) se pueden resumir así:
Aislamiento del espacio anular – a la vez que proporciona una barrera de presión y de contención de fluidos a largo plazo para:
proveer condiciones de sello hidráulico para los intervalos productores
permitir el montaje de válvulas de seguridad en la sarta de tubería
Permitir un conducto secundario
Nota: Los sellos y los materiales del empacador deben ser compatibles con los fluidos del yacimiento
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Anclaje de fondo
– para proveer estabilidad y control de la sarta en el fondo del pozo
Protección de la sarta de revestimiento
– evitan el contacto del revestidor/liner con fluidos corrosivos
– permiten reemplazo y reparación de la sarta de producción sin dañar el revestidor
Control y seguridad en el fondo del pozo
– posibilidad de colocación de tapones temporales en la sarta para aislar zonas entre sí
Separación de Zonas
– completaciones múltiples con varios empacadores y sartas
– medición regulatoria de zonas específicas
Empacadores de Producción – Funciones (2)
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Separación de zonas
– control de presión diferencial entre las zonas para pervenir el flujo cruzado
Levantamiento artificial
– para proveer conducto separado para el gas o fluido de potencia inyectado
Tratamiento selectivo
– para ejecutar tratamientos preventivos (evitar depósitos de costras) y de remediación de la permeabilidad dañada
Trabajos de reparación y remedio
– sello o sobre-paso de la zona dañada en la formación
– Ailsamiento de la zona de interés
Empacadores de Producción – Funciones (3)
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Proceso para la selección de empacadores
COMPLETACIÓN CON EMPACADOR RECUPERABLERevisar:•Método de agarre en el fondo•Igualación de presiones•Método de asentamiento•Posicionamiento •Sellos internos•Condiciones de asentamiento
Las condiciones únicas ameritan el uso de empacador especial recuperable o PBR?empaque de grava - múltiples zonas - inyeccìón de vapor -
completación con liner - terminaciones temporales -
altas desviaciones - acceso de pasaje pleno
SISTEMA DE EMPACADOR PERMANENTERevisar:•Método de asentamiento•Interface empacador-tubería•Especificación de elastómeros•Condiciones de asentamietno•Requerimientos de cola debajo
Se esperan condiciones hostiles o severas?
(p>5000 psi and T > 300ºF)(carga axial > 50,000 lbs)
(H2S > 10%)
Los trabajos futuros incluirán el retiro del empacador en 10 años o habrá libre paso a la
zona de interés?
Los requerimientos de pasaje impiden el uso de empacadores
recuperables estándar?
Está limitado el acceso a la zona de interés por
revestimiento torcido o colapsado?
CONSIDERAR OPCIONES:•Reparar el revestidor con rodillo o trompo•Perforar hoyo lateral a través del revest.•Usar empacador permanente y corto•Considerar el uso de empacador inflable para diferenciales limitadas
Se podría utilizar el PBR para proveer acceso pleno a la zona de interés?
COMPLETACIÓN CON “PBR”Revisar:•Revestimiento o Liner•Condiciones de asentamiento•Especificación de elastómeros •Arreglo de niples de asentamiento
Revisar las opciones y el programa de QA/QC para asegurar que el equipo es
apropiado
Si
Si
Si
Si Si
Si
No
No
No
No
No
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Empacador de Receptáculo Pulido (PBR) y AnclaEs esencial aislar el
anular en el subsuelo?
por regulaciones, por seguridad, control de
corrosión o uso del anular
Es deseable aislar el anular en el subsuelo?para mejorar el flujo, control de corrosión, aislar perforaciones para tratamientos?
Es el flujo anular más económico y productivo que el flujo por tubería?
Será instalado un bombeo de varillas en los próximos 5
años?
Evaluar terminación sin empacador con
anclaje de tubería
No No No Si
Será producida la zona en bombeo con libre entrada de gas en los
próximos 5 años?
