clase produccion i-clase 2

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UNIVERSIDAD DE AMERICA PRODUCCIÓN I UNIVERSIDAD DE AMÉRICA FACULTAD DE INGENIERIA DEPARTAMENTO DE INGENIERIA DE PETRÓLEOS CURSO DE PRODUCCIÓN I ING. WUILMER ALEXIS CORREA MEZA

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Page 1: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

UNIVERSIDAD DE AMÉRICA FACULTAD DE INGENIERIA

DEPARTAMENTO DE INGENIERIA DE PETRÓLEOS

CURSO DE PRODUCCIÓN I

ING. WUILMER ALEXIS CORREA MEZA

Page 2: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

TUBING Y CASING

Page 3: Clase Produccion I-Clase 2

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CASING

Reforzar el agujero

Aislar formaciones inestables/fluyendo/bajo balance/sobre balance.

Prevenir la contaminación de reservorios de agua fresca.

Proveer un sistema de control de presión.

Confinar y contener fluidos y sólidos producidos por

perforación/completamiento/

Actuar como conducto para operaciones asociadas (perforación,

trabajos con línea de acero, completamiento y más sartas de

revestimiento y tubería) con dimensiones conocidas.

Sostiene el cabezal de pozo y sartas de tubería de revestimiento

adicionales.

Sostiene el BOP y el arbolito.

El Propósito de Instalar una Tubería de Revestimiento ( Casing ) es

permitir la perforación y completamiento de un pozo, es necesario

“delinear” el agujero perforado con tubería de acero. Una vez que está

este en su lugar, es cementada, soportando la tubería de revestimiento y

sellando el espacio anular para:

Page 4: Clase Produccion I-Clase 2

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CASING

1. PROPIEDADES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.

La tubería de revestimiento viene usualmente especificada por las

siguientes propiedades:

• Tamaño: Diámetro exterior y grosor de la pared

• Peso: Peso por unidad de longitud

• Grado del acero resistencia a la tensión

• Tipo de conexión: diseño geométrico de las roscas o acople

• Rango: Longitud de la junta.

1.1 Diámetro exterior y grosor de la pared

El diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería determina el tamaño

mínimo del agujero en el que puede ser corrida la tubería de revestimiento.

El grosor de la pared determina el diámetro interno de la tubería y por lo

tanto el tamaño máximo de la broca que puede ser corrida a través de la

tubería.

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

CASING

1.2 Peso por unida de longitud

O peso nominal de la tubería de revestimiento es utilizado

principalmente para identificar tubería de revestimiento durante el

ordenado. Los pesos nominales no son exactos y están basados en el

peso teórico calculado de una tubería con roscas y acoples, de 20 pies

de longitud.

1.3 Grado del acero

Las propiedades mecánicas y físicas de la tubería de revestimiento

dependen de la composición química del acero y el tratamiento de

calor que recibe durante su fabricación.

API define nueve grados de acero para tubería de revestimiento: H40

J55 K55 C75 L80 N80 C95 P110 Q125.

Page 6: Clase Produccion I-Clase 2

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CASING

I. Cargas Axiales

(Tensión y compresión)

II. Cargas circunferenciales

(presión interna y externa)

III. Bending

IV.Torsion

V. Cargas no uniformes.

Page 7: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

CASING

1.5. FACTORES DE DISEÑO

La cuenta de factores que son manejados inapropiadamente o no fueron

tomados en cuenta, las propiedades de la tubería de revestimiento son

menospreciadas por un factor de diseño, antes de ser comparadas con

los diseños de carga calculados.

Los factores de diseño típicamente utilizados, son como sigue:

• Colapso

• Ruptura

• Tensión • Triaxial

Page 8: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

CASING

• Colapso o aplastamiento

Es la presión aplastante que la tubería debe resistir. La presión ejercida

por la columna de fluido de perforación en el espacio anular, creado por la

tubería y el hoyo, y la presión de las formaciones perforadas, tienen que

ser contrapesadas por la columna del fluido que está dentro de la tubería y

por la resistencia de los tubos mismos al aplastamiento.

