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
UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I
TUBING Y CASING
UNIVERSIDAD DE AMERICA – PRODUCCIÓN I
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:
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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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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.
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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.
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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
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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.
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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.
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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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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.
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CASING
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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
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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.
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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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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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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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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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CASING
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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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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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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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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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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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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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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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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.
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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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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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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.
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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.
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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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Tipo de completamiento Ventaja Desventaja
Hueco revestido ( Cased Hole).
Liner
Hueco abierto ( Open Hole)
TIPOS DE COMPLETAMIENTO – PUNTO DEL PARCIAL
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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
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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.
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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
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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
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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.
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COMPLETAMIENTO POZOS HORIZONTALES
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COMPLETAMIENTO POZOS HORIZONTALES
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COMPLETAMIENTO POZOS HORIZONTALES
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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)
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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
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EMPAQUES DE PRODUCCIÓN
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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.
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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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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.
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ACCESORIOS EN COMPLETAMIENTO- TAPONES RECUPERABLES DEL TUBING ( PLUGS )
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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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TALLER