Completación sin empacador y sin
anclaje de la tuberíaEvaluar opciones de venteo del gas
(completacion sin empacador, o producción anular vs. múltiples sartas)
Si NoSi Si
Si
Será requerido acceso pleno al liner?(acceso a tubería delgada, remoción de costras y asfaltenos o para evitar restricciones al flujo)
No
El PBR ofrece ventajas sobre empacador de pasaje grande? (ej max
aislamiento del pasaje o del liner)
SiElegir terminación con PBR
Si
No No
Se puede asentar el empacador bien arriba de la zona de interés sin limitar los requerimientos funcionales del aislamiento, control del pozo, levantamiento artificial y
optimización del flujo?
COMPLETACIÓN CON EMPACADORConsiderar beneficios y problemas del
asentamiento somero (abajo de la SSV, arriba del tope del liner y arriba de los
objetivos de re-completación)
Si
No
Se requerirán registros de producción bajo condiciones de flujo?
TERMINACIÓN CON EMPACADORAsentar el empacador dejando punta de sarta 50 a 100
pies arriba de las perforaciones
Si
TERMINACIÓN CON EMPACADOR Dejar una distancia mínima de 5 pies entre
el empacador y las perforaciones para correlaciones con cable (0.2% de
profundidad para empacadores de tubería
No
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Selección de EmpacadoresSalir
NoSe requiere empacador y cola dentro del liner para aislamiento?
Si
Se ha seleccionado completación con PBR?
NoSi
Asentar empacador y cola dentro de del liner
Hay buen sello en el traslape?No
Asentar empacador
arriba del liner
Si
Se tiene Liner instalado?
No
Asentar empacador a la máx prof. dejando espacio para cola
NoSe correrán registros de prod?
Si
Asentar empacador arriba del liner
Hay presencia de H2S?Si
No
Está el empacador debajo de la SSSV?Verificar sello y selección del metal
Asentar el empacador debajo de la SSSV
SiSi
Se van a usar cañones TCP?
No
El empacador deberá tener suficiente pasaje para el paso de cañones grandes o ser recuperable
NoCálculo de fuerzas sobre el empacador
Hay P > 5000 psi? NoEs la temp >225°F?
NoHay presencia de H2S ó CO2?
No Se requiere W.O convencional?
SiHay confiabilidad en
empacador recuperable?
Si
Es la temp <160°F?
Si
Verificar selección del sello
Empacador permanente
No
NoInstalar
empacador recuperable
SiNoSi
Si
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Guía de empacador - tubería
Presión diferencial (psi) Compatibilidad ambiental
Tipo de SelloRango de Temp ºF
No descargand
o
DescargandoH2 S Compat.
al aceiteSalmuera
ligeraCompatibil al bromuro
Alto pHpH >10
Descompr por CO2
Inhibidor de Amina
Nitrilo Chevron 32-300 10,000 NO
Nitrile dureza 70 ligado
32-200 5,000 5,000 NO OK OK NO NO OK NO
Nitrilo dureza 90 ligado
32-300 10,000 5,000
Viton dureza 90ligado
32-250 10,000 5,000 5% OK OK OK NO OK NO
V- Ryte 32-30032-400
15,000 NO 15%5%
OK OK OK NO Nota #1 NO<200°F OK
A- Ryte 80-30080-450
15,000 NO 20%7%
NO OK OK OK Nota#1 OK
A-HEET 80-30080-450
15,000 NO 20%7%
NO OK OK OK Nota #1 OK
R-Ryte oMolyglass
200-400(2)325-450 (2)
10,000 NO 15% Nota #47%
OK OK OK OK OK OK
Sello-Ryte 40-40040-450
15,000 NO 15% Nota #4 OK OK OK OK Nota #1 OK
K-HEET 100-550 15,000 NO Nota #3 OK OK OK OK Note #1 OK
Nota #1: los sellos pueden ser susceptibles a descompresión por explosivos, pero la descompresión no ocurre usualmente mientras los sellos están en servicio
Nota #2: Referirse al Baker Technical Data Manual, Unit No 8218-3 para información completa sobre el rango de temperatura.