Debido a que la presión hidrostática de una columna de lodo aumenta con

la profundidad, la presión de colapso sobre el revestidor es máxima en el

fondo y nula en la superficie.

El cemento que circunda los tubos contribuirá en cierto grado a

contrarrestar tales presiones, pero ese refuerzo dado por el cemento no

puede considerarse como muy efectivo, por ser tan difícil la evaluación de

la eficiencia y uniformidad del trabajo de cementación. Por tanto, se suele descartar la resistencia adicional debida al cemento.

Page 9: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

CASING

• Ruptura o estallido

Terminado un pozo, su tubería revestidora invariablemente se somete a

presiones de pruebas de fuga, o más a las motivadas por la maniobra

de introducción forzada de cemento en las formaciones debido a una

variedad de razones formuladas en el programa de terminación original

o de reacondicionamiento posterior del pozo.

Las presiones interiores y exterior en la zapata del revestidor (Pi) y (Pe)

se calculan con la máxima presión de formación esperada a la

profundidad final de la sección siguiente TD.

Page 10: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

CASING

• Tensión

El primer tubo revestidor, o sea el del extremo superior de la sarta, soporta

el peso total de la misma, puesto que va sujeto al colgador de la tubería

revestidora. Ya que la sarta está sostenida por un extremo, del que cuelga

el resto de la misma, algo de elongación habrá de ocurrir, como resultado

de la tensión. Como las conexiones que unen a los tubos son las partes

más débiles, debe considerarse entonces el peso de la sarta y la

resistencia a la tensión.

Otras cargas tensiónales puede deberse a:

• Doblamiento,

• Arrastre,

• Cargas de impacto y esfuerzos inducidos durante las pruebas de

presión.

Al diseñar el revestimiento se considera que el tramo superior de la sarta

como el punto más débil a la tensión toda vez que tendrá que soportar el

peso total de la misma.

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

CASING

• Triaxial

Las cargas de colapso, ruptura y tensión calculadas hasta ahora, han

todas asumido que los esfuerzos se encuentran en una dirección simple o

uniaxial. En la práctica, las cargas de servicio generan esfuerzos triaxiales.

El cálculo para determinar esfuerzo triaxial es mayor conducido utilizando

un programa adecuado de diseño de tubería de revestimiento.

Page 12: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

CASING

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

CASING

Se encuentra disponibles seis conexiones

genéricas. Estas son:

• Api 8-redonda

• Api BTC

• Sello metal-con metal, con roscas y cuplas

• Sello metal-con-metal, reforzada e integral

• Sello metal-con-metal, formada e integral

• Soldada a, reforzada e integral

1.4 Tipo de conexión

La selección de una conexión adecuada debe ser basada en la intención

de aplicación, el desempeño requerido y el costo.

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TIPOS DE CASING

Page 15: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

TIPOS DE CASING

2.1 CASING CONDUCTOR

La sarta es instalada para proteger la superficie de la erosión por el

fluido de perforación utilizada para apoyar formaciones no-

consolidadas, proteger arenas de aguas frescas de ser

contaminadas y reviste cualquier depósito poco profundo de gas.

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2.2 CASING DE SUPERFICIE

Se instala para proteger las formaciones de agua dulce y evitar que

las formaciones sueltas de derrumbarse dentro del pozo. También

sirve de anclaje a la BOP para controlar problemas con zonas de

presión anormal. El revestimiento debe ser lo suficientemente

resistente para soportar la BOP, y capaz de resistir las presiones de

gas o fluidos que puedan encontrarse cuando la perforación vaya a

mayor profundidad que este revestimiento.

