arreglo sub superficial
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INDICE
Pagina 1. INTRODUCCION 12. ASCESORIOS SUBSUPERFICIALES 3
2.1.CAMISA DESLIZABLE 42.1.1. TIPOS DE CAMISA DESLIZABLE 5
2.1.1.1. CAMISA DESLIZABLE DE ABRIR Y CERRAR 52.1.1.2. CAMISA DE ESTRANGULAMIENTO O CAMISA CHOKE 72.1.1.3. Camisa Deslizable, modelo L 82.1.1.4. Camisas Deslizables, modelos CMD y CMU 92.1.1.5. Herramienta de Posicionar, modelo D-2 102.1.1.6. Herramienta de Posicionar, modelo BO 11
2.2.TAPON DE FONDO 112.2.1. TAPONES RECUPERABLES DE EDUCTOR 11
2.3.ASIENTO NIPLE 152.3.1. NIPLES DE ASIENTO SELECTIVO 152.3.2. NIPLES DE ASIENTO NO SELECTIVO 162.3.3. NIPLES PULIDOS 162.3.4. TIPOS DE NIPLES 16
2.4.PUP JOINT 192.5.BLAST JOINT 212.6.ESTRANGULADORES DE FONDO 212.7.MANDRILES 222.8.CUÑAS 232.9.PACKER 252.10.FILTRO 262.11.CENTRALIZADORES 272.12.PESCADORES 282.13.ANCLA DE TUBERIA 293.COCLUSION 30
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TEMA # 5
ARREGLO SUB-SUPERFICIAL
1. INTRODUCCION.-
Durante el curso de la perforación, la obtención y estudio de muestras; el análisis
acontinuo e interpretación del posible contenido de hidrocarburos en el fluido de
perforación; la toma de diferentes registros petrofísicos, información geológica,
sísmica; 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 determinados yacimientos:
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:
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- Arreglo sub superficial
- Arreglo superficial
- Sistemas de producción
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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, 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.
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2. 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 Joint
Blast Joint
Estranguladores de fondo
Mandriles y cuñas
Filtros
packers
Centralizadores
Pescadores
2.1. 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
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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.
2.1.1. TIPOS DE CAMISA.-
2.1.1.1. Las camisas deslizables de abrir y cerrar:
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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
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2.1.1.2. La camisa de estrangulamiento o camisa choke:
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.
2.1.1.3. Camisa Deslizable, modelo L
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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 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).
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2.1.1.4. 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.
• 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.
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2.1.1.5. Herramienta de Posicionar,
modelo D-21
La Herramienta de Posicionar modelo D-2 se constituye en una herramienta operada por wireline, usada para abrir y cerrar la camisa deslizable L.
Varias camisas deslizables, del mismo tamaño, pueden ser operadas en una única corrida, en diversas combinaciones y secuencias.
Características
• Abre y cierra camisas deslizables en una única maniobra.• Encaje de accionamiento automático.• Dispone de mecanismo de liberación por ruptura de pasadores, para ocasiones de emergencia.• Después de la herramienta de posicionar sea colocada en la camisa deslizable, ella puede ser liberada sin que sea necesario mover la camisa deslizable.
2.1.1.6. Herramienta de Posicionar, modelo BO
La Herramienta de Posicionar modelo BO, es usada para abrir y cerrar varios tipos de camisas deslizables con operaciones por wireline.
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La Herramienta de Posicionar BO es liberada, automáticamente, después que la camisa deslizable alcance la posición totalmente abierta o totalmente cerrada.
La liberación automática acontece porque un perfil de liberación en la traba actúa comprimiendo el resorte de la traba y liberando la herramienta.
La Herramienta de Posicionar BO también tiene a disposición la liberación de emergencia por ruptura de pasadores, aplicable en ocasiones en las que las condiciones de pozo hacen imposible la liberación en condiciones normales.
2.2. TAPON DE FONDO
Los Tapones son herramientas empleadas para aislar completamente
algunos niveles dentro de la cañería de producción o dentro del Tubing.
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En éste último caso se necesitan los níples asiento donde se insertan y
anclan los tapones. Entre los tapones tenemos los de cemento y los
mecánicos. Asimismo existen los permanentes y recuperables.