Nota #3: No hay limitaciones conocidas al H2S por debajo de 550 ºF
Nota #4: para temperaturas por debajo de 400°F y más del 15% H2 S, contactar el Houston Engineering Department para información adicional
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Guía de compatibilidad ambiental
Compatibilidad ambiental
Material
1
Temp °F H 2S Compat al OBM o al
diesel
Salmuera ligera Bromuro
Descompr. por CO2
Inhibido a Aminas
Max tiempo expuesto a Solventes 2
Fluidos de Alto pH
pH >10
Nitrilo hasta 175hasta 3003
100 ppmNO
OK OK NO OK OKNO
6 horas4 horas
OKNO (pH <10OK to 250°F)
Viton™ to 200to 300
450 max
20%15%5%
OK OK OK OKOKNONO
OK24 horas4 horas
NO
Aflas™ to 200to 300
450 max
límite no conocido
20%7%
OKNONO
OK OK OK OK6 horas4 horas
NOOK
Nota #1 These recommendations are based on expected long term completions
Nota #2 algunos ejemplos de solvente son: xyleno, tolueno, methanol
Nota #3 algunos empacadores permanentes pueden permitir el uso de nitrilo arriba de 300°F. Contactar AEG
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Compatibilidad Ambiental
Material1
Temp °F2
H2SCompat con
OBM
Compat Salmuera
ligera
Compatibil con
Bromuro
Inhibido a Amina
Max Exposición a
ácidos
Max Exposición a
solventes
4
Nitrile175 a 400
OK OK OK NO OK 8 horas6 horas
6 horas4 horas
OK24 horas
Viton™ 3
175 a 350OK OK OK OK OK
NO24 horas4 horas
24 horas 4 horas
NO
Aflas™ 3
175 a 350OK NO OK OK OK 48 horas
8 horas4 horas
NOOK
EPDM 3
hasta 500 OK NO OK OK OK OK NO OK
Nota #1 estas recomendaciones son sólo para aplicaciones R&S de exposición relativamente y a corto plazo.(Típicamente<30dias). Para terminaciones de más tiempo se deberán seguir otros lineamientos
Nota #2 Los valores de presión dependen del tamaño y tipo de herramienta y están menos relacionados con la resistencia química que los de temperatura. Referirse al Technical Manual para los valores de presión
Nota #3 Estos materiales son de Orden Especial solamente. Son probables largos tiempos de carga y /o desarrollo de los productos.Nota #4 Algunos ejemplos de solventes son: xyleno, tolueno, methanol.
Guía de compatibilidad ambiental
Fluidos de Alto pH
pH >10
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Empacadores de Producción – Tipos
Los obturadores de producción se puede clasificar con base en:
Recuperabilidad
– recuperables, semi-permanentes, permanentes Mecanismo de asentamiento
– mecánico, hidráulico, con cable eléctrico Conducto de producción (pasaje interior)
– simple, dual, múltiple / especial
Categorías básicas consideradas:
Empacadores Recuperables Empacadores Permanentes Empacadores para sistemas de terminación múltiple
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Empacadores Recuperables
Los obturadores recuperables son preferidos en aplicaciones donde:
La vida de la terminación es relativamente corta
Las condiciones dentro del pozo no son hostiles
– como temperatura, presión, presencia de H2S
Profundidad de asentamiento somera a mediana
Presiones diferenciales de bajas a moderadas
Trayectoria del pozo recta o con desviación moderada
Producción desde múltiples zonas
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Empacador recuperable de asentamiento mecánico
Cuñas de retención activadas con presión interna (hidráulicas)
Cuñas mecánicas de afianzamiento en fondo
Elementos empacadores
Mandril de pasaje continuo
Típicamente requiere de rotación (+/- ½ vuelta en la herramienta) y colocación de peso o de tensión para el asentamiento
El peso o tensión en la tubería mantienen el sello y el anclaje del empacador contra el revestimiento
Se liberan quitando el peso o la tensión impuestos y levantando la sarta libre
Se pueden asentar varias veces – tienen diseño y operación similar que los empacadores para servicio en los pozos
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Ventajas de empacadores de asentamiento mecánico