Page 17: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

2.2 CASING DE SUPERFICIE

Provee protección contra arremetidas

para la perforación más profunda,

soporte estructural para el cabezal

de pozo y sartas de revestimiento

subsecuentes y es muchas veces

utilizada para aislar formaciones

problemáticas. La sarta se

encuentra, ya sea cementada a la

superficie o en el interior de la sarta

de conducción.

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

2.2 CASING INTERMEDIO

Una sarta de tubería intermedia de revestimiento es comúnmente colocada

cuando es probable que un pozo encuentre un influjo y/o perdida de

circulación en el agujero descubierto proveyendo de esta manera protección

contra arremetidas al mejorar la fuerza del pozo.

Comúnmente los diámetros más escogidos para la sarta intermedia son:

85/8, 95/8, 103/4 y 113/4 pulgadas

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TIPOS DE CASING

2.3 CASING DE PRODUCCIÓN

Es la última sarta de revestimiento en un pozo,

usualmente puesta encima o a través de una

formación productora. Este revestimiento aísla

el aceite y el gas de fluidos indeseables de la

formación de producción o de otras formaciones

perforadas por el hueco.

Sirve de protección para la tubería de

producción y demás equipo utilizado en el pozo.

La serie de diámetros más comunes para la sarta final son: 41/2, 5, 51/2, 65/8, 7 y 75/8 pulgadas.

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

2.2 CASING DE PRODUCCIÓN

Este es el nombre que se aplica a la tubería de revestimiento que contiene la tubería de producción y podría estar potencialmente expuesta a fluidos del reservorio. La misma podría ser extendida hasta la superficie como una sarta integral o ser una combinación de un “Liner” de producción. El propósito de la tubería de revestimiento de producción o explotación es la de aislar las zonas productoras, permitir el control de reservorio, actuar como un conducto seguro de transmisión de fluidos/gas/condensado, a la superficie y previene influjos de fluidos no deseados.

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

TIPOS DE CASING

2.4 LINER DE PRODUCCIÓN

Un liner será suspendido será colgado a corta

distancia por encima de la zapata anterior y

será cementada a lo largo de toda su longitud

para asegurar un buen sellado al aislar el

espacio anular.

Muchas veces un empacador de “liner puede

ser instalado como una segunda barrera, por precaución..

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

CASING

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

TIPOS DE CASING

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TIPOS DE COMPLETAMIENTO

Básicamente existen tres tipos de completamiento de acuerdo a la características del pozo, es decir como se termine la zona objetivo: 1. Hueco abierto. 2. Hueco abierto con forro o tubería ranurada. 3. Tubería de revestimiento perforada (cañoneada).

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COMPLETAMIENTO HUECO ABIERTO

Este tipo de completamiento se realiza en zonas donde la formación esta altamente compactada, siendo el intervalo de producción normalmente grande ( 100-400 ft ) y homogénea en toda su longitud.

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COMPLETAMIENTO HUECO ABIERTO

Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completamiento se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera producción de agua/gas ni producción de arena o derrumbes de la formación.

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COMPLETAMIENTO HUECO ABIERTO VENTAJAS

•Se elimina costos por cañoneo. •Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado. •Es fácilmente profundizable. •Se puede convertir en otra técnica de completamiento, con forro o revestimiento cañoneado. •Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño de formación dentro de la zona de interés. •La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica. •Reduce costos de revestimiento.

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COMPLETAMIENTO HUECO ABIERTO DESVENTAJAS

•Presenta la dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el agua viene de la parte inferior. •No puede ser estimulado selectivamente. •Puede requerir frecuente limpieza si la formación no es compacta. El completamiento a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma roca para soportar las paredes del hueco, es de aplicación común en rocas carbonatadas ( dolomitas y calizas)

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COMPLETAMIENTO CON FORRO O TUBERIA RANURADA

Este tipo de completamiento se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a problemas de producción de fragmentos de rocas y de formación dónde se produce generalmente crudo pesado. En un completamiento con forro, el casing se asienta en el tope de la formación productora y se coloca un forro en el intervalo de la formación productora ( Liner ) .