2.2.1. Tapones Recuperables de Eductor.
Son empleados para taponar la tubería de producción y tener la posibilidad
de realizar así trabajos de mantenimiento y reparación de subsuelo. Existen
tres tipos básicos de tapones recuperables, los cuales son asentados en
niples o en la tubería de producción. Estos tres tipos se clasifican según la
dirección en que son capaces de soportar presión:
a. Los que son capaces de soportar presión por encima o en sentido
descendente.
b. Los que soportan presión en sentido ascendente o por debajo.
c. Los que soportan presión en ambas direcciones, bajo condiciones
de operación.
En la Tabla 1.1, se muestran en forma esquemática las aplicaciones
recomendadas para taponar la tubería eductora. Se presenta en forma
funcional las aplicaciones de los tipos de tapones, las direcciones de las
presiones que deben soportar cuando se realiza determinada operación en el
pozo y finalmente cual de ellos es aplicable para la operación presentada.
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Tabla 1.1. Aplicaciones Recomendadas para Operaciones más Comunes con
Tapones.
Los tapones son piezas indispensables al momento de reparar y completar
un pozo, debido a su aplicabilidad durante la prueba de tubería y las
operaciones con equipos de superficie.
El tapón que soporta presión por debajo consiste en un ensamblaje con un
tapón de cabezal cargado con un resorte, el cual sella sobre un asiento
metálico dispuesto en el sustituto igualador, pudiéndose realizar este sello
también con un asiento de goma en adición con el metal.
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OperacionesDe Presión por
ArribaDe Presión por
Debajo
De Presión por Ambos
Sentidos
Reparar equipos de superficie ------- Aplicable Aplicable
Probar tubería eductora por presurización hacia arriba
Aplicable ------- -------
Desairear tubería eductora a la entrada o salida del pozo
------- Aplicable -------
Asentamiento de la empacadura hidráulica
Aplicable ------- -------
Circular por encima fluidos Aplicable ------- Aplicable
Separación de zonas en completaciones selectivas
------- ------- Aplicable
Fracturamiento en completaciones
Aplicable ------- Aplicable
Matar pozos ------- Aplicable -------
Mover un montaje dentro o fuera de localización
------- Aplicable Aplicable
Para uso como válvula de pie Aplicable ------- -------
Para probar empacaduras ------- ------- Aplicable
Acidif icación en completaciones selectivas
Aplicable ------- Aplicable
Taponamiento de cabezal en completaciones
------- Aplicable Aplicable
Taponamiento de cabezal para trabajos de reparación
------- Aplicable Aplicable
Tipos de Tapón
El tapón de circulación soporta presión solamente por encima y puede ser
circulado a través de él. Su diseño varía de acuerdo a los requerimientos,
teniendo así dispositivos de cierre con bola y asiento, válvula de sello o tipo
válvula check de goma. Para finalizar se tiene el tapón de cierre en ambas
direcciones el cual es comúnmente empleado para separación de zonas de
completaciones del tipo selectivas.
Definición: Son herramientas empleadas para aislar completamente algunos
niveles dentro de la cañería de producción o dentro del Tubing. Hay tapones
de cemento y los mecánicos y además recuperables y permanentes.
Características
• Tapones usados en cementaciones: 5, 5 ½, 9 5/8 y 7 pulg. Estos tapones
llevan mordazas de hierro fundido.
• Se utiliza para aislar una zona.
• Tienen cuñas arriba y abajo.
• Consta de un resorte.
• Tiene un bloc de arrastre para centralizar.
• Se puede bajar con un packer.
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• Los packers hidráulicos se pueden bajar con un tapón pequeño que se
acciona con la presión.
2.3. ASIENTO NIPLE
Son dispositivos tubulares insertados en la
tubería de producción y comunes en el pozo
a una determinada profundidad.
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Tapones Recuperables
Internamente son diseñados para alojar un dispositivo de cierre para
controlar la producción de la tubería. Los niples asiento están disponibles en
dos tipos básicos que son: Niples de asiento selectivo y Niples de asiento no
selectivo
2.3.1. Niples de asiento selectivo:
Su principio de funcionamiento está basado en la comparación del perfil del
niple, con un juego de llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden ser
colocados más de uno en una corrida de tubería de producción, siempre que
tenga la misma dimensión interna.