Costo
– por lo general menor que los otros tipos de empacadores Asentamiento repetible
– el empacador puede asentarse, liberarse y posicionarse en otro punto sin tener qué sacarlo para reparación
Versatilidad
– Un mismo empacador se puede usar en revestimientos del mismo tamaño (OD) y diferente peso (diferente ID ó drift)
– Se fabrican en opciones de asentamiento con peso, tensión, bidireccional o de rotación
Longitud
– Pueden utilizarse por lo general en secciones del pozo con altas desviaciones o curvaturas extremas
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Desventajas del asentamiento mecánico Capacidad limitada
– altas cargas operacionales impuestas sobre la sarta pueden desanclar y liberar el obturador
Asentamiento
– los mecanismos de asentamiento (y de liberación) pueden no permitir su corrida en series de dos o más empacadores
– requieren por lo general de rotación y movimiento de la sarta de tubería de producción para su asentamiento y liberación
– no tienen provisión de “almacenaje de energía” para ayudar en el sello y anclaje del obturador
– Algunas operaciones de inyección (fluidos fríos) pueden desanclar y liberar el empacador
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Empacador de asentamiento hidráulico
Ensamblaje de cuñas (superiores e inferiores)
Elementos empacadores
Mandril de pasaje continuo
Asentamiento con presión – no se requiere rotación ni movimientos de la sarta
Aplicación e ±3,500 psi por dentro de la sarta aislada en el fondo
Liberación con sólo levantar la sarta
Compatible para aplicaciones simples y múltiples
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Empacadores hidráulicos – Aplicaciones
Los empacadores hidráulicos son preferidos en:
Terminaciones simples de mediana a alta presión
Terminaciones múltiples (dos o más sartas)
Terminaciones simples selectivos
Yacimientos donde se anticipan fuertes actividades de reparación y estimulación
Aplicaciones donde no es posible la rotación de la tubería para el asentamiento o liberación
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Ventajas de los empacadores hidráulicos
Los empacadores hidráulicos recuperables tienen algunas ventajas sobre los de asentamiento mecánico recuperables:
En el asentamiento:
– Almacenan energía en el mecanismo de activación de las cuñas
– No dependen del peso disponible en la sarta para el asentamiento o el sello subsiguiente
– La operación de espaciado es más fácil de realizar sin movimiento de la sarta
– El posicionamiento del empacador y el espaciado de la sarta son más precisos
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Desventajas de los obturadores hidráulicos
En el asentamiento:
– Si el empacador se asienta en forma prematura o incorrecta, se debe sacar la sarta y reacondicionar su sistema de asentamiento con costos de operación adicionales
Flexibilidad limitada
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Empacadores Permanentes
Se pueden correr con:
Cable eléctrico
Tubería de trabajo
Sarta de producción
Tubería continua enrollada
(tubería flexible)
Mecanismo de asentamiento:
Presión inyectada por la tubería
Activación mecánica con la tubería
Herramienta asentadora activada con corriente eléctrica desde la superficie
Elementos empacadores
Perfil de afianzado
Extensión de pasaje pulido, PBR
Acople Adaptador de fondo
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Obturadores permanentes – aplicaciones
Condiciones hostiles de operación, tales como:
– Presión diferencial >5000 psi
– temperatura >300°F
– H2S > 10%
Asentamientos a mediana y alta profundidad
Pozos desviados y de alcance extendido
Terminaciones simples selectivas
– Punto de asentamiento correlacionado por registros con cable
Terminaciones múltiples (dos o más sartas paralelas)
Empacadores de fondo firme (sump packer) para operaciones de empaque con arena