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO CON FORRO O TUBERIA RANURADA – CLASIFICACIÓN

1. Completamiento con forro no cementado:

En este tipo de completamiento

con o sin malla se coloca a lo

largo de la sección o intervalo de interés

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO CON FORRO O TUBERIA RANURADA – CLASIFICACIÓN

1. Completamiento con forro no cementado: El forro

con o sin malla puede ser empacado con grava para

impedir el arrastre de la arena de la formación con los

fluidos de producción.

Packer

Tubing

Blank Pipe

Sump Packer

Proppant (gravel)

Casing

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO CON FORRO O TUBERIA RANURADA – CLASIFICACIÓN

1. Completamiento con forro no cementado:

Requerimientos necesarios para este tipo de completamiento:

• Formación no consolidada. • Formación de grandes

espesores ( 100 – 400 pies). • Formación homogénea a lo

largo del intervalo.

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO CON FORRO O TUBERIA RANURADA – CLASIFICACIÓN

1. Completamiento con forro no cementado:

Ventajas:

• Se reduce al mínimo el daño de

la formación.

• No existen costos por cañoneo.

• Interpretación de los perfiles no

es crítica

• Se adapta fácilmente a técnicas

especiales de control de arena.

• El pozo puede ser fácilmente

profundizable.

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO CON FORRO O TUBERIA RANURADA – CLASIFICACIÓN

1. Completamiento con forro no cementada

Desventajas:

• Dificulta las futuras reparaciones.

• No se puede estimular

selectivamente.

• La producción de agua y gas es

difícil de controlar.

• Existe un diámetro reducido frente

a la zona de producción.

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO CON FORRO O TUBERIA RANURADA – CLASIFICACIÓN

2. Completamiento con forro liso camisa perforada: Este completamiento se instala un forro a lo largo

de la sección o intervalo de producción. El forro se cementa y se cañonea en la zona selectivamente la zona productiva de interés.

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO CON FORRO O TUBERIA RANURADA – CLASIFICACIÓN

2. Completamiento con forro liso ó camisa perforada: Ventajas: • La producción de agua y gas fácilmente controlada. • La formación puede ser estimulada selectivamente. • El pozo puede ser fácilmente profundizable. • El forro se adapta fácilmente a cualquier técnica especial de

control de arena.

Page 37: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO CON FORRO O TUBERIA RANURADA – CLASIFICACIÓN

2. Completamiento con forro liso ó camisa perforada: Desventajas: • La interpretación de registros o perfiles de producción son

críticos. • Requiere buenos trabajos de cementación. • El diámetro del pozo a través del intervalo de producción es

muy restringido. • Es más susceptible al daño de la formación

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO CON REVESTIDOR CAÑONEADO Este es el tipo de completamiento más utilizado, ya sea en

pozos pocos profundos (4000-8000 ft), como en profundos ( mayores a 8000 ft).

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO CON REVESTIDOR CAÑONEADO

Este es el tipo de completamiento

consiste en correr y cementar el

revestimiento de producción

hasta la base de la zona de

interés, el tubo de revestimiento

de cementa a lo largo de todo el

intervalo o zona a completar,

cañoneando selectivamente

frente a las zonas de interés,

generando una comunicación

entre el yacimiento y el pozo.

Page 40: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO CON REVESTIDOR CAÑONEADO

Ventajas: •La producción de agua y gas fácilmente controlada.

•El pozo puede ser fácilmente profundizable.

•El pozo puede ser estimulado selectivamente.

•Permite llevar a cabo completamientos adicionales, como

técnicas especiales de control de arena.

•Diámetro del pozo frente a la zona productora es completa.

•Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica.

Page 41: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO CON REVESTIDOR CAÑONEADO

Desventajas

•El costo de cañoneo puede ser

grande si se trata de grandes

intervalos de producción.