Las ventajas de este tipo de niple son:
• Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones.
• Permite probar la tubería de producción.
• Permite colocar válvulas de seguridad.
• Permite colocar reguladores en fondo.
• Permite colocar un niple de parada.
• Permite colocar empacaduras hidráulicas.
Existen básicamente dos tipos de niples de asiento selectivo:
• Niple de asiento selectivo por la herramienta de corrida.
• Niple de asiento selectivo por el mandril de localización.
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2.3.2. Niples de asiento no selectivo:
Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de
funcionamiento es de impedir el paso de herramientas de diámetro no
deseado a través de él ("NO-GO"), para localizar los dispositivos de cierre,
por lo tanto el diámetro exterior del dispositivo debe ser ligeramente mayor
que el diámetro interno más pequeño del niple. Estos niples son colocados,
generalmente, en el punto más profundo de la tubería de producción.
2.3.3. NIPLES PULIDOS.
Son pequeños niples tubulares construidos del mismo material que el niple
de asiento, el cual no tiene receptáculo de cierre pero es pulido internamente
para recibir una sección de sellos. Estos niples pueden ser usados al mismo
tiempo que los niples de asiento, las camisas deslizantes, juntas de erosión y
otros equipos de completación. Su función primordial radica en la posibilidad
de aislar en caso de filtraciones en la junta de erosión, haciendo uso de
herramientas de guaya fina y mediante un ensamblaje.
2.3.4. Tipos de Niples.-
El Niple 'TNT' TACKER es un niple de asiento de tubing tipo NO-GO superior
que se utiliza normalmente como el niple de asiento más alto en una
terminación, o como un niple selectivo en equipos de fluido de SLICK LINE /
WIRE LINE.
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El Niple TNT localiza, sella y retiene los accesorios de control de fluido que
posee un dispositivo de cierre tipo "TOP NO-GO".
Aplicaciones
- Instalaciones de producción de petróleo y gas.
Características
- Orificio de sellado pulido y de tolerancia estrecha.
- Material: aleación de acero, tratado térmicamente con propiedades
correspondientes al grado N-80 o mejor.
- El diámetro exterior es igual al diámetro exterior de la cupla del tubing
correspondiente. NIPLES
Características de otros niples.
Niples de 2,7 que tenían diferencia en los hilos.
Los Niples X tienen un pasaje interno de 1,875.
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.
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o Tiene dos partes: el gog (donde encaja otra herremienta) y el ping (la
rosca).
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Con ancla y sin
ancla
Ni ple recto
2.4. PUP JOINT.-
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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Pup jointCónico
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.
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.
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2.5. 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.
Junta contra el efecto de flujo (Blast Joint)
• Se colocan frente a los baleos
• Tiene el mismo ID de la TP y mayor OD
2.6. 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.
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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.
2.7. MANDRIL.-
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.
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Características
Tipo de mandril: el mecanizado (sin orientador) y el hidráulico (con
orientador).
Medidas: 2.3, 2.7 y 3 ½ pulg.
Por lo general se los hace sin rosca (blandos) para luego hacer la rosca
a pedido del cliente.
2.8. 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.
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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 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.
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2.9. 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.
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.
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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 liberación rápida está
diseñado para un servicio sencillo y confiable para todas las condiciones
de diámetro de pozo.
2.10. 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.
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Para hacer mantenimiento o limpieza se lo hace con Jet a presión de
0 a 8000 psi.
Tienen una longitud de 3,5 metros.
No se pueden poner frente al baleo porque los perforan, se deben
poner mínimo a 1 mt. por encima del primer baleo.
2.11. CENTRALIZADORES
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.
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2.12. 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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Hay diferentes tipos de pescadores, de espiral y de canasta
2.13. 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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3. CONCLUSION.-
De acuerdo a las condiciones de terminación del pozo se puede llegar a
construir un arreglo de sub-superficie con los diferentes accesorios para la
producción óptima del yacimiento de acuerdo a sus características y
condiciones que presente dicho yacimiento y el fondo del pozo.
En cada pozo perforado las características y condiciones del yacimiento son
diferentes a los cuales se tiene que llegar diseñar con los diferentes
accesorios un arreglo de sub-superficie los cuales son fabricados
previamente con las características a emplearse.
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