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Empacadores Permanentes – Configuraciones
Empacador permanente con receptáculo superior para instalación de sellos, PBR
Empacador permanente con pasaje pulido para instalación de sellos
Empacador permanente con extensión inferior para instalación sellos, PBR
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Extensión pulida inferiorExtensión pulida superior
Empacadores Permanentes – Configuraciones
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Empacador Permanente con receptáculo superior de sellos extra largo para aplicación en movimentos
extremos de la sarta
Empacador Permanente con extensión inferior pulida y Ensamblaje de LINER con extensión superior pulida
Empacadores Permanentes – Configuraciones
Fundamentos sobre Terminación de Pozos26/28
Empacadores permanentes – recuperación
Ensamblaje para el fresado de cuñas y recobro del mandril con arpón pescador integrado
Circulación a través de la fresa y a través del arpón
El arpón se agarra cuando se fresan las cuñas superiores del obturador (cuñas de tensión)
Incorpora sistema de seguridad para liberar el arpón atascado
Las cuñas de peso se retraen al levantar el empacador con el arpón
pasaje de flujo (difusor)
zapata fresadora con adaptador para tubería de lavado que aloje el obturador y la extensión pulida
Arpón / pescador del empacador agarra internamente el pasaje o la extension fresada
la sección inferior del obturador será retirada al fresar las cuñas superiores con la zapata
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Ejemplos de Empacadores de pasaje pulido
Marca Camco Baker Otis Guiberson
Asentamiento hidráulico
HS, HSB,HSP-1
SB-3, SAB-3 Perma Drill Magnum PGMagnum PH
Asentam. Mecánico(perforable)
N Perma Drill Asentam.mecánicoMagnum
PerforablePasaje pulido
S, L, LB, LO D, DA, F-1,FA, FA-1
Perma Drill Magnum GMagnum H
RecuperablePasaje pulido
OmegamaticQuantum*
SC-2HP
Cerso-TrievePerma-Trieve
UNI-X
Asentam. eléctricoRecuperable
SOT-1, WR LOK-Set Perma-TrievePerma-Latch
G-6, VNI, VIER-VI
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Proceso de selección de la SSVEl primer servicio
de WO será despues de 10
años?
El uso de una TRSSV traerá problemas para el diseño del revest o
de tolerancia?
El análisis económico justifica el uso de una TRSSV?
•Incluir el mayor costo de capital y sacada de la TRSSV para servicio
•Considerar el aplazamiento de producción y servicio de la SSV•Costos asociados con todos los trabajos de cable y operaciones
concéntricas en el pozo con WRSSV•Considerar el uso de una WRSSV
insertada en la TRSSV que falla en la prueba de sello o de apertura
• Verificar el estudi SINTEF para determinar la confiabilidad
Utilizar válvula de seguridad de subsuelo recuperable con la tubería (TRSSV)
•Revisar la estabilidad y limpieza del fluido en la línea de control
•Revisar la capacidad de resistir cargas de flexión y seleccionar la posición en una sección recta del
pozo•Verificar fugas del gas de levantamiento o del
fluido de control en el anular •Seleccionar bloqueo y respaldos de la WRSSV
Es difícil o costoso el acceso de la
unidad de cable?
El pasaje limitado de la WRSSV traerá problemas?
•Erosión - corrosión•Depósito de costras
•Taponamiento con azufre•Hidratos
•Pérdidas de presión
Evaluar opciones:•TRSSV
•Sección superior de la tubería con mayor
diámetro y WRSSV más grande
•Uso de materiales exóticos para prevenir la
corrosión•Inhibición química
Utilizar válvula de seguridad de subsuelo recuperable con cable
(WRSSV)•Instalar 5 a 10 pies de
acoples de flujo por encima del niple de la
SSV•Instalar 3 pies de
acoples de flujo debajo del niple de la SSV en
pozos de gas y en pozos de aceite con alta GLT •Evaluar la selección del elastómero y probar la compatibilidad con los
hidrocarburos
Si
Si Si
Si
No
No
No