•Se reduce el diámetro efectivo del

hueco y la de la productividad del

pozo.

•Requiere buenos trabajos de

cementación.

•La interpretación de los registros o

perfiles es críticas.

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

Tipo de completamiento Ventaja Desventaja

Hueco revestido ( Cased Hole).

Liner

Hueco abierto ( Open Hole)

TIPOS DE COMPLETAMIENTO – PUNTO DEL PARCIAL

Page 43: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

Tipo de completamiento Ventaja Desventaja

Hueco revestido ( Cased Hole).

•Control de presión. •Aislamiento de zonas. •Control en estimulaciones. •Estabilidad del pozo.

•Más costoso. •Limitada comunicación con el yacimiento.

Liner •Más económico. •Control de presión y estimulación ( liner cementado). •Estabilidad del pozo

•Dificultad en la cementación. •No control de fluidos ( liner no cementado). •Taponamiento de ranuras. •Control de estimulación limitada.

Hueco abierto ( Open Hole)

•Area de máximo flujo. •Menor daño a fiormación.

•No control de flujo. •No control de estimulación. •Huecos colapsado en formaciones débiles.

TIPOS DE COMPLETAMIENTO – PUNTO DEL PARCIAL

Page 44: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

CONFIGURACIÓN MECÁNICA

De acuerdo a la configuración mecánica del pozo, se

clasifican en completamiento convencional y permanente.

Los factores para determinar la configuración mecánica:

• Tipo de pozo (productor/inyector).

• Número de pozos a completar.

• Mecanismos de producción.

• Procesos de recuperación secundaria ( inyección de agua

o gas).

• Grado de captación de la formación.

• Posibilidades de futuros reacondicionamientos.

• Costos del equipo.

Page 45: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO SENCILLO

Es la técnica de producción mediante

la cual las diferentes zonas productivas

producen simultáneamente o lo hacen

en forma selectiva por una misma

tubería de producción.

Existen dos tipos:

•Completamiento sencillo convencional.

•Completamiento sencillo selectivo

Page 46: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO SENCILLO

Completamiento sencillo, con el

casing cementado hasta la

profundidad total del pozo,

consiste en que el revestidor sea

cañoneado a bala o por proyectil

a chorro, para abrir tantos orificios

(perforaciones) de determinado

diámetro por metro lineal hélico

para establecer el flujo del

yacimiento hacia el pozo.

Page 47: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO SENCILLO

Otra versión de terminación

sencilla, permite que

selectivamente pueda ponerse en

producción determinado intervalo .

Para esto se requiere adaptar a la

sarta de producción los empaques

y las válvulas especiales en frente

de cada intervalo para permitir que

el petróleo fluya del intervalo

deseado y los otros dos estratos

se mantengan sin producir.

Page 48: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO SENCILLO

Por las características petrofísicas de

la roca, especialmente en el caso de

caliza o dolomita, la terminación

sencilla puede hacerse a hoyo

desnudo.

Page 49: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO SENCILLO

Algunas veces se puede optar

por revestir el intervalo productor

utilizando un revestidor corto,

tubería calada ( liner ) , que

cuelga del casing de producción.

Page 50: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO SENCILLO

Otra opción de completamiento

para contener arenas muy

inestables,, es la de empacar el

intervalo productor

con grava de diámetro escogido ,

de manera que los granos sueltos

de arena, impulsados por el flujo,

al escurrirse por la grava se

traben, formando así un

apilamiento firme y estable que

evita que la arena fluya hacia el

pozo.

Page 51: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO MULTIPLE Este tipo de completamiento se usa cuando se requiere

producir simultáneamente varias zonas petrolíferas

(yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos.

Generalmente reduce el número de pozos a perforar.

Page 52: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO DOBLE

Cuando es necesario producir

independientemente dos

yacimientos por un mismo

pozo, se recurre a un

completamiento doble.

Generalmente, el yacimiento

superior produce por el espacio

anular creado por el casing y el

tubing y el inferior por el tubing,

cuyo empaque se instala entre los

dos intervalos productores.

Page 53: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO DOBLE

Ventajas

•Bajo costo

Desventajas

•La zona superior no puede ser producida por la

tuberia de producción ( tubing) a menos que la

zona inferior este asilada.

•El revestidor está sujeto a presión de la

formación y a la corrosión de los fluidos.

•La reparación de la zona superior requiere que

se mate primero la zona inferior.

•La producción de arena en la zona superior

puede atascar la tubería de producción.

•La conversión a levantamiento artificial es difícil

de implementar.

Page 54: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO DOBLE

Algunas veces se requiere que el

intervalo productor inferior fluya por el

espacio anular y el superior por la

tubería de producción (tubing) única que

desea instalarse.

En este caso se puede elegir una

instalación que por debajo del empaque

superior tenga una derivación a

semejanza de una Y, que permite invertir

la descarga del flujo.

Page 55: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO DOBLE Ventajas

•La herramienta de cruce ( cross over

chocke) permite que la zona superior sea

productora por la tuberia de producción.

•La herramienta de cruce permite realizar el

levantamiento artificial por gas en la zona

superior.

Desventajas

•El revestidor está sujeto a presión de la

formación y a la corrosión de los fluidos.

•Se debe matar ambas zonas antes de

cualquier trabajo a cada pozo o de reparar la

zona superior.

•No se puede levantar con gas ambas zonas

simultáneas.

Page 56: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO DOBLE

Otras veces se puede optar por

instalar dos tuberías de producción

para que los fluidos de cada intervalo

fluyan por una tubería sin tener que

utilizar el espacio anular para uno u

otro intervalo.

Page 57: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO DOBLE

Ventajas

•Se puede producir con levantamiento artificial

con gas.

•Se puede realizar reparaciones con tuberías

concéntricas y con equipos manejados a cable

en todas las zonas.

Desventajas

•Alto costo inicial.

•Las reparaciones que requieran la remoción

del equipo de producción puede ser muy

costosa.

•Las tubería y empaques tienden a producir

escapes y flitraciones.

Page 58: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO TRIPLE

Cuando se requiere la producción vertical independiente de tres estratos se opta por la terminación triple. La selección del ensamblaje de las tuberías de producción depende, naturalmente, de las condiciones de flujo natural de cada yacimiento. Generalmente puede decidirse por la inserción de dos sartas para dos estratos y el tercero se hará fluir por el espacio anular

Page 59: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO TRIPLE

Otra opción es la de meter tres sartas de producción.

Ventajas •Permite una alta tasa de producción.

Desventajas •Dificultad para instalación y remoción de

equipos en futuros trabajos de reparación.

•Son muy susceptibles a problemas de

comunicación y filtraciones.

Page 60: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO POZOS HORIZONTALES

Page 61: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO POZOS HORIZONTALES

Page 62: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

COMPLETAMIENTO POZOS HORIZONTALES

Page 63: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

La sarta de producción esta constituida por arreglos tubulares y equipo de fondo, pueden ir desde arreglos sencillos hasta muy complicados. Su objetivo principal es conducir los fluidos desde la boca de las perforaciones hasta superficie. Los grados API para tubería mayormente utilizado: J55, C75, C95 y P10 Existen dos tipos de conexiones para tubería de producción: •Conexión API UN (NOT-UPSET) que consta de una rosca de 10 vueltas, siendo la conexión menos fuerte de la tubería. •Conexión API EUE ( EXTERNAL UPSET), esta conexión tiene mayor resistencia en el cuerpo de la tubería.

SARTA DE PRODUCCIÓN (TUBING)

Page 64: Clase Produccion I-Clase 2

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Es una herramienta que se utiliza para hacer sello entre la tubería de producción (Tubing) y la tubería de revestimiento (casing de producción), a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde el empaque hasta el espacio anular hacia arriba.

EMPAQUES DE PRODUCCIÓN

Page 65: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

EMPAQUES DE PRODUCCIÓN

Page 66: Clase Produccion I-Clase 2

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ACCESORIOS EN COMPLETAMIENTO-REENTRY GUIDE

Diseñado para proveer acceso de herramientas

de wireline a la tuberia.

Es instalado en el fondo de la sarta de

producción. Sirve como ayuda para la reentrada

de las herramientas de wireline, que pudieron

haber sido bajadas por debajo del fondo de la

sarta de tuberia de completación.

Es de gran ayuda para recuperar Herramientas

de wireline que estan por debajo de la sarta.

Page 67: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

ACCESORIOS EN COMPLETAMIENTO NIPLES DE ASIENTO ( SEATING NIPPLES)

Son dispositivos tubulares insertados en la tubería de producción y comunes en el pozo a una determina profundidad. Internamente son diseñados para alojar dispositivos de cierre para controlar la producción de la tubería. Existen dos tipos niples de asiento: •Niples de asiento selectivo. •Niples de asiento no selectivo

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

ACCESORIOS EN COMPLETAMIENTO- TAPONES RECUPERABLES DEL TUBING ( PLUGS )

Son utilizados para taponar la tuberia de producción y tener la posibilidad de realizar trabajos de mantenimiento y reparaciones en subsuelo. Existen tres tipos de tapones: 1. Capaces de soportar presión por encima o

sentidos descendente. 2. Capaces de soportar presión por debajo o

sentidos ascendente. 3. Capaces de soportat presión en ambas

direcciones, bajo condiciones de operación.

Page 69: Clase Produccion I-Clase 2

UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

ACCESORIOS EN COMPLETAMIENTO- TAPONES RECUPERABLES DEL TUBING ( PLUGS )

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UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I

ACCESORIOS EN COMPLETAMIENTO- MANGAS DESLIZANTES SLIDING SLEEVE

Son equipos de comunicación o separación, los cuales son instalados en la tubería de producción. Pueden ser abiertos o cerrados mediante una guaya fina. Dentro de sus funciones se cuenta: •Traer pozo a producción. •Matar el pozo. •Lavar arena. •Producción del pozo en múltiples zonas.

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ACCESORIOS EN COMPLETAMIENTO- MANDRILES O BOLSILLOS LATERALES

Son diseñados para instalarse en los controles de flujo, como válvulas de levantamiento artificial por gas, en la tubería de producción. Existen dos tipo de mandril: El primero cuenta con perforaciones en el lado exterior de la camisa del tubo y el fondo de la misma comunica con la tubería de producción. El segundo las perforaciones están hacia el interior de la tubería de producción y el fondo comunica con el espacio anular.

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ACCESORIOS EN COMPLETAMIENTO- FLOW COUPLINGS-BLAST JOINTS

Son piezas importantes para alargar la vida del

arreglo en el pozo, poseen un espesor de pared

mayor al de la tubería. Su función es minimizar

el impacto de la erosión de flujo

Se instala por encima y por debajo del Niple

asiento, válvula de seguridad, camisa de

circulación ó alguna otra restricción que cause

turbulencia.

Su beneficio es alarga la vida del arreglo de

completamiento.

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VALVULAS DE SEGURIDAD SUB-SUPERFICIAL (Subsurface Safety valve)

•Es utilizada en todos los pozos.

•Protección en caso de fallas en instalaciones

superficiales.

•Función, cierre automático de emergencia del pozo

•Cierre por control remoto ó manual, controlado en

locación ó desde sala de control.

•Requiere de pruebas en forma rutinaria.

•Se constituye en una barrera más de seguridad del pozo

• Reciben varios nombres según el fabricante (SSSV,

TRSV, DHSV